Durante décadas, el sistema eléctrico europeo ha convivido con una contradicción difícil de resolver: en primavera y verano sobra electricidad renovable; en invierno, escasea justo cuando más se necesita. La única respuesta a escala real siempre fue la misma: el bombeo hidráulico.
Ahora, un informe conjunto de Eurelectric y AFRY sugiere que esa dependencia podría estar empezando a cambiar. Tecnologías que hasta hace poco se consideraban experimentales —baterías de hierro-aire, aire comprimido, aire líquido— están mostrando algo que durante años parecía fuera de alcance: números que empiezan a cuadrar.
Un sistema eléctrico que necesita memoria
El crecimiento de la generación eólica y solar no es solo una buena noticia. También crea un problema estructural: los excedentes que se acumulan en primavera y verano no tienen dónde ir. El sistema actual carece de los recursos necesarios para absorberlos y guardarlos hasta que la demanda invernal los reclame.
Esa brecha no es menor. En invierno la demanda sube justo cuando la producción renovable puede estar en sus niveles más bajos, y el resultado es una necesidad de flexibilidad que los mecanismos convencionales no logran cubrir del todo.
Las centrales hidroeléctricas de bombeo son hoy la columna vertebral del almacenamiento de larga duración en Europa. Funcionan bien, pero su margen de expansión es limitado: no se puede construir una presa en cualquier lugar ni en cualquier plazo. El informe de Eurelectric y AFRY parte precisamente de esta realidad para evaluar qué otras tecnologías podrían ocupar ese espacio.
Las tecnologías que quieren relevar al bombeo hidráulico
Las candidatas más prometedoras tienen nombres poco conocidos fuera del sector. Las baterías de hierro-aire, el almacenamiento por aire comprimido (CAES) y el almacenamiento por aire líquido (LAES) comparten una característica clave: pueden operar durante más de ocho horas, lo que las sitúa en una categoría distinta a las baterías de litio convencionales.
Las baterías de litio dominan el almacenamiento de corta duración, pero su horizonte útil se agota antes de que el sistema necesite tirar de reservas acumuladas días atrás. Las tecnologías LDES cubren precisamente ese hueco.
Su carácter escalable las hace aptas para despliegues a nivel de red, no solo para instalaciones individuales o proyectos piloto. El informe las sitúa como opciones complementarias al bombeo hidráulico existente. La idea no es reemplazar lo que funciona, sino ampliar el repertorio disponible.
Cuánto vale cada gigavatio almacenado
Los números que empiezan a circular son concretos. Según el informe, cada gigavatio de capacidad LDES podría generar entre 150 y 250 millones de euros de ahorro anual en costes operativos variables del sistema. No es una estimación teórica: refleja el valor de evitar generación cara de respaldo y reducir el desperdicio renovable.
A escala de instalación individual, cada megavatio instalado puede evitar entre 2,2 y 4,5 MWh de generación renovable desaprovechada al año. Los mayores beneficios en este apartado se observan en España y Portugal, donde la abundancia solar hace que los vertidos sean especialmente frecuentes.
En Alemania el problema tiene otra geometría. La generación eólica se concentra en el norte, pero la demanda vive en el sur. El LDES puede absorber ese exceso durante los periodos de congestión y redistribuirlo cuando la producción baja, aliviando una tensión estructural que las líneas de transmisión solas no resuelven.
Dónde y cuándo se esperan los primeros modelos de negocio
La viabilidad comercial no llegará al mismo tiempo en todos los mercados. En Alemania y Gran Bretaña, tecnologías con duraciones superiores a 24 horas podrían alcanzarla después de 2040. El horizonte es más largo, pero el camino está trazado.
España y Portugal presentan perspectivas más tempranas. Su perfil solar favorece especialmente las tecnologías de entre 8 y 12 horas de duración, y el informe identifica estas geografías como los mercados con mayor potencial a corto y medio plazo.
Finlandia representa el caso más difícil. La abundancia de bombeo hidráulico y la baja volatilidad de precios limitan los ingresos potenciales para nuevos activos LDES. No es que la tecnología no funcione: es que el mercado aún no ofrece señales económicas suficientes para justificar la inversión.
Las barreras que aún frenan la inversión
El principal obstáculo sigue siendo el coste inicial de capital. Los proyectos LDES requieren inversiones elevadas que los ingresos actuales de los mercados energéticos y de servicios del sistema no siempre logran cubrir. La ecuación financiera todavía no cierra en muchos contextos.
A eso se suma un problema regulatorio de fondo. Los marcos de mercado vigentes no están diseñados para remunerar adecuadamente la flexibilidad de larga duración, y un activo que almacena energía durante días no encaja bien en estructuras pensadas para respuestas de minutos u horas.
El informe apunta, con todo, a una evolución progresiva: a medida que la adopción aumente y los costes bajen, estas barreras deberían reducirse. No es una certeza, pero sí una tendencia que los datos respaldan. Lo que queda por ver es si los marcos regulatorios europeos evolucionan con la velocidad suficiente para acompañar ese cambio, o si la tecnología tendrá que esperar a que la política la alcance.