155.000 €/MW al año: Alemania empieza a poner números al verdadero business case del BESS

El último índice de Enervis estima que un BESS de referencia de 1 MW / 2 MWh habría capturado algo más de 155.000 €/MW en los últimos doce meses combinando mercados spot y servicios de ajuste. La clave no son solo los precios negativos: es la volatilidad.

Durante meses hemos hablado de precios negativos, exceso de solar, curtailment y rampas de precio cada vez más pronunciadas.

Pero al final hay una pregunta mucho más importante:

¿cuánto dinero puede capturar realmente una batería?

Alemania empieza a ofrecer una respuesta interesante.

El último BESS Index de Enervis estima que un sistema standalone de referencia de 1 MW / 2 MWh habría generado unos ingresos medios ligeramente superiores a 12.900 €/MW al mes durante los últimos doce meses.

Eso equivale a aproximadamente:

155.000 €/MW al año.

No estamos hablando de EBITDA ni de rentabilidad neta del proyecto. Son ingresos modelizados disponibles en los mercados considerados antes de CAPEX, OPEX, degradación, financiación, impuestos y otros costes.

Pero precisamente por eso el dato es interesante.

Empieza a poner una cifra comparable al valor que la flexibilidad puede capturar en un mercado eléctrico europeo real.

El BESS empieza a vender algo más valioso que energía: capacidad de red

Estados Unidos empieza a utilizar baterías distribuidas para resolver problemas locales de fiabilidad y congestión. España acaba de abrir la puerta al acceso flexible. La combinación puede cambiar por completo la propuesta de valor del almacenamiento.

Durante años hemos explicado el almacenamiento con una lógica sencilla: cargar cuando la electricidad es barata y descargar cuando es cara.

Pero esa puede acabar siendo sólo una parte del negocio.

Una batería situada en el lugar adecuado puede ofrecer algo mucho más valioso que unos cuantos euros de arbitraje:

capacidad eléctrica allí donde la red ya no puede proporcionarla.

Y eso es precisamente lo que empieza a verse en Estados Unidos.

Energy-Storage.news analiza varios proyectos de BESS distribuido que están surgiendo mientras aumentan las preocupaciones sobre la fiabilidad de la red estadounidense. El propio Departamento de Energía de EE. UU. ha advertido de que, si continúan las actuales previsiones de crecimiento de demanda, cierres de generación y nuevas incorporaciones, gran parte del país podría afrontar riesgos de fiabilidad significativos durante los próximos años. El rápido crecimiento de los centros de datos vinculados a IA y de la fabricación avanzada aparece entre las causas.

España no tiene un problema de renovables. Tiene un problema de cómo aprovecharlas.

Durante años hemos medido el éxito de la transición energética en gigavatios instalados.

• Más solar.
• Más eólica.
• Más generación renovable.

Pero llega un momento en el que instalar más generación deja de ser suficiente.

Antonio Delgado, CEO de AleaSoft, lo resume perfectamente:

“No basta con tener mucha generación renovable. Hace falta también red, almacenamiento, interconexiones y nueva demanda.”

Y probablemente ahí esté una de las claves del próximo ciclo energético español.

El problema ya no es producir electricidad

La batería que ya no espera a la red: empieza a construirla

CIP cierra 1.700 millones AUD de financiación para un proyecto eólico con BESS grid-forming. El almacenamiento empieza a cambiar de función: de mover energía a sostener el sistema eléctrico.

Durante años hemos explicado las baterías con una idea muy sencilla: guardar electricidad cuando sobra y devolverla cuando hace falta.

Ese argumento sigue siendo válido.

Pero empieza a quedarse corto.

Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) acaba de adquirir Gawara Baya, un proyecto híbrido en Queensland, Australia, formado por 408 MW de eólica y 104 MW de almacenamiento BESS con capacidad grid-forming.

Y hay un detalle mucho más importante que el tamaño de la batería.

El proyecto ya tiene decisión final de inversión y cierre financiero, respaldado por una financiación de 1.700 millones de dólares australianos aportada por diez bancos. La construcción comienza ahora y la entrada en operación completa está prevista para 2030.

No estamos hablando de un piloto.

Estamos hablando de infraestructura financiada.

¿Qué cambia con grid-forming?

Europa llega al final del verano con los almacenamientos de gas excepcionalmente bajos. Y eso vuelve a poner precio a la flexibilidad eléctrica

Europa está terminando agosto con una señal energética que conviene mirar con atención.

Los almacenamientos de gas de la Unión Europea se encuentran en torno al 63% de llenado, claramente por debajo de los niveles habituales para esta época del año. Alemania está poco por encima del 50% y Países Bajos en torno al 44–45%. España, en cambio, se encontraba alrededor del 73% en los últimos datos disponibles de Gas Infrastructure Europe. (The Guardian)

El contraste con años recientes es notable. En agosto de 2024, la UE había alcanzado ya el 90% de llenado antes incluso de terminar el mes. Ahora llega al final del verano con aproximadamente treinta puntos porcentuales menos. (Energy)

Eso no significa que Europa vaya a quedarse sin gas este invierno.

Pero sí significa algo económicamente importante:

el margen de seguridad es menor y el sistema energético europeo vuelve a estar más expuesto al precio internacional del gas y del LNG.

Y ahí aparece una conexión con el almacenamiento eléctrico BESS que merece analizarse con cuidado.

No porque una batería pueda sustituir las reservas estacionales de gas. No puede.

Sino porque cada MWh renovable que conseguimos desplazar hacia las horas en las que normalmente necesitamos generación a gas reduce parcialmente nuestra exposición a ese combustible.

El problema no es que los data centers consuman mucha energía. Es que todavía los tratamos como cargas inflexibles

España quiere convertirse en uno de los grandes hubs europeos de data centers.

Pero al mismo tiempo aparece una contradicción cada vez más evidente:

hay energía renovable, pero la capacidad de red disponible empieza a convertirse en el verdadero recurso escaso.

El nuevo proyecto de Real Decreto sobre centros de datos intenta responder a ese problema imponiendo algunos de los requisitos energéticos más exigentes planteados hasta ahora en Europa.

La intención es comprensible.

Pero quizá exista una forma más eficiente de conseguir el mismo objetivo.

No preguntando únicamente:

Sino también:

¿cuánta potencia necesita realmente de la red cuando el sistema está tensionado?

¿Quiere el Gobierno que los data centers financien el almacenamiento que necesita la red?

El nuevo proyecto de Real Decreto no obliga a instalar baterías. Pero puede estar creando algo mucho más eficaz: una regulación que haga que instalarlas tenga cada vez más sentido económico.

España tiene dos problemas que hasta ahora se han tratado casi por separado.

Por un lado, cada vez tenemos más generación renovable y aparecen horas en las que resulta difícil aprovechar toda la electricidad disponible.

Por otro, llegan nuevos grandes consumidores —especialmente centros de datos— que necesitan decenas o incluso cientos de megavatios de capacidad de red.

El Gobierno parece querer conectar ambos problemas.

Y si lo hace correctamente, el almacenamiento puede convertirse en la pieza que los una.

Un centro de datos ya no podrá comportarse simplemente como una carga plana