El almacenamiento detrás del contador en España sumó en España 495 MWh de energía solar en 2023
Según los datos recogidos por la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), en 2023 se instalaron 495 MWh de almacenamiento detrás del contador en España, de los cuales, en torno a tres cuartas partes corresponden a instalaciones residenciales. UNEF ha realizado un trabajo de estudio con sus empresas asociadas para obtener por segundo año consecutivo, el primer registro de España sobre almacenamiento detrás del contador con el objetivo de dimensionar y plantear una hoja de ruta para hacer frente a las necesidades del sector de la energía solar, en particular, y de las energías renovables, en general en este ámbito.
“Desde UNEF consideramos fundamental seguir trabajando de la mano de empresas e instituciones públicas para trazas una estrategia adecuada que nos permita el impulso definitivo que necesita el almacenamiento detrás del contador. Se trata de una pieza clave para la integración de renovables en red y la descarbonización, así que esta caída muestra la necesidad de seguir trabajando en la creación de esquemas de financiación que permitan hacer más competitivos este tipo de instalaciones, como puede ser la exención del IVA o las desgravaciones fiscales.”, ha explicado José Donoso, director general de UNEF.
“Los sistemas de almacenamiento nos permiten hacer un uso más eficiente de los excedentes, es decir, de la energía no autoconsumida en el momento en el que es generada, para poder consumirla en un momento posterior. En los próximos años, las baterías van a tener la misma importancia que los propios paneles solares.”, explica Donoso.
Además, el director general de la asociación sectorial mayoritaria de la energía solar en España, analiza los datos recogidos por UNEF: “La bajada de precios de la electricidad que estamos viendo en los últimos meses ha reducido la rentabilidad de este tipo de instalaciones. También el fin de las ayudas Next Generation que estimulaban este tipo de instalaciones ha sido un motivo desencadenante para que la implementación del almacenamiento en España se haya ralentizado, lo hemos notado en el autoconsumo en 2023 y ahora en los datos de almacenamiento, ya que las baterías suelen instalarse a la vez que la instalación de autoconsumo y siendo el residencial el principal segmento de baterías”.
Desde UNEF consideramos fundamental seguir trabajando de la mano de empresas e instituciones públicas para trazas una estrategia adecuada que nos permita el impulso definitivo que necesita el almacenamiento detrás del contador. Se trata de una pieza clave para la integración de renovables en red y la descarbonización, así que esta caída muestra la necesidad de seguir trabajando en cambios regulatorios que permitan hacer más competitivas este tipo de instalaciones.
“Consideramos imprescindible modificar el esquema de peajes y cargos, para aumentar la parte variable de la factura y el precio de las horas en las que las redes están más congestionadas, reducir o eliminar el IVA para los componentes de instalaciones fotovoltaicas (paneles, inversores y baterías) e implementar ayudas a través de las desgravaciones fiscales.”, explica Donoso.
El precio medio spot español de la electricidad se situó en 2023 en 87,10 €/MWh, frente a 167,53 €/MWh en 2022
El año 2023 cerró con un incremento del volumen negociado de contratos a plazo con subyacente español del 12,1 % respecto a 2022, según los datos del Boletín Anual de Mercados a Plazo de Energía Eléctrica en España.
El mercado no organizado (OTC) siguió concentrando el grueso de la liquidez. La recuperación de la liquidez del mercado a plazo de electricidad en España, especialmente en los mercados organizados y en los contratos de menor vencimiento, comenzó a partir de mayo de 2023.En 2023 aumentó la liquidez en los mercados a plazo alemán y francés, aunque dicha recuperación se inició antes y fue más rápida que la del mercado español.
El precio medio spot español se situó en 2023 en 87,10 €/MWh, frente a 167,53 €/MWh en 2022, aunque aumentó su volatilidad respecto al año anterior (del 15,5 % de 2022 al 37, 4% de 2023) debido a la mayor producción a partir de fuentes de energía renovable, según ha informado la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).
El precio medio del volumen negociado de contratos a plazo con subyacente español —OMIP, EEX y el mercado OTC— se situó en 100,22 €/MWh, 77,07 €/MWh menos que en 2022.
En un contexto de menores precios y volatilidades en 2023 respecto al año anterior, en el mercado español aumentó la negociación de los contratos a más corto plazo (respecto a los de largo plazo), cuya liquidez había disminuido en mayor proporción en 2022. No obstante, los volúmenes de los contratos trimestrales y anuales con liquidación a un año vista concentraron el grueso del total negociado. Los precios a plazo de electricidad en España no previeron la intensidad de la senda descendente de los precios spot, siendo positivas las primas de riesgo ex post de los contratos liquidados en 2023.
Las últimas cotizaciones disponibles en el mercado a plazo para los contratos anuales de 2024 anticipaban unos precios medios del mercado diario en España inferiores a los registrados en 2023 (87,10 €/MWh), siendo también inferiores a las cotizaciones equivalentes con subyacentes alemán y francés, por lo que se consolida la expectativa de spread de precios por el impulso renovable del mercado español con respecto a dichos mercados.
Por su parte, las rentas de congestión en la interconexión España-Portugal en 2023 se redujeron por las subastas de asignación de capacidad a plazo, ya que los precios de adjudicación infraestimaron el diferencial medio de precios spot en 2023 (1,17 €/MWh). Por el contrario, las rentas de congestión en la interconexión España-Francia en 2023 aumentaron por las subastas de asignación de capacidad a plazo, que sobrestimaron el diferencial de precios spot en 2023 (9,76 €/MWh).
Red Eléctrica rechaza 22 de las 23 alegaciones presentadas por la Junta para la planificación eléctrica 2021-2026
La consejería de Agricultura, Ganadería y Desarrollo Sostenible de Extremadura, ha asegurado que Red Eléctrica de España ha rechazado 22 de las 23 alegaciones presentadas para la planificación eléctrica 2021-2026 presentadas por la Junta de Extremadura.
La Junta de Extremadura había solicitado subestaciones nuevas y ampliación en las subestaciones existentes. Según la consejera Mercedes Morán, REE solo ha accedido a la ampliación de Río Caya, algo que es «una buena noticia» pero deja fuera a muchos proyectos importantes como el CCGreen de Cáceres. Según la Consejería, los proyectos industriales y empresariales que se quieren implantar en Extremadura necesitan energía y la planificación de Red Eléctrica es «fundamental» para ese desarrollo.
En Extremadura, los cuatro vectores más significativos de la Planificación aprobada por REE son la alimentación de los nuevos ejes ferroviarios que conectarán la región con el centro peninsular, la integración de energías renovables en el sistema, el refuerzo de la red de distribución para garantizar el suministro eléctrico en todo el territorio – especialmente en Cáceres- y el apoyo al desarrollo industrial de alto impacto en la región, concretamente en Badajoz. Alimentación de los ejes ferroviarios para impulsar la economía en Extremadura La nueva Planificación va a permitir el apoyo eléctrico a dos ejes ferroviarios de alta velocidad esenciales para la economía de Extremadura: por un lado, el eje que conectará la región con Madrid y Lisboa (a través de Cáceres y Badajoz) y, por otro, el que conectará Mérida con Puertollano (Ciudad Real) y que servirá para conectar las principales ciudades extremeñas con Castilla La Mancha.
Para la alimentación del primero (Toledo-Navalmoral-Cáceres-Badajoz) la planificación incluye fundamentalmente la ampliación – a través de nuevas posiciones – de las subestaciones de 400 kV de Arañuelo, San Serván y Sagrajas, esta última, una vez construida y puesta en servicio. Por su parte, en el caso del eje Puertollano-Mérida, se prevé construir dos nuevas subestaciones de 400 kilovoltios (kV) en la provincia de Badajoz (La Serena y Alange) además de intervenciones adicionales en otras subestaciones en Castilla – La Mancha. Estas actuaciones son esenciales porque permitirán la electrificación del transporte ferroviario entre Extremadura (Mérida) y Castilla La Mancha (Puertollano) y porque vertebrarán el territorio mejorando así la competitividad de los sectores productivos de la región y promoviendo la descarbonización de su economía, en línea con los objetivos del PNIEC.
Este plan de desarrollo contempla también actuaciones que ofrecerán apoyo y refuerzo a la red de distribución en numerosos puntos de Extremadura y especialmente incrementarán la seguridad de suministro eléctrico en el entorno de Cáceres. En este sentido, destaca la construcción de varias nuevas líneas: Los Arenales-Cáceres 220kV, Los Arenales-Trujillo 220kV y Los Arenales-José María Oriol 220kV. Por otro lado, la ejecución de esta Planificación promoverá el desarrollo económico, industrial y social de Extremadura y, concretamente, de Badajoz. De hecho, se han proyectado dos nuevas subestaciones de 400 kV, la anteriormente mencionada de Sagrajas y la de Río Caya, y nuevos dobles circuitos de líneas del mismo nivel de tensión que unirán San Serván, Sagrajas y Río Caya. Estas infraestructuras harán posible la conexión y alimentación de grandes consumidores industriales en la zona de Río Caya que demandarán importantes volúmenes de energía para llevar a cabo sus procesos productivos. De esta manera, estas instalaciones serán estratégicas para la consolidación de la Plataforma Logística del Suroeste Ibérico de Badajoz.
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