almacenamiento
Baterías de almacenamiento: claves para elegir la configuración adecuada según normativa y aplicación
Texto:
Maribel Cotolí Cáceres
Ingeniera Industrial de Arram Consultores SL
“El almacenamiento energético mediante baterías se ha consolidado como un componente clave en la transición energética y la gestión de redes eléctricas más flexibles. Sin embargo, no todas las soluciones de almacenamiento son iguales. A la hora de diseñar e implantar una instalación de baterías, existen múltiples factores técnicos y normativos que condicionan su rendimiento, viabilidad económica y prioridad de operación.
Una de las primeras decisiones clave es el tipo de contenedor que albergará las baterías y si éste incluye o no los inversores integrados. Los sistemas de almacenamiento modulares tipo contenedor con inversores integrados presentan la ventaja de ofrecer soluciones compactas, preinstaladas y listas para su conexión, lo que simplifica la logística, el montaje en campo y la integración en proyectos. Esta modalidad, cada vez más popular entre fabricantes líderes, reduce los riesgos técnicos asociados a la interoperabilidad y acorta los plazos de puesta en marcha. Se podría decir, incluso, que es la única opción a elegir en aquellos proyectos con problemas de espacio, sobre todo eligiendo al fabricante adecuado. Sin embargo, su principal inconveniente radica en la posible dependencia tecnológica del fabricante (vendor lock-in), que puede limitar futuras ampliaciones o adaptaciones.
Por el contrario, los sistemas en los que los inversores se ubican fuera del contenedor permiten una mayor versatilidad en el diseño del sistema y una adaptación más fácil a distintas topologías de red o estrategias de operación. Esta alternativa, más abierta, es ideal para proyectos que requieren un alto grado de personalización o para operadores que prefieren mantener el control sobre los distintos elementos del sistema. No obstante, requiere mayor complejidad en la ingeniería y más espacio físico, además de una planificación más cuidadosa para garantizar la compatibilidad entre los distintos equipos. Además, el hecho de que los inversores se sitúen fuera del contenedor de baterías implica que la instalación eléctrica entre ambos elementos debe realizarse en corriente continua (DC), lo que introduce consideraciones técnicas específicas. A diferencia de las conexiones en corriente alterna (AC), propia de plantas de almacenamiento con inversores integrados, las líneas de DC requieren un diseño cuidadoso en cuanto a distancias, secciones de cableado, protección contra sobretensiones y coordinación de equipos de desconexión. Aunque esta configuración ofrece mayor libertad para seleccionar y dimensionar el inversor de forma independiente, también supone una mayor complejidad en campo, tanto en la ingeniería como en la puesta en marcha. Además, la operación en DC entre contenedor e inversor implica una supervisión más estricta de la seguridad eléctrica, especialmente en lo relativo a las corrientes de fuga, el aislamiento y la detección de fallos a tierra.
Otro elemento decisivo es la capacidad temporal del sistema: es decir, cuántas horas puede operar la batería a su potencia nominal. En el contexto regulatorio actual, y bajo el marco del Real Decreto 1183/2020, las instalaciones con al menos 2 horas de almacenamiento comienzan a ser consideradas como gestionables, lo que les otorga ciertas ventajas operativas. Sin embargo, son los sistemas con una duración de 4 horas los que están llamados a tener un papel protagonista. La regulación actual y las futuras subastas contemplan dar prioridad de despacho a las instalaciones hibridadas con almacenamiento que puedan garantizar esta autonomía de 4 horas, consolidando así su atractivo para proyectos renovables con mayor penetración en el mercado.
El Real Decreto-ley 7/2025, aprobado por el Gobierno en junio, proponía medidas ambiciosas para reforzar esta visión, como la prioridad de despacho para sistemas híbridos, la exención de evaluación ambiental o la declaración de utilidad pública para instalaciones de almacenamiento. No obstante, dicho real decreto-ley no fue convalidado por el Congreso el 22 de julio de 2025, por lo que todas estas medidas han quedado sin efecto y no son actualmente aplicables. La normativa vigente sigue siendo, por tanto, la que se deriva del RD 1183/2020 y de la normativa comunitaria.
Esta capacidad de almacenamiento no solo es relevante desde el punto de vista normativo, sino también técnico y económico. Las baterías de 2 horas pueden ser suficientes para aplicaciones como la regulación de frecuencia o la estabilización de red, pero en escenarios de arbitraje energético, integración de renovables o gestión de picos de demanda, la opción de 4 horas ofrece un margen de operación mucho más amplio y rentable. A pesar de su mayor coste inicial, la tendencia del sector apunta claramente hacia este tipo de soluciones de mayor capacidad.
En relación con la integración del sistema en el entorno energético, existen dos grandes modelos de implantación: el almacenamiento hibridado con instalaciones de generación renovable y el almacenamiento stand-alone o conectado de forma independiente a la red. En el primer caso, el sistema de baterías comparte punto de conexión con una planta fotovoltaica o eólica, y puede alimentarse directamente de la energía generada. Esta configuración, amparada también por el RD 1183/2020, simplifica los trámites administrativos y permite aprovechar al máximo la energía excedentaria, contribuyendo a un mayor grado de autosuficiencia energética. Aunque el RDL 7/2025 iba a reforzar estas ventajas con nuevas medidas de tramitación preferente y simplificación ambiental, su rechazo en el Congreso ha dejado vigente el marco anterior.
Por otro lado, los sistemas stand-alone no dependen de ninguna fuente renovable propia y se conectan directamente a la red. Su principal ventaja es la libertad operativa: permiten cargar y descargar según las condiciones del mercado eléctrico, siendo muy útiles en esquemas de arbitraje, regulación de frecuencia o participación en mercados de capacidad. A pesar de esta flexibilidad, estos sistemas suelen tener menor prioridad de despacho y no cuentan con los beneficios regulatorios que sí se otorgan a las instalaciones híbridas.
En ambos casos, la evolución normativa tanto en España como en la Unión Europea avanza hacia una mayor integración del almacenamiento como actor esencial del sistema eléctrico. La nueva Directiva europea sobre baterías (UE 2023/1542), así como el Reglamento de emergencia sobre aceleración de renovables (UE 2022/2577), refuerzan el papel del almacenamiento como solución prioritaria, al tiempo que establecen requisitos más exigentes en materia de seguridad, trazabilidad, huella de carbono y reciclaje.
En definitiva, la elección entre uno u otro tipo de batería no puede hacerse de forma aislada. Factores como la integración del inversor, la duración del sistema, el tipo de operación (híbrida o independiente), así como el cumplimiento de la normativa vigente, deben formar parte de una estrategia técnica y económica bien alineada con los objetivos del proyecto. Contar con el asesoramiento adecuado y una visión clara del marco regulatorio permitirá a promotores y clientes invertir en soluciones robustas, rentables y preparadas para el futuro energético europeo, por ello, desde ARRAM estamos dispuestos a ayudarte, ya que si algo nos define que es la pasión por lo que hacemos”.
Cuenca instalará módulos para almacenar energía fotovoltaica
Se trata de una tecnología pionera en Castilla-La Mancha, que arrancará con una inversión de 13 millones en dos parques fotovoltaicos en la zona de Alarcón
La Comisión de Ordenación del Territorio y Urbanismo de Cuenca ha aprobado tres proyectos clave para el desarrollo energético sostenible de la provincia de Cuenca. Entre ellos destacan los primeros sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS) asociados a instalaciones solares, una tecnología pionera en Cuenca y en toda Castilla-La Mancha.
Estos proyectos permitirán hibridar los parques fotovoltaicos FV Romeral y FV Olmedilla, situados en los términos municipales de Alarcón, Olmedilla de Alarcón y Valverdejo, mediante la instalación de módulos de almacenamiento en sus respectivos recintos. Cada sistema contará con una potencia nominal de 27,46 megavatios y una inversión superior a los 13 millones de euros.
Junto a este proyecto, se ha aprobado también la planta solar híbrida Cerro Palo, que se emplazará en los términos municipales de Vara del Rey, Sisante y Tébar. Este proyecto incorpora un nuevo módulo fotovoltaico de 41 megavatios, que se conectará al parque eólico existente.
En conjunto, las tres instalaciones suman una potencia de 96 megavatios, capaces de abastecer a unas 15.000 viviendas, con una inversión total de 44,3 millones de euros.
Malta Inc presenta en Puertollano su planta piloto de almacenamiento energético
Malta Inc, la empresa que proyecta en Puertollano (Ciudad Real) una planta de almacenamiento de energía de larga duración para plantas solares fotovoltaicas y eólicas con la financiación mayoritaria del fondo Breakthrough Energy fundado por Bill Gates, presentó el pasado 23 de abril su proyecto ante una veintena de empresas internacionales, socios, administraciones públicas y asociaciones representativas del sector de las renovables.
Durante el acto, la compañía avanzó que las obras de construcción de su planta piloto, situada en una parcela del polígono La Nava Puertollano, podrían dar comienzo a finales de 2025 con el fin de desarrollar esta tecnología en un periodo promedio de entre cinco y siete años.
La construcción, que se prolongará durante unos 20 meses, cuenta con una inversión estimada en 60 millones de euros y se prevé que emplee a un centenar de personas al año en la construcción y genere una decena de empleos en la fase operativa.
En declaraciones a los periodistas en un receso del acto de presentación, realizado en el Instituto de Sistema Fotovoltaico y de Concentración de Puertollano (Isfoc), el CEO de Malta INC, Phil Delleville, ha explicado que el proyecto cuenta con un acuerdo de entendimiento con BBVA para desarrollar un instrumento financiero de compraventa de energía que atraiga la financiación.
Esta colaboración se ha originado en el Marco del ‘Energy Resilience Leadership Group’ que se ha propuesto acelerar la independencia energética en Europa, liderado por el fondo fundado por Bill Gates, Breakthrough Energy, y Siemens Energy. De hecho, la financiación del proyecto se está negociando actualmente con Breakthrough Energy en el marco de su organización europea.
La idea es desarrollar esta tecnología con el fin de que los clientes potenciales puedan utilizarla para la construcción de plantas más grandes en España, aunque no se descarta que su ubicación definitiva pudiera estar en Castilla-La Mancha o incluso en el municipio de Puertollano. Según el CEO de Malta Inc, este proyecto se está desarrollando además con socios tecnológicos como Alfa Laval, de Suecia, y Cox Energy, de España.
La planta se presenta como una innovadora solución de almacenamiento térmico de generación y bomba de calor basada en ciclo de vapor que se integra fácilmente con los ciclos de plantas térmicas existentes, y desplegable como solución de hibridación para plantas solares, fotovoltaicas y eólicas. De esta manera se podrá almacenar energía solar variable, libre de CO2, y convertirla diariamente en electricidad síncrona gestionable. La planta piloto dispondrá de una capacidad de potencia de 9 megavatios.
La duración del proyecto piloto desde el inicio de arrendamiento en la fase de desarrollo hasta su desmantelamiento será de entre cinco y siete años. Se espera que la finalización de las obras se produzca en julio de 2027. Durante la fase de desarrollo, diseño, fabricación, montaje y construcción, desde 2025 hasta la puesta en marcha, se estima que el proyecto generará unos 200 puestos de trabajo directos y 100 indirectos. Durante la fase de operación la planta necesitará unos cinco puestos de trabajo durante cinco años para ingenieros, técnicos y operarios cualificados del sector.
Cada proyecto comercial de planta definitiva podría contar con 100 megavatios de potencia y 10 horas de almacenamiento síncrono de larga duración. La construcción de cada una de estas plantas podría generar unos 800 puestos de trabajo directos y otros 800 indirectos, con la previsión de que durante su vida comercial, estimada en unos 25 años, ofrezca una veintena de puestos de trabajo directos de alta cualificación.
Plantas de almacenamiento stand-alone: un nuevo protagonista en la transición energética
Texto:
Ana Guijarro Durán
Ingeniera eléctrica de la Unidad de Energía de Arram Consultores, SL
El almacenamiento de energía se está consolidando como uno de los pilares para la evolución del sistema eléctrico. Hasta hace pocos años, su papel se limitaba casi exclusivamente a complementar instalaciones renovables, principalmente solares o eólicas. Sin embargo, la rápida evolución tecnológica, la reducción de costes y la necesidad creciente de gestionar la variabilidad de la generación han dado paso a una nueva tendencia: las plantas de almacenamiento stand-alone.
Este tipo de instalaciones, compuestas por sistemas de baterías conectados directamente a la red, sin depender de una planta de generación específica, están ganando terreno en los mercados eléctricos más dinámicos. Su objetivo ya no es solo “guardar” energía, sino aportar servicios concretos para mejorar la estabilidad, la eficiencia y la flexibilidad del sistema.
¿Qué es una planta de almacenamiento stand-alone?
Una planta de almacenamiento stand-alone es una infraestructura energética compuesta por baterías de gran capacidad, sistemas de conversión de energía (inversores), transformadores, protecciones eléctricas y una serie de sistemas auxiliares. A diferencia de los proyectos híbridos —donde el almacenamiento está asociado a una fuente renovable como el sol o el viento—, aquí las baterías operan de forma independiente y se conectan directamente al sistema eléctrico.
Estas instalaciones permiten ofrecer una gama diversa de servicios que hasta hace poco estaban reservados a las centrales convencionales. Entre los más relevantes destacan:
- Arbitraje energético: cargar las baterías cuando la electricidad es barata y descargarla cuando es cara.
- Regulación de frecuencia y tensión: para mantener la estabilidad del sistema en tiempo real.
- Control de rampas: suavizar subidas o bajadas bruscas de generación o consumo.
- Black start: capacidad para arrancar secciones del sistema eléctrico tras un apagón generalizado.
- Servicios auxiliares: apoyo al operador del sistema en la operación diaria de la red.
Este enfoque posiciona al almacenamiento como un activo de operación estratégica, con valor propio en el mercado, más allá de su función de respaldo.
Aspectos técnicos del diseño
Aunque el diseño puede variar según el entorno, la normativa o el modelo de negocio, la mayoría de las plantas comparten una arquitectura técnica similar. En el núcleo del sistema están las baterías de ion-litio, con preferencia por la química LFP (litio ferrofosfato) por su mayor estabilidad térmica, durabilidad y menor riesgo de incendio frente a otras opciones como NMC.
En términos de escala, los proyectos pequeños pueden comenzar en torno a los 10 MW / 20 MWh, mientras que las plantas de mayor tamaño superan los 100 MW y varias horas de capacidad de almacenamiento. El ratio energía/potencia (conocido como storage duration) se adapta según el uso previsto: una planta enfocada a regulación de frecuencia puede tener una duración de 1 hora, mientras que una orientada al arbitraje puede requerir 2 o incluso 4 horas de almacenamiento.
La infraestructura se completa con inversores bidireccionales (Power Conversion Systems, PCS), transformadores de media tensión, sistemas de protección y automatización, y plataformas SCADA que permiten supervisar y operar el sistema, así como interactuar con el operador de red.
Principales desafíos técnicos
Uno de los retos más importantes es la gestión térmica. Las baterías deben operar en un rango óptimo de temperatura, habitualmente entre 15 °C y 30 °C, lo que requiere sistemas HVAC bien dimensionados, sobre todo si las unidades están en contenedores cerrados o se ubican en zonas con climas extremos.
La seguridad frente a incendios es otro punto crítico. En este tipo de instalaciones se aplican medidas específicas como compartimentación, detección por sensores de gas o temperatura, y sistemas de extinción con aerosoles o gases inertes. Las normativas más reconocidas, como la NFPA 855 y la UL 9540A, marcan la pauta en muchos mercados.
Desde el punto de vista eléctrico, también hay exigencias relevantes: tiempos de respuesta muy rápidos (inferiores a un segundo en algunos servicios), cumplimiento de parámetros de calidad de potencia, y compatibilidad con los requerimientos del operador del sistema.
Impacto en el sistema eléctrico
El valor de estas plantas va más allá de su capacidad para almacenar energía. En un sistema con creciente participación de fuentes renovables, que son intermitentes por naturaleza, contar con almacenamiento independiente permite amortiguar variaciones, reducir la dependencia de centrales fósiles y evitar inversiones en refuerzo de red.
Además, su capacidad para participar en distintos mercados —energía, capacidad, servicios auxiliares— abre la puerta a modelos de negocio diversificados, donde el almacenamiento deja de ser un coste añadido y pasa a convertirse en una fuente de ingresos.
Conclusión
Las plantas de almacenamiento stand-alone representan una evolución lógica en el camino hacia un sistema eléctrico más limpio, resiliente y eficiente. Aunque su desarrollo implica superar retos técnicos y normativos, su potencial para aportar estabilidad, flexibilidad y valor económico es indiscutible. Con la madurez tecnológica alcanzada y un entorno regulatorio cada vez más receptivo, todo apunta a que este tipo de soluciones jugará un papel central en la transición energética de los próximos años.
Publicada la nueva resolución sobre las ayudas de incentivos ligadas al autoconsumo y al almacenamiento con fuentes de energías renovables
Con fecha 14 de octubre de 2024 se ha publicado en el Diario Oficial de Castilla-La Mancha Resolución de 30/09/2024, de la Dirección General de Transición Energética, sobre concesión y desestimación de ayudas correspondientes al programa 4 de los programas de incentivos ligados al autoconsumo y al almacenamiento, con fuentes de energía renovable, así como a la implantación de sistemas térmicos renovables en el sector residencial (Centésima décima quinta resolución). [2024/7992]
En la resolución se han concedido un total de 2.552.442,03 €, en ayudas al programa de incentivos 4 para la realización de instalaciones de autoconsumo, con fuentes de energía renovable, en el sector residencial, las administraciones públicas y el tercer sector, con o sin almacenamiento, que se abonarán con cargo a las partidas presupuestarias y los PEP del fondo FPA0090014 que se especifican en la resolución.
Estas ayudas son concedidas por orden de presentación de solicitudes, una vez realizadas las comprobaciones de concurrencia de la situación o actuación subvencionable y el cumplimiento del resto de requisitos exigidos, y se irán descontando del presupuesto asignado en la convocatoria hasta el agotamiento del crédito.
Hay que recordar que el pago de la ayuda queda supeditado al efectivo cumplimiento de todas y cada una de las condiciones establecidas al efecto en la convocatoria de las ayudas, y, que, en el caso de que la persona o entidad destinataria final de la ayuda no cumpliera con la obligación de justificación, no se procederá al pago de la subvención y se declarará la pérdida del derecho al cobro de la misma.
En el siguiente enlace se puede consultar la publicación de la resolución en el Diario Oficial de Castilla-La Mancha: centesima_decima_quinta_resolucion_de_concesion_y_desestimacion_ayudas_programa_4.pdf
Publicada una nueva resolución de concesión de ayudas al autoconsumo y al almacenamiento con fuentes de energía renovable
Con fecha 04 de enero de 2024 se ha publicado en el Diario Oficial de Castilla-La Mancha la Resolución de 19/12/2023, de la Dirección General de Transición Energética, sobre concesión y desestimación de ayudas correspondientes al programa 2 de los programas de incentivos ligados al autoconsumo y al almacenamiento, con fuentes de energía renovable, así como a la implantación de sistemas térmicos renovables en el sector residencial (septuagésima tercera resolución).
En la resolución se han concedido un total de 470.598,21 € en ayudas al programa de incentivos 2 para la realización de instalaciones de autoconsumo, con fuentes de energía renovable, en el sector residencial, las administraciones públicas y el tercer sector, con o sin almacenamiento, que se abonarán con cargo a las partidas presupuestarias y los PEP del fondo FPA0090014 que se especifican en la resolución.
Estas ayudas son concedidas por orden de presentación de solicitudes, una vez realizadas las comprobaciones de concurrencia de la situación o actuación subvencionable y el cumplimiento del resto de requisitos exigidos, y se irán descontando del presupuesto asignado en la convocatoria hasta el agotamiento del crédito.
Hay que recordar que el pago de la ayuda queda supeditado al efectivo cumplimiento de todas y cada una de las condiciones establecidas al efecto en la convocatoria de las ayudas, y, que, en el caso de que la persona o entidad destinataria final de la ayuda no cumpliera con la obligación de justificación, no se procederá al pago de la subvención y se declarará la pérdida del derecho al cobro de la misma.
En el siguiente enlace se puede consultar la publicación de la resolución en el Diario Oficial de Castilla La Mancha:
Castilla-La Mancha y Extremadura concentran las mayores ayudas y potencia para proyectos de almacenamiento de energía
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), a través del Instituto de Ahorro y Diversificación de la Energía (IDAE), ha concedido 150 millones de euros de fondos NextGenEU para incentivar 36 proyectos de almacenamiento conectado a instalaciones de generación renovable –fundamentalmente fotovoltaicas y eólicas– por todo el territorio.
Estas iniciativas, de carácter innovador, que suman una potencia de 904 MW, impulsarán el avance para consolidar un parque de almacenamiento renovable en España de 22 GW en 2030, en línea con los objetivos de la Estrategia de Almacenamiento Energético y del borrador de actualización del Plan Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030. El resultado de esta convocatoria contribuye al cumplimiento de los hitos y metas del Componente 8 del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR).
Esta primera línea de ayudas para proyectos innovadores de almacenamiento energético hibridado con instalaciones renovables, incluida dentro del PERTE-ERHA de Energías Renovables, Hidrógeno Renovable y Almacenamiento, adjudica el total de la ayuda prevista –150 millones– entre los 36 proyectos seleccionados en concurrencia competitiva, lo que demuestra el elevado interés del sector por el almacenamiento para otorgar flexibilidad y adaptabilidad al sistema eléctrico. Un interés que ha sobrepasado el presupuesto disponible, ya que a la convocatoria han concurrido 266 expedientes cuyas solicitudes de subvenciones multiplicaban por siete el monto disponible.
La mayoría de los proyectos beneficiarios de la ayuda se orientan a incorporar o reforzar la capacidad de almacenamiento en instalaciones de generación eólica o fotovoltaica mediante tecnología electroquímica. Se localizan en 27 municipios de nueve comunidades autónomas: Andalucía, Aragón, Castilla y León, Comunitat Valenciana, Galicia, Illes Balears, Navarra, Castilla-La Mancha y Extremadura. Destacan, sobre todo, estas dos últimas, que cuentan con los proyectos de más potencia –632,4 MW adicionales– y concentran la mayor parte de la ayuda: 95,4 millones la suma de ambas.
Un total de 27 iniciativas –tres de cada cuatro– se ubican en áreas de reto demográfico y/o transición justa. En conjunto, los 36 proyectos movilizarán inversiones por unos 570 millones.
El almacenamiento es una tecnología fundamental para garantizar un sistema eléctrico 100% renovable en 2050. Al término de 2023 casi el 51% de la electricidad generada en España ya es de origen renovable.
El PERTE EHRA es un completo programa de instrumentos y medidas para desarrollar tecnología, conocimiento, capacidades industriales y nuevos modelos de negocio que refuercen la posición del liderazgo de España en el campo de las energías limpias. Movilizará una inversión superior a los 16.300 millones, entre aportaciones del Plan de Recuperación y fondos privados.
Además de esta convocatoria de ayudas para proyectos innovadores de almacenamiento energético hibridado con instalaciones renovables, el PERTE_ERHA incluye otras tres líneas de ayudas dirigidas a activar proyectos innovadores y nuevos modelos de negocio vinculados al almacenamiento, entre ellas las relativas al almacenamiento eléctrico independiente, térmico y de bombeo reversible, por un total de 446 millones. A ellas se suman los programas de ayudas sobre autoconsumo y fomento de renovables en territorios insulares, ya resueltas, que apuestan por el almacenamiento como tecnología subvencionable clave.
Pedro Fresco, especialista en el mercado eléctrico: “Con sistemas de autoconsumo y almacenamiento económicamente competitivos, la mayoría de consumidores van a poder ser casi autosuficientes”
Entrevista con
Pedro Fresco
Autor de “El futuro de la energía en 100 preguntas”
Pedro Fresco, especialista en el mercado eléctrico y gasista y experto de la Universidad Internacional de Valencia, ha presentado recientemente su libro “El futuro de la energía en 100 preguntas”.
¿Hacia dónde va a cambiar el mundo energético en los próximos años según tu libro «El futuro de la energía en 100 preguntas«?
En el libro sostengo que hay tres idea clave que van a marcar el futuro de la energía. La primera es que la energía del futuro será renovable, pasando de un modelo de energías con base fósil a un modelo basado en las energías alternativas. La segunda idea es que el futuro es eléctrico, es decir, iremos hacia una sustitución de combustibles por electricidad, electrificando el transporte, la climatización, etc. Y, finalmente, la tercera idea clave es que el futuro de la energía será descentralizado, yendo a un modelo en el que no serán sólo las grandes centrales las que generarán la energía sino que también lo haremos nosotros mismos, convirtiéndonos en prosumidores.
Hasta no hace mucho las empresas eléctricas eran las grandes protagonistas del sector. ¿Ahora también lo son los propios clientes que puede convertirse en sus propios productores?
Efectivamente, esa es una de las claves del futuro. No es que las grandes centrales o los grandes generadores vayan a desaparecer, van a seguir existiendo porque el sistema eléctrico y ciertas actividades los necesitan, pero progresivamente iremos sustituyendo parte de esa generación centralizada por una descentralizada, propia. Y esto es algo que va a suceder en el consumidor doméstico pero también en el sector servicios o las empresas industriales.
¿Hasta qué punto el autoconsumo y la posibilidad del almacenamiento de energía con baterías va a cambiar el mundo energético?
Va a cambiarlo radicalmente. El almacenamiento, a nivel de grandes centrales o de sistema eléctrico, es lo que nos va a permitir prescindir progresivamente de las centrales térmicas e ir hacia un sistema eléctrico 100% renovable. Pero, además, la combinación de autoconsumo y almacenamiento a nivel de consumidor final va a alterar la naturaleza de la relación entre la red eléctrica y el consumidor. Con sistemas de autoconsumo y almacenamiento económicamente competitivos, la mayoría de consumidores finales van a poder ser casi autosuficientes o, incluso, muchos podrán plantearse desconectarse de la red eléctrica, sobre todo una vez tengamos “baterías móviles” que serán nuestros vehículos eléctricos. La red ofrecerá ventajas, como vender o compartir la energía producida, pero habrá quién no las necesite. Cómo se ajustará todo es aún incierto, pero lo que es seguro es que en un par de décadas será muy distinto.
¿La movilidad eléctrica total, con el fin de los combustibles fósiles en la automoción en algunas décadas, qué necesita para ser viable?
Viable técnicamente ya es a nivel de vehículo particular, transporte de mercancías ligeras o transporte público urbano. En otros ámbitos, como la aviación, el transporte marítimo o el transporte internacional por carretera, todavía no lo es. El campo que me parece más complicado es la aviación, donde probablemente habrá que optar por alternativas como el hidrógeno, que en cualquier caso también sería renovable.
En todo caso, el campo de la movilidad eléctrica está evolucionando muy rápidamente. Cada año los nuevos modelos tienen más autonomía y las baterías son más baratas, y esa tendencia continuará en el futuro. En muy pocos años, los utilitarios eléctricos serán más competitivos que los vehículos de combustión gracias a sus menores costes variables y de mantenimiento. En cuanto eliminemos la frontera psicológica de la autonomía, que superaremos con una infraestructura de recargas rápidas adecuada, la revolución del vehículo eléctrico será imparable.
El coste energético es clave para muchos pequeños negocios (pymes, cooperativas, comercios, hostelería…). ¿Puede bajar sensiblemente en los próximos años el precio de la energía? ¿De qué dependerá más?
Hoy en día las energías renovables más maduras, la eólica y la solar fotovoltaica, son las energías que pueden generar electricidad a precio más bajo, así que su progresiva implantación debería hacer bajar el precio de la electricidad. Sin embargo, estas energías tienen un hándicap, que son intermitentes, y por tanto a partir de cierto grado de implantación será necesario complementarlas con almacenamiento u otras renovables no intermitentes que pueden ser más caras. Como aún no hemos llegado a ese punto no sabemos si en ese momento el precio de esas renovables y de ese almacenamiento encarecerá el recibo. Yo soy optimista y creo que en menos de una década tendremos sistemas de almacenamiento combinados con energías intermitentes que serán más baratos que cualquier alternativa fósil.
Eso es para la electricidad, sin embargo para el resto de energías (gas natural, gasóleo, gasolina, etc.) la tendencia será al encarecimiento. La lucha contra el cambio climático va a obligar a desincentivar su uso, algo que probablemente vendrá mediante su incremento de precio vía impuestos. Ya hay algunas propuestas en ese sentido, que pretenden aumentar la imposición sobre los combustibles y bajarla sobre la electricidad, para facilitar esa electrificación.
En todo caso quiero dejar un mensaje optimista. La posibilidad de autogenerar nuestra propia energía a precios cada vez más baratos nos va a permitir reducir nuestros costes energéticos. Una gestión cada vez más inteligente de la energía, las mejoras en la eficiencia energética y la nueva realidad a la que nos llevará ser prosumidores también operarán en nuestro interés. Si nos movemos con los tiempos, este nuevo paradigma será positivo para las empresas y abrirá muchas oportunidades de negocio que hoy ni siquiera somos capaces de vislumbrar.
Energía de Castilla-La Mancha 