Pero el dato verdaderamente relevante no es el precio medio.
Es la enorme diferencia entre unas horas y otras.
El 28 de julio, el mercado pasó de un mínimo de 1,08 €/MWh durante las horas solares a un máximo de 234,46 €/MWh. Un diferencial intradiario superior a 233 €/MWh dentro del mismo día.
La fotovoltaica reduce precios, pero no elimina la dependencia del gas
La generación fotovoltaica aumentó un 22,5% y se convirtió en la primera tecnología del mix eléctrico español, con una participación del 28,4%.
Sin embargo, las altas temperaturas elevaron la demanda un 14,5%, con incrementos superiores al 20% durante algunas horas centrales del día. Cuando cayó la producción solar, el consumo siguió siendo elevado y los ciclos combinados tuvieron que aumentar su producción un 27%, hasta aportar el 20% del mix.
El resultado es una situación cada vez más habitual:
abundante generación renovable durante las horas solares;
precios muy bajos en determinados periodos;
demanda elevada al atardecer;
entrada de generación de gas;
fuertes picos de precio durante la tarde y la noche.
La fotovoltaica produce energía barata, pero el sistema sigue necesitando capacidad para trasladarla en el tiempo.
El almacenamiento convierte energía barata en energía útil
Aquí es donde los sistemas de almacenamiento con baterías —BESS— dejan de ser un complemento y se convierten en una infraestructura estratégica.
Un BESS puede cargar durante las horas de elevada producción renovable y descargar cuando cae la generación solar y aumenta el precio del mercado.
Tomando únicamente como referencia los precios extremos del 28 de julio, un sistema que cargara 1 MWh a 1,08 €/MWh y descargara posteriormente con una eficiencia global del 90% obtendría un margen energético teórico cercano a 210 €/MWh, antes de considerar degradación, peajes, costes operativos y restricciones de mercado.
No significa que ese margen pueda repetirse todos los días. Pero demuestra el valor económico que empieza a existir entre almacenar energía y consumirla inmediatamente.
El precio medio mensual ya no explica el coste energético de una empresa
Dos industrias con el mismo consumo mensual pueden tener costes completamente diferentes dependiendo de la hora en la que consuman.
Una empresa concentrada en las horas solares puede beneficiarse de precios bajos. Otra con cargas elevadas durante la tarde, la noche o los periodos de máxima demanda puede quedar expuesta a los precios más altos del mercado.
Por eso, dimensionar un BESS únicamente a partir del consumo anual es un error.
El análisis debe incorporar:
curva horaria de consumo;
potencia máxima demandada;
contrato de suministro;
producción fotovoltaica disponible;
duración y potencia del BESS;
eficiencia y degradación;
previsión de precios;
participación potencial en servicios de flexibilidad.
Mucho más que arbitraje energético
El caso de negocio de una batería no debe depender exclusivamente de comprar barato y vender caro.
Un BESS correctamente diseñado puede combinar varias fuentes de valor:
Arbitraje energético: desplazar energía desde las horas baratas hacia las caras.
Peak shaving: reducir los máximos de potencia y evitar ampliaciones de capacidad.
Maximización del autoconsumo: almacenar excedentes solares que de otro modo serían exportados a bajo precio o desperdiciados.
Resiliencia: mantener cargas críticas durante fallos o restricciones de red.
Servicios al sistema: aportar regulación de frecuencia, control de potencia, reservas o flexibilidad, cuando la regulación y el mercado lo permitan.
La combinación de estas funciones es lo que puede convertir una batería en un activo rentable durante toda su vida útil.
Una advertencia necesaria
Un diferencial puntual de 233 €/MWh no justifica por sí solo una inversión en almacenamiento.
El caso de negocio debe analizar cuántas veces se producen esos diferenciales, cuánto duran, qué potencia puede capturarse y qué impacto tienen la eficiencia, la degradación y los costes de operación.
La batería no crea valor por estar instalada.
Crea valor cuando un sistema inteligente decide cuándo cargar, cuándo descargar y qué servicio priorizar en cada momento.
De producir más energía a gestionar mejor la energía
Julio muestra con claridad la nueva realidad del sistema eléctrico español.
La cuestión ya no es únicamente cuántos megavatios renovables instalamos.
La cuestión es cuántos megavatios podemos almacenar, desplazar y controlar.
La transición energética está pasando de valorar únicamente el MWh generado a valorar el MW flexible disponible en el momento adecuado.
Y en un mercado capaz de pasar de 1 a 234 €/MWh en pocas horas, esa flexibilidad ya no es opcional.
Es una ventaja competitiva.
Fuente: Energías Renovables, a partir del análisis de Grupo ASE y datos atribuidos a OMIE y Red Eléctrica de España. Las cifras de costes del sistema correspondientes a julio son provisionales.
