excedentes solares diurnos, picos nocturnos … y baterías cada vez más baratas
Durante muchos años, la discusión acerca del futuro de la electricidad en España se ha reducido a un temor recurrente expresado en dos palabras: «China fotovoltaica». Este término alude a los paneles solares que, a pesar de ser considerablemente asequibles y eficaces, generan preocupaciones sobre la competitividad y la sostenibilidad del sector energético nacional.
No obstante, el verdadero cambio no llega en contenedores desde Shanghai, sino cada vez más, en las furgonetas de los instaladores de la comunidad: las baterías de litio que permiten a los ciudadanos reducir su dependencia de la red eléctrica convencional. Esta tendencia está «cortando el cable», o al menos aliviando la presión que ejerce sobre él.
El más barato que cambia las reglas
El pasado, presente y futuro del costo del almacenamiento de energía nos da una idea clara de esta transformación:
- 2015: Almacenar un kilowatt-hora tenía un coste astronómico de más de 1,100 dólares/kWh.
- 2024: Según Bloomberg, el costo promedio por paquete se reduce a 115 dólares/kWh (aproximadamente 105 euros/kWh), lo que representa una caída del 20% en el último año.
- 2026-2027: En este periodo, se espera que la barrera psicológica de los 100 dólares/kWh sea superada.
Con estos precios de almacenamiento, el costo de la energía doméstica es ahora inferior a la tarifa valle del PVPC, que fluctúa entre 0.11 y aproximadamente 0.13 euros/kWh.
Esto convierte a las baterías en el complemento ideal para los hogares que cuentan con paneles solares, pero, a su vez, representan una amenaza directa para la demanda controlada por los distribuidores de electricidad.
Para entender el impacto de esta reducción de costos en los balances de las compañías del sector energético, es necesario analizar cómo obtienen sus ingresos.
Iberdrola. Según sus resultados anuales, su EBITDA para 2024 se sitúa en casi 17,000 millones de euros, desglosados de la siguiente manera:
- Redes: 6,423 millones de euros, es decir, el 38% del total.
- Generación y clientes: 10,425 millones de euros, que representan el 62% restante.
- Curiosamente, el 52% de la inversión de Iberdrola se destina a las redes, su segmento más estable y regulado.
Endesa, por su parte, reporta un EBITDA de 5,300 millones de euros en el mismo año, con una estructura de distribución similar:
- Distribución eléctrica: 1,750 millones, lo que equivale a aproximadamente el 33% de sus ingresos.
- El resto proviene mayoritariamente de la generación y el marketing.
Finalmente, Natural logró un EBITDA de 5,400 millones en 2024:
- Redes eléctricas y gas: Representan cerca del 45% del negocio.
- Esta empresa ha incrementado su inversión en este segmento un 15% en comparación con el año anterior.
De manera general, para todas estas empresas, cada kilowatt-hora que no fluye a través de sus redes afecta de manera directa su rentabilidad. Lo que hoy se presenta como una amenaza teórica, en un futuro próximo podría convertirse en una realidad matemática.
Batería y panel: el combo que despega
De acuerdo con datos de Auto.
- En 2021, solo el 2% de las instalaciones residenciales contaba con una batería integrada.
- Para 2024, ese número ha aumentado al 71%.
Y no se trata solamente de viviendas unifamiliares costeras; los kits híbridos están llegando a áreas periféricas e incluso a comunidades de vecinos pioneras en la adopción de esta tecnología.
Con incentivos y la tarifa 2.0td, la amortización de la inversión se ha reducido a entre 6 y 8 años, y la auto-suficiencia energética alcanza hasta un 80% en condiciones óptimas.
La red eléctrica está evolucionando conforme la distribución de electrones comienza a mostrar signos de inestabilidad. Esto no solo se debe al descenso de la demanda controlada, sino también al hecho de que miles de hogares comienzan a devolver energía a la red durante periodos de alta producción solar y baja demanda.
Para una empresa que ha invertido miles de millones en infraestructuras de transporte y distribución, esto representa un desafío importante.
Sin embargo, el marco regulatorio ya está empezando a modificarse, aunque la dirección que tomará no es clara.
El CNMC está considerando una nueva metodología de peaje para el período 2026–2031. Entre las opciones en consulta se encuentra la reubicación de parte de los costos fijos de la red al final de la energía, así como la posibilidad de remunerar los servicios de flexibilidad, como el almacenamiento o la descarga coordinada de baterías nacionales.
Estos ajustes generan dos consecuencias opuestas:
- El primero penaliza el auto-consumo con batería, a pesar de que apenas hay consumo adicional.
- El segundo premia la contribución que la batería hace al equilibrio de la red en momentos críticos.
Todo dependerá de cómo se diseñe la normativa y quiénes sean escuchados en el proceso. Sin embargo, el gobierno ha anunciado una ayuda histórica para el almacenamiento energético, utilizando 700 millones de fondos de Feder.
Esa transformación no se presenta como un fenómeno aislado. Varias compañías de energía europeas y estadounidenses han entendido el mensaje que resuena en España y están comenzando a actuar en consecuencia.
- Nextera ya ha contratado 81 GW en energía solar con almacenamiento para 2027, gran parte de estos sistemas estarán instalados detrás de los contadores, es decir, en los hogares.
- Enel x ha lanzado proyectos piloto de plantas de energía virtual (VPP) en Italia y ha establecido acuerdos para implementar baterías reguladas.
- EDF se encuentra explorando mercados de flexibilidad en el Reino Unido y Francia.
En España, Endesa ha comenzado de manera tímida a explorar estas posibilidades con su proyecto Flexítico en Málaga.
La lógica subyacente es clara: la red seguirá siendo necesaria, no como un simple conductor unidireccional, sino como una plataforma inteligente para el intercambio y el equilibrio energético.
Lo que resulta interesante no es únicamente el punto exacto en el que nos encontramos, sino la pendiente de la curva. De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía, para alcanzar los objetivos establecidos en la COP28, la capacidad de almacenamiento mundial deberá multiplicarse por seis antes de 2030, de los cuales 1,200 GW deberá proceder de baterías.
España, con sus abundantes recursos solares durante el día y picos de consumo durante la noche, se presenta como uno de los terrenos más fértiles de Europa para esta transición energética.
A pesar del miedo durante estos años a la llegada de la amenaza desde el mar en forma de placas chinas, la verdadera amenaza reside en los vehículos de los instaladores. En los paquetes de litio, fosfato y hierro que permiten a cada hogar generar y mantener su propia energía.
En este contexto, el negocio de la red se encuentra en medio de una transformación: se busca proporcionar billones de kilovatios para garantizar la continuidad del suministro energético. Y aquí radica la clave: aquellos que se adapten al nuevo modelo no solo lograrán resistir mejor los embates del cambio, sino que también tienen el potencial de liderar esta transformación.
En | Se tiene acceso a datos sobre el gran apagón en España, que complican aún más esta situación.
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