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Precios negativos de la electricidad: ¿riesgo u oportunidad para los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS)? Guía
Los precios desfavorables de la electricidad parecen ofrecer a los operadores de baterías energía eléctrica gratuita y beneficios de arbitraje seguros. Sin embargo, la realidad económica del negocio es mucho menos indulgente: la ubicación, los diferenciales de precios, el rendimiento, la degradación, el acceso al mercado y la calidad de la entrega determinan si un sistema de almacenamiento de energía en batería (BESS) genera beneficios o incurre en pérdidas.
Los precios desfavorables de la electricidad parecen una invitación abierta para que los operadores de baterías carguen al máximo, acumulen dinero por el consumo de exceso de energía y ofrezcan esa energía muchas horas más tarde, cuando la producción solar disminuya y los precios al por mayor se recuperen.
Es sencillo, ¿verdad?
No del todo. Nunca autorizaría una inversión en un sistema de almacenamiento de energía en baterías simplemente porque un informe de mercado indique cientos de horas con precios negativos. Esa cifra no dice absolutamente nada sobre si la batería puede acceder a esos precios, si dispone de capacidad libre cuando se producen o si el margen nocturno se mantiene tras las pérdidas por ida y vuelta, el deterioro, los costes de red, las obligaciones fiscales y los costes de negociación.
Necesitamos variedad, no espectáculo.
Qué significan realmente los costes negativos de la energía eléctrica
Los precios adversos de la electricidad se producen cuando la oferta de electricidad supera la demanda económicamente viable en un lugar y momento concretos del mercado. En ese caso, los productores deben reducir la producción, exportar la energía eléctrica, almacenarla o pagar a los participantes en el mercado para que la consuman.
A menudo se dan varios problemas a la vez:
La producción de energía solar o eólica crece mucho más rápido que la demanda.
Las centrales térmicas, nucleares o de energías renovables subvencionadas siguen conectadas a la red.
El bloqueo de la transmisión impide que el exceso de energía llegue a otra zona.
La demanda es inusualmente baja durante los fines de semana, los días festivos o cuando hace buen tiempo.
Los sistemas de ayudas respetuosos con el medio ambiente permiten a los productores seguir siendo rentables por debajo de 0 EUR/MWh.
El sistema no dispone de suficientes toneladas flexibles, afiliación ni capacidad de almacenamiento.
Estos son los resultados del mercado mayorista de la energía eléctrica. No siempre implican que un cliente doméstico vaya a tener que hacer frente a un coste minorista desfavorable. Un proveedor puede seguir aplicando tarifas de red, impuestos, cuotas fijas, precios de cobertura y márgenes minoristas.
Y cuestiones relacionadas con la zona. Un coste medio nacional puede ser positivo, mientras que un nodo saturado resulta muy desfavorable. Por el contrario, un comunicado de prensa que celebre unos costes energéticos desfavorables podría resultar innecesario para un sistema de almacenamiento de energía por batería (BESS) conectado detrás de un transformador con capacidad limitada bajo un régimen de peaje regulado.
Esa diferencia elimina muchas situaciones en las que el servicio es deficiente.
Por qué BESS puede obtener beneficios, aunque solo sea gracias al diferencial
Un sistema de almacenamiento de energía por baterías (BESS) no genera beneficios porque la potencia es negativa. Genera beneficios gracias a la diferencia entre el precio de la facturación y el valor de la descarga, reajustada para tener en cuenta las pérdidas físicas y comerciales.
La estimación estándar es:
Valor bruto del arbitraje = ingresos por descargas − costes de carga
Cuando los costes de recarga son desfavorables, el coste de recarga se convierte en beneficio.
Consideremos un ejemplo simplificado de un ciclo:
El BESS cuesta 1 MWh a − 20 EUR/MWh.
Se obtiene 20 EUR por consumir esa energía eléctrica.
Partiendo de una eficacia estimada de 88% en el trayecto de ida y vuelta, posteriormente exporta 0,88 MWh.
El precio de venta por la noche es de 100 EUR/MWh.
Los beneficios anunciados ascienden a 88 EUR.
El valor energético bruto equivale a 108 EUR.
Tiene un aspecto excepcional.
Sin embargo, el valor bruto no equivale a efectivo sin costes. El operador debe deducir los gastos derivados de la destrucción, el uso de apoyo, la exposición al desequilibrio, las tarifas de red, los cargos del optimizador, los costes de participación en el mercado, las restricciones de garantía, los gastos de financiación, las reservas de ampliación y las posibles obligaciones fiscales.
