El impuesto al sol, un freno para el negocio de las baterías

Son una pieza clave para el total desarrollo de las renovables, según dicen los expertos, pero las baterías para almacenar la energía verde no acaban de despegar en España al igual que ocurre con el coche eléctrico. Primero, porque aunque de momento sea el único sistema inventado, capaz de guardar la energía eólica y fotovoltaica, pocas son las compañías eléctricas que han empezado a implantarlas.

Segundo, porque no parece que el Gobierno esté por la labor de potenciar el autoconsumo a tenor del conocido como “impuesto al sol”, recogido en el último real decreto del pasado mes de octubre, que obliga a pagar a los españoles que las instalen en sus casas.

Y tercero, porque de momento es una tecnología cara de implantar. De hecho, la inversión de 1 megavatio/hora instalado puede costar 900.000 euros, según ha estimado Miguel Ángel Rodríguez, director técnico de la empresa especializada en el desarrollo e implantación de plantas de generación eléctrica Ingeteam.

En los últimos años, en España algunas compañías eléctricas han puesto en marcha algunos proyectos con baterías de ión-litio o de plomo ácido, como es el caso de Endesa, en las islas de Gran Canaria y La Palma, o Iberdrola, en Vitoria, pero no acaban de tomar impulso, entre otras cosas, porque “el país hasta el momento cuenta con muchas fuentes de generación de energía y todavía no existe sensibilidad ni demanda”, explica Javier Sánchez, director de ventas de la compañía fabricante de baterías de ión-litio Saft.

Es solo cuestión de tiempo. A su juicio, la única forma de catapultar a las renovables es buscar “la manera de almacenar la energía de forma eficiente, ya sean baterías de litio, hidrógeno, gas comprimido, de plomo, etcétera”.

Mientras que en otros países, como Estados Unidos (California ha abordado dos potentes proyectos),Alemania o Francia (en las islas), se está apostando por este sistema, “el recorrido de las baterías y el autoconsumo aquí es muy complicado por la legislación y los impuestos”, asegura Rodríguez, quien considera que, de momento, donde van a jugar su principal papel es en las islas Canarias, Ceuta y Melilla. Es decir, en zonas que no estén interconectadas a la red y donde la generación mediante centrales de diésel resulta más caro.

Es evidente que es mucho más costoso producir electricidad con diésel y gas que con fuentes naturales como el viento o el sol. Sánchez se pregunta si es que “todavía pensamos que nos podemos permitir pagar el sistema convencional o es que las eléctricas aún no están seguras de que la inversión sea rentable”.

Saft acaba de montar un planta de producción de energía en Bolivia con un sistema híbrido (diésel y fotovoltaica) que ahorra dos millones de litros de diésel al año. “Más de lo que cuesta la instalación”, aclara Sánchez. Pero claro, Bolivia no es España, con un sistema de redes muy extendido y potente.

Así y todo, en España cada vez existen más fábricas que recurren a las baterías para el autoconsumo, como las industrias de pollos o cooperativas de fruta ubicadas en lugares aislados, donde cuesta más llevar un cable de alta tensión que recurrir a la baterías. Lo más habitual en estas instalaciones es un mix con paneles solares, un grupo de generación diésel y la batería. 

No obstante, hasta el momento, la mayoría recurren a baterías más tradicionales, de plomo, a pesar de que solo pueden aprovechar hasta el 82% de la energía frente al 98% de las de ión-litio.

Los chiringuitos de las playas españolas, principalmente del Mediterráneo, también son clientes de este tipo de tecnología. Con una inversión de entre 30.000 y 40.000 euros se consiguen instalaciones muy sostenibles.

Uno de los problemas de las renovables son las fluctuaciones (cuando está nublado o no hay viento), que impiden una producción estable, y hoy por hoy el sistema obliga a consumir toda la energía que se produce. Es por ello por lo que donde tendrán mayor implantación será en Canarias, Ceuta y Melilla, donde se produce un mayor grado de variabilidad.