Una cuestión interesante que plantea el exceso de capacidad de generación instalada en España, así como el hecho de que una parte sustancial de la misma (aproximadamente un cuarto) no sea firme ni predecible más que en términos probabilísticos y además con un coste marginal de producción prácticamente nulo, es la conveniencia de desacoplar producción y consumo instantáneos mediante alguna forma de almacenamiento de energía. La utilización de centrales reversibles con tal propósito es una posibilidad cierta y bien conocida en nuestro país, aunque limitada por la propia capacidad de este tipo de instalaciones (volumen almacenable en el vaso superior y diferencia de cota entre ambos embalses) y también por su coste (económico y de aceptación). Cada vez con mayor frecuencia aparecen estudios que analizan las posibilidades, ventajas y limitaciones de esta forma de almacenamiento de energía (aquí una pequeña contribución personal, presentada en Hydro 2012), como factor de racionalización de un sistema eléctrico que en su operación y modelo regulatorio actuales se encuentra paradójica y significativamente condicionado por las irregularidades de la meteorología, en gran medida el viento y la insolación instantáneas.
Actualmente el ratio que existe en España entre la capacidad de las centrales de bombeo puro y la de las instalaciones eólicas y solares es de aproximadamente el 12%, aunque de llevarse a cabo los planes previstos por las empresas eléctricas para el desarrollo de nuevos aprovechamientos hidroeléctricos reversibles y en caso de ralentizarse significativamente el crecimiento de la planta de generación con RES (lo cual parece previsible), este coeficiente podría llegar en los próximos años a duplicarse. La gestión eficiente de un sistema eléctrico con una capacidad de almacenamiento offline en torno al 25% de la capacidad máxima de generación estocástica obedece a un modelo logístico que constituye una cierta novedad para una industria acostumbrada a equilibrar demanda (consumo final) y oferta (producción instantánea) en tiempo real. El comercio de electricidad (no el minorista que existe actualmente, sino uno nuevo mayorista basado en el almacenamiento a gran escala) podría convertirse en un agente relevante del mercado, junto con los cuatro / cinco actuales: producción, transporte / gestión técnica del sistema, distribución y comercialización minorista. Habrá que ver si tal futuro agente del mercado eléctrico se desarrolla ex-novo por la vía regulatoria, o si se acumula a alguno de los existentes, bien sea producción (así es ahora) o gestión técnica del sistema (REE). Interesante, en cualquier caso aunque pueden plantearse muchas interrogaciones. ¿Cómo jugaría en tal escenario la capacidad actualmente excedentaria de CCGT? ¿Y la posible explotación de yacimientos de shale gas? ¿Subirían aún más los precios de la electricidad a pesar de la mayor abundancia de energía en el sistema? ¿Continuarían los pagos por capacidad?
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