Un margen bruto de 108 euros podría seguir llamando la atención. Un margen de 25 euros podría desaparecer por completo.
Mi norma, por difícil que sea, es clara: Nunca se deben diseñar beneficios con precios negativos sin tener en cuenta en el modelo la probabilidad de liquidación total asociada a ellos. Cargar una batería llena a −50 EUR/MWh no tiene sentido cuando la siguiente ventana de descarga viable se produce después de que la batería se haya autodescargado, se haya visto limitada o haya destinado su capacidad a otra solución.
3 pruebas reales de mercado de 2023 y 2024
Europa: más horas negativas y aún más presión para desarrollar capacidad de almacenamiento
Europa es el ejemplo más claro de cómo el exceso de oferta de energías renovables se convierte en una señal para el almacenamiento.
La capacidad solar instalada en la Unión Europea se duplicó con creces entre 2019 y 2023, alcanzando aproximadamente 263 GW. Durante los primeros cinco meses de 2024, varios mercados europeos importantes registraron un número sin precedentes de horas con precios al por mayor nulos o negativos, ya que la oferta solar diurna superó a la demanda.
En consecuencia, ACER informó de que los casos de precios negativos en la UE habían supuesto, en realidad, un aumento de aproximadamente se multiplicará por doce en 2023, seguido de un nuevo aumento de aproximadamente 50% en 2024. Asimismo, señaló que el precio medio al por mayor de la energía eléctrica en la UE era de aproximadamente 81 euros/MWh en 2024, lo que demuestra cómo los promedios anuales reducidos pueden coexistir con una volatilidad por hora extrema.
Eso parece favorable para BESS.
Sin embargo, hay una trampa: a medida que más baterías compiten por el mismo margen entre el mediodía y la tarde, aumentan la demanda al mediodía y la oferta por la tarde. El parque de baterías va reduciendo gradualmente la volatilidad que sustentaba su argumento de inversión financiera.
El almacenamiento se regula por sí mismo.
Los primeros proyectos pueden generar márgenes excepcionales. Las tareas posteriores requieren ubicaciones mucho mejores, menores costes de financiación, una optimización más sólida, un plazo más largo o beneficios adicionales derivados de la respuesta a la regularidad, la capacidad de reserva, los mercados de capacidad, el alivio de la congestión y los servicios adquiridos.
Australia: Las tarifas desfavorables se han convertido en algo habitual… y las baterías han reaccionado
El Mercado Nacional de la Electricidad de Australia permite realizar un análisis más riguroso y preciso, ya que los datos relacionan directamente las tarifas desfavorables con los ingresos generados por las baterías.
Durante el cuarto trimestre de 2024, se registraron tipos de interés mayoristas desfavorables en 23,11 TP3T de intervalos NEM, frente a los 19,91 TP3T del año anterior. Australia Meridional alcanzó un nivel de precios negativos de 38.0%, mientras que Victoria llegó a 34.3%. Entre las 10:00 y las 12:00, las tasas de Australia Meridional fueron nulas o negativas en 84% de períodos; Victoria alcanzó los 791 TP3T.
Los operadores de baterías sí se beneficiaron. AEMO calculó que los ingresos netos trimestrales del mercado energético de las baterías aumentaron 257%, en términos interanuales, a A$: 48,1 millones. La facturación durante los periodos de precios negativos generó 7,2 millones de A$, mientras que los beneficios por servicios auxiliares de control de frecuencia de las baterías aportaron otros 21,3 millones de A$.
Esa es la parte del argumento que se centra en las posibilidades.
La amenaza se aprecia en el propio conjunto de datos. El coste típico en intervalos negativos pasó de − A$ 44,4/MWh en el cuarto trimestre de 2023 a − A$ 41,3/MWh en el cuarto trimestre de 2024. Las baterías, la demanda versátil y los cambios en la economía de los certificados pueden atenuar la intensidad de los precios negativos, incluso aunque los periodos adversos se vuelvan más habituales.
La regularidad por sí sola induce a error. La profundidad es importante. La duración es importante. El precio de venta final es lo que más cuenta.
California: Aumentaron los ingresos de la flota, pero descendieron los beneficios por kilovatio
El «Estado Dorado» pone de manifiesto el peligro de la canibