Se está convirtiendo en una estrategia industrial, económica y de seguridad energética.
Y para España esto tiene una consecuencia especialmente relevante:
cuanto más electrifiquemos nuestra economía, más importante será poder consumir la electricidad en el lugar y en el momento adecuados.
La Agencia Internacional de la Energía acaba de poner cifras a esta transformación.
En su nuevo informe Electrification, la IEA estima que la electricidad representa hoy aproximadamente el 23% del consumo final mundial de energía. Con tecnologías que ya son competitivas podría alcanzarse alrededor del 33%, mientras que su escenario de electrificación acelerada lleva esa cuota hasta el 35% en 2035.
Y las consecuencias económicas son enormes.
Según la IEA, una electrificación más rápida podría reducir en más de 400.000 millones de dólares anuales la factura energética de los países importadores de combustibles en 2035 y evitar el consumo de unos 18 millones de barriles de petróleo diarios respecto a una trayectoria menos electrificada.
Pero hay un país para el que esta historia resulta especialmente interesante. España.
España ya apunta al 35%
El PNIEC español prevé que la electrificación de la economía alcance aproximadamente el 35% en 2030, mientras la demanda eléctrica crecería alrededor de un 34% respecto a 2019.
Al mismo tiempo, España plantea para 2030:
Hay que hacer una precisión importante: esos 22,5 GW no son 22,5 GW de baterías. La cifra del PNIEC incluye distintas formas de almacenamiento, incluido almacenamiento termosolar y tecnologías de diferente duración.
Pero precisamente ahí aparece la verdadera cuestión.
España puede instalar enormes cantidades de generación renovable.
Puede electrificar transporte.
Puede sustituir combustibles por bombas de calor.
Puede electrificar procesos industriales.
Puede atraer centros de datos.
Puede producir hidrógeno mediante electrólisis.
Pero todas esas nuevas cargas tienen algo en común:
necesitan capacidad eléctrica disponible.
Y no simplemente energía anual.
Necesitan MW disponibles en determinadas horas y en determinados puntos de la red.
El cuello de botella está cambiando
Durante muchos años el gran reto de la transición energética española fue construir generación renovable.
Ahora aparece otro.
Conectar la demanda.
La nueva planificación de la red eléctrica española hasta 2030 contempla ya más de 17.000 millones de euros de inversión.
Y hay un dato especialmente revelador.
En las propuestas recibidas para esa planificación:
Es un cambio estructural.
Las anteriores planificaciones eléctricas estaban dominadas por solicitudes de generación.
Ahora aparecen nuevas fábricas, centros de datos, electrificación ferroviaria, puertos, vehículos eléctricos y grandes consumidores industriales.
De hecho, desde 2020 se habían concedido ya derechos de acceso para proyectos de nueva demanda que sumaban más de 43 GW.
La transición energética está pasando de ser principalmente una cuestión de producción a convertirse también en una cuestión de infraestructura y flexibilidad.
Y ahí entra el almacenamiento
Una planta fotovoltaica puede producir electricidad muy barata a las 14:00.
Una fábrica puede necesitar potencia a las 19:00.
Un centro de datos puede necesitarla las 24 horas.
Una flota de vehículos puede llegar simultáneamente a cargar al final de la jornada.
Y una red local puede simplemente no disponer de capacidad suficiente para atender todos esos consumos en determinados momentos.
Aquí cambia el papel de BESS.
La batería deja de ser únicamente:
“guardar energía solar y utilizarla después”.
Empieza a convertirse en una herramienta para:
Es decir:
BESS empieza a convertirse en infraestructura de electrificación.
España empieza a poner precio a esa flexibilidad
El nuevo mercado de capacidad español apunta precisamente en esa dirección.
El mecanismo permitirá participar a generación, almacenamiento y demanda, ofreciendo señales económicas por aportar capacidad y flexibilidad al sistema.
No es un detalle menor.
Significa que el valor de una batería ya no dependerá necesariamente de una única fuente de ingresos.
Puede aparecer un revenue stack formado por:
autoconsumo,
peak shaving,
arbitraje,
servicios de ajuste,
capacidad,
flexibilidad,
y gestión de restricciones internas del consumidor.
La batería empieza así a competir no solamente por el precio del kWh.
Compite por algo cada vez más valioso:
la disponibilidad del MW.
El dato que quizá importa más
La IEA resume esta transformación global bajo una idea poderosa:
estamos entrando en una “Age of Electricity”.
Pero la propia agencia advierte que esa nueva era necesita un crecimiento muy importante de redes y flexibilidad.
Más de 2.500 GW de proyectos de generación, almacenamiento y grandes cargas, incluidos centros de datos, permanecen ya bloqueados o retrasados en colas de conexión alrededor del mundo.
España no es ajena a ese problema.
Y eso cambia la pregunta.
Durante años preguntábamos:
¿Cuánta energía renovable podemos producir?
La próxima década probablemente tendremos que preguntar:
¿Cuánta nueva demanda podemos conectar realmente?
Y después:
¿cuánta más podríamos conectar si hacemos esa demanda flexible?
Ahí puede estar una de las grandes oportunidades del almacenamiento energético en España.
Porque la ventaja competitiva española no consiste únicamente en disponer de sol, viento y electricidad renovable.
Consiste en conseguir que esa energía pueda utilizarse donde y cuando la industria la necesita.
Y por eso quizá la próxima fase de la transición energética española pueda resumirse en una frase:
Generar electricidad renovable fue el primer paso.Poder entregarla cuando se necesita será el siguiente.Y el almacenamiento será una de las tecnologías que conecte ambos mundos.
