El rápido crecimiento de las fuentes de energía renovables, como la eólica y la solar, ha puesto sobre la mesa un problema crucial: cómo almacenar y distribuir eficazmente esta energía intermitente. En un momento en que las utilities tienen que lidiar con el constante aumento de la demanda y se esfuerzan por alcanzar sus objetivos de descarbonización cero neto, se enfrentan a una pregunta acuciante: ¿cuánta energía renovable pueden integrar antes de toparse con limitaciones prácticas?

Basándonos en nuestras conversaciones con utilities de varios lugares, el límite superior para la penetración de las renovables en su mix energético sin soluciones de almacenamiento significativas o grandes mejoras en la interconexión se sitúa entre el 30% y el 40%. Más allá de este umbral, la intermitencia de la energía eólica y solar empieza a plantear problemas.

Aunque los planes varían, muchas utilities aspiran a una cuota de energías renovables en su mix energético del 70%-80% a principios de la década de 2030. Mientras que la penetración de las energías renovables es ya alta en ciertas zonas, como Texas y California, a los estados de las regiones estadounidenses Atlántico Medio, Nordeste y Pacífico Noroeste les será más difícil alcanzar estos objetivos debido a una generación de energía eólica y solar menos intensa dadas sus condiciones meteorológicas.

Durante más de una década, el almacenamiento en baterías de larga duración a la escala de las compañías eléctricas ha sido el santo grial para aumentar la penetración de las energías renovables. Idealmente, esta solución almacenaría energía durante más de 24 horas, y preferiblemente hasta una semana. Sin embargo, pese a las investigaciones en curso, aún no ha surgido una opción económicamente viable que funcione a la escala necesaria para suministrar electricidad a ciudades o regiones enteras.

La necesidad de un mejor almacenamiento es doble: estar preparados para los déficits de energía renovable de varios días y reducir el despilfarro. En algunas regiones, como California, el exceso de energía renovable generada durante las horas punta queda sin utilizar por falta de capacidad de almacenamiento.

A pesar de estos retos, las eléctricas están invirtiendo mucho en el almacenamiento de energía. El mercado mundial casi se triplicó el año pasado y va camino de superar los 100 gigavatios hora (GWh) de capacidad por primera vez en 2024 (Gráfico 1). Las grandes utilities reguladas, como NextEra, Xcel y AES, están a la cabeza en la construcción de almacenamiento a escala de red.

Los modelos actuales suelen utilizar baterías de iones de litio que solo pueden almacenar de dos a cuatro horas de energía. Estas soluciones de corta duración ayudan a gestionar las fluctuaciones diarias, almacenando electricidad durante los períodos pico de generación renovable y devolviéndola a la red cuando la demanda de electricidad es alta, pero no abordan los desfases energéticos a largo plazo ni la planificación de la resiliencia.

Al reconocer las utilities que las baterías de iones de litio no son probablemente la solución definitiva a sus necesidades de almacenamiento a gran escala y de larga duración, las tecnologías alternativas están cobrando protagonismo. Las baterías de flujo y las baterías de iones de sodio, por ejemplo, utilizan materiales baratos y abundantes, lo que podría resolver los problemas de abastecimiento y disponibilidad asociados con el litio. Si bien su peso y tamaño los hacen poco prácticos para los vehículos eléctricos, podrían funcionar bien para el almacenamiento estacionario.

El hidrógeno es otra opción que se discute con frecuencia, aunque su promesa lleva tiempo siendo «a 10 años vista». Las principales barreras para la adopción generalizada de estas tecnologías son el coste y la eficiencia. Por ejemplo, la producción de hidrógeno verde necesita un funcionamiento constante y de alta disponibilidad para ser económicamente viable, lo que supone un reto cuando se depende de fuentes de energía renovables intermitentes.

La falta de una solución viable de almacenamiento de energía de larga duración tiene implicaciones de gran alcance:

1. Es posible que las utilities tengan que posponer la retirada de las centrales de combustibles fósiles y depender más del gas natural como solución a corto plazo, posiblemente construyendo nuevas centrales térmicas de gas. Si bien esto podría ralentizar el avance hacia los objetivos de descarbonización, ayudaría a garantizar la fiabilidad de la red a medida que aumente la demanda de electricidad derivada del crecimiento de los centros de datos de IA y el paso a una economía más electrificada durante la próxima década. Si las utilities públicas reguladas dan prioridad a la consecución de los objetivos de cero emisiones netas frente a la construcción de nuevas centrales de gas, la energía podría ser generada potencialmente por el sector privado. Alternativamente, los precios de la electricidad podrían aumentar, frenando potencialmente el crecimiento de los centros de datos y haciendo que la demanda de electricidad vuelva a un nivel más manejable.
2. La expansión de las instalaciones eólicas y solares podría enfrentarse a limitaciones, ya que los operadores de la red tienen dificultades para equilibrar la oferta y la demanda intermitentes. Esto podría ralentizar el ritmo de adopción de energías renovables en algunas regiones. Además, las instalaciones podrían ralentizarse en regiones con abundancia de energías renovables y precios negativos de la electricidad. Añadir más energías renovables podría agravar el problema de la sobresaturación en estas regiones sin una rentabilidad favorable para los promotores.
3. Los centros de datos, que necesitan electricidad constante y tienen clientes Big Tech con ambiciosos objetivos de sostenibilidad, pueden explorar opciones alternativas, como reactores nucleares a pequeña escala, para satisfacer sus necesidades energéticas sin incumplir sus compromisos de sostenibilidad.
4. La estabilidad de la red se torna más complicada sin una capacidad de almacenamiento adecuada, lo que puede provocar un aumento de la volatilidad en los mercados energéticos y problemas de fiabilidad durante periodos prolongados de baja generación renovable.

La senda a seguir para un almacenamiento de energía renovable satisfactorio sigue siendo incierta, pero es probable que aumenten los incentivos para desarrollar e implementar soluciones de almacenamiento a gran escala y larga duración. La innovación en este ámbito será crucial, en la medida en que utilities y empresas tecnológicas presionen para encontrar soluciones y la frecuencia y duración de los cortes de electricidad aumenten debido a la creciente incidencia de los fenómenos meteorológicos extremos.

Para los inversores, el mercado del almacenamiento de energía presenta un panorama complejo con muy pocas oportunidades de inversión en valores ‘pure play’ cotizados. Muchas empresas se encuentran aún en las primeras fases de desarrollo y afrontan problemas de rentabilidad, sobre todo las que necesitan mucha liquidez en un entorno de tipos de interés elevados. El sector también puede ser volátil y depender de las ayudas públicas, lo que lo hace potencialmente más adecuado para carteras diversificadas.

Confiamos en que las grandes utilities que lideran el desarrollo de las renovables, como NextEra, AES e Iberdrola, impulsen el progreso a largo plazo en el almacenamiento de energía. Aunque están reguladas, están a la vanguardia de las construcciones actuales de almacenamiento y están invirtiendo en tecnologías de almacenamiento de próxima generación como el hidrógeno.

En nuestra opinión, las utilities pueden acabar resolviendo el problema del almacenamiento de las energías renovables. Por ahora, sin embargo, a pesar de sus progresos, el santo grial del almacenamiento de energía sigue estando fuera de su alcance.

Tribuna de Noah Barrett, analista de investigación de Janus Henderson.