Los almacenamientos de gas de la Unión Europea se encuentran en torno al 63% de llenado, claramente por debajo de los niveles habituales para esta época del año. Alemania está poco por encima del 50% y Países Bajos en torno al 44–45%. España, en cambio, se encontraba alrededor del 73% en los últimos datos disponibles de Gas Infrastructure Europe. (The Guardian)
El contraste con años recientes es notable. En agosto de 2024, la UE había alcanzado ya el 90% de llenado antes incluso de terminar el mes. Ahora llega al final del verano con aproximadamente treinta puntos porcentuales menos. (Energy)
Eso no significa que Europa vaya a quedarse sin gas este invierno.
Pero sí significa algo económicamente importante:
el margen de seguridad es menor y el sistema energético europeo vuelve a estar más expuesto al precio internacional del gas y del LNG.
Y ahí aparece una conexión con el almacenamiento eléctrico BESS que merece analizarse con cuidado.
No porque una batería pueda sustituir las reservas estacionales de gas. No puede.
Sino porque cada MWh renovable que conseguimos desplazar hacia las horas en las que normalmente necesitamos generación a gas reduce parcialmente nuestra exposición a ese combustible.
El problema no son solo los almacenamientos. Es cuánto cuesta rellenarlos
Europa aprendió durante la crisis energética de 2022 que almacenar gas tiene un enorme valor estratégico.
Desde entonces, la regulación europea obliga a alcanzar un nivel de referencia del 90%, aunque desde 2025 existe mayor flexibilidad: el objetivo puede cumplirse entre el 1 de octubre y el 1 de diciembre y existe margen adicional cuando las condiciones de mercado dificultan el llenado. (Consejo Europeo)
La razón de esa flexibilidad es importante.
Obligar a comprar gas a cualquier precio puede terminar teniendo un efecto perverso: el mercado sabe que Europa necesita rellenar sus depósitos y puede incorporar esa demanda obligatoria al precio.
Este año la situación vuelve a ser especialmente delicada.
Alemania tenía aproximadamente 51,6% de sus almacenamientos llenos a finales de agosto, frente a alrededor del 76% un año antes. Su objetivo nacional es llegar aproximadamente al 70% a comienzos de noviembre. (Reuters)
Al mismo tiempo, la guerra en Oriente Medio está afectando al mercado internacional de LNG. QatarEnergy ha suspendido entregas a la italiana Edison hasta principios de noviembre, elevando a 29 el número de cargamentos cancelados, equivalentes a aproximadamente 3.800 millones de metros cúbicos de gas. (Reuters)
El resultado es una Europa que vuelve a competir por moléculas en un mercado global.
Y eso acaba llegando al sistema eléctrico.
Porque en Europa el precio del gas sigue siendo también precio de electricidad
Aunque renovables y nuclear producen una parte creciente de la electricidad europea, las centrales de ciclo combinado siguen teniendo una función esencial.
Son flexibles.
Pueden aumentar producción cuando cae el viento.
Pueden cubrir la rampa de demanda cuando desaparece la fotovoltaica.
Y, precisamente porque suelen entrar en las horas más tensas del sistema, con frecuencia contribuyen a fijar el precio marginal de la electricidad.
Por eso una subida del gas puede propagarse rápidamente hacia el mercado eléctrico.
Aquí aparece una paradoja interesante.
España puede tener durante el día:
exceso de generación solar y precios próximos a cero
y pocas horas después:
necesidad de generación flexible y precios muy superiores.
Lo acabamos de ver este mismo fin de semana con ocho horas de precios negativos durante el periodo solar y una fuerte subida al caer el sol.
El problema energético europeo empieza a parecerse cada vez más a esto:
tenemos energía barata, pero no necesariamente cuando la necesitamos.
Ahí es donde entra el BESS
Una batería no produce gas.
Tampoco almacena energía durante meses.
Por eso sería incorrecto presentar BESS como sustituto del almacenamiento subterráneo de gas.
Pero sí puede sustituir parte del uso horario del gas en generación eléctrica.
Pensemos en un ejemplo sencillo.
Una planta fotovoltaica dispone de un BESS de:
10 MW / 40 MWh.
Durante cuatro horas del mediodía existe abundante generación solar y el precio de la electricidad es prácticamente cero.
La batería carga:
10 MW × 4 h = 40 MWh.
A las 20:00 desaparece la generación solar.
La demanda continúa elevada y el sistema empieza a necesitar centrales de gas.
El BESS descarga esos 40 MWh durante la rampa vespertina.
¿Qué ha ocurrido?
No hemos sustituido 40 MWh de gas almacenado.
Hemos hecho algo diferente:
hemos reducido en 40 MWh la electricidad que tenía que producirse en ese momento con otras tecnologías.
Si la generación marginal era un ciclo combinado, parte de ese consumo de gas simplemente no se produce.
Hagamos números
Un ciclo combinado moderno puede necesitar aproximadamente 1,7–2 MWh térmicos de gas para producir 1 MWh eléctrico, dependiendo de su eficiencia.
Supongamos una eficiencia del 55%.
Para producir:
40 MWh eléctricos
necesitaríamos aproximadamente:
40 / 0,55 = 73 MWh térmicos de gas.
Por tanto, esos 40 MWh desplazados desde las horas solares podrían evitar del orden de 70 MWh térmicos de consumo de gas si realmente sustituyen producción de un ciclo combinado.
No es mucho comparado con los cientos de TWh almacenados en Europa.
Pero ahora multipliquémoslo.
1 GWh de BESS descargado durante una hora crítica podría desplazar aproximadamente 1,8 GWh térmicos de gas, bajo esa misma hipótesis.
Y si ese proceso ocurre cientos de veces durante el año, el impacto deja de ser irrelevante.
El valor del BESS aparece precisamente en las horas caras
Esto también ayuda a entender por qué la batería puede tener un valor económico superior al que sugiere su capacidad energética.
Un BESS de 40 MWh no compite contra todo el consumo anual de gas.
Compite contra las horas en las que el gas es más caro y más necesario.
Y esas horas son especialmente importantes.
Son las que pueden determinar:
el precio marginal de la electricidad,
la necesidad de arrancar generación térmica,
la congestión de determinadas zonas de la red,
y la volatilidad del mercado.
Por eso comparar directamente:
TWh almacenados en gas
con
GWh almacenados en baterías
puede resultar engañoso.
El gas aporta fundamentalmente energía y almacenamiento estacional.
La batería aporta fundamentalmente potencia, velocidad y desplazamiento horario.
Son funciones diferentes.
Pero pueden complementarse.
España tiene una posición particularmente interesante
España presenta una combinación que puede favorecer mucho esta lógica.
Tenemos una elevada penetración fotovoltaica.
Tenemos una infraestructura de LNG importante.
Tenemos interconexiones todavía limitadas con el resto de Europa.
Y estamos empezando a registrar con frecuencia creciente diferencias muy grandes entre el precio del mediodía y el de las horas posteriores a la puesta de sol.
A eso se suma algo especialmente interesante: el almacenamiento ya empieza a moverse de forma visible en el sistema.
Red Eléctrica registró el 27 de agosto aproximadamente 28,8 GWh tomados de la red por instalaciones de almacenamiento y 11,3 GWh entregados posteriormente, aunque estos datos incluyen tecnologías de almacenamiento distintas de BESS, principalmente bombeo. (Red Eléctrica)
El principio económico es exactamente el mismo:
absorber energía cuando existe abundancia y devolverla cuando el sistema la necesita.
Con más BESS, esa capacidad puede distribuirse además mucho más cerca de los centros de consumo.
Para una industria, la seguridad energética también empieza detrás del contador
El análisis se vuelve todavía más interesante en C&I.
Pensemos en una fábrica con:
2 MWp de fotovoltaica
y un BESS de:
1 MW / 4 MWh.
Durante las horas centrales genera excedentes.
La batería carga.
A las 19:00 disminuye la producción solar y la fábrica vuelve a importar electricidad.
Si la electricidad marginal en ese momento está condicionada por gas caro, el BESS permite evitar parte de esa compra.
El cliente no necesita participar directamente en el mercado de gas.
Simplemente reduce su exposición al precio eléctrico precisamente durante las horas en las que el gas puede estar condicionándolo.
Y ahí soluciones como SolaX TRENE + PV + EMS empiezan a tener una propuesta de valor más amplia.
Ya no es únicamente:
autoconsumo solar.
Puede ser:
autoconsumo + desplazamiento horario + peak shaving + gestión del punto de conexión + backup + reducción de exposición a volatilidad energética.
El EMS es el elemento que decide cuándo utilizar cada recurso.
Y aquí aparece una cuestión estratégica para Europa
Europa ha trabajado durante años para reducir su dependencia energética exterior.
Pero seguimos importando enormes cantidades de energía.
El LNG ha permitido diversificar proveedores y reducir dependencia del gas ruso, pero también ha aumentado nuestra exposición al mercado mundial de gas natural licuado.
Si Asia necesita más LNG, Europa puede tener que pagar más.
Si existe una interrupción en Oriente Medio, Europa puede tener que pagar más.
Si el invierno es frío, Europa puede tener que pagar más.
Esa dependencia no desaparecerá instalando baterías.
Pero existe una diferencia importante entre un sistema eléctrico que necesita generación térmica flexible cada tarde y otro capaz de desplazar una parte importante de su producción renovable hacia esas horas.
En el segundo caso necesitamos menos moléculas para generar electricidad en los momentos críticos.
El BESS puede convertirse en parte de la política europea de seguridad energética
Hasta ahora hemos justificado las baterías principalmente mediante:
arbitraje,
servicios auxiliares,
capacidad,
integración renovable,
curtailment.
Pero existe otra capa.
Seguridad energética.
No porque el BESS permita sobrevivir todo un invierno sin gas.
Sino porque puede reducir la cantidad de generación fósil que necesitamos utilizar cada día.
La diferencia puede parecer pequeña cuando observamos una batería individual.
Se vuelve mucho más importante cuando pensamos en decenas de GW distribuidos por Europa.
La comparación correcta no es batería contra gas
Europa necesitará almacenamiento de gas durante muchos años.
También necesitará LNG, interconexiones, bombeo, demanda flexible, almacenamiento térmico, hidrógeno y otras tecnologías.
La cuestión no es elegir una sola.
La pregunta realmente interesante es:
¿qué parte del gas que hoy utilizamos para generar electricidad podría dejar de ser necesaria si fuéramos capaces de desplazar mejor nuestra producción renovable?
Ahí el BESS tiene una posición especialmente fuerte.
Puede cargar en segundos.
Puede descargar en segundos.
Puede instalarse junto a una planta solar, una fábrica, un data center o una subestación.
Y puede responder exactamente durante las horas en las que el sistema eléctrico empieza a necesitar gas.
Europa llega al final del verano con los almacenamientos alrededor del 63%, lejos de los niveles alcanzados en los últimos años. (The Guardian)
Eso no significa crisis energética.
Pero sí nos recuerda algo que quizá habíamos olvidado demasiado rápido:
Europa sigue importando buena parte de la flexibilidad energética que necesita.
Las baterías ofrecen una forma de empezar a producir una parte de esa flexibilidad dentro de nuestro propio sistema eléctrico.
Y para fabricantes como SolaX Power, desarrolladores y consumidores C&I, ésa puede convertirse en una de las narrativas más importantes del almacenamiento durante los próximos años:
cada MWh renovable que conseguimos guardar hoy puede ser un MWh menos que necesitemos generar con gas cuando cae el sol.
No sustituirá los almacenamientos de gas.
Pero puede hacer que Europa necesite utilizarlos menos.
Y esa diferencia, cuando el gas vuelve a ser caro y geopolíticamente vulnerable, tiene mucho más valor de lo que aparece en el simple precio de una batería.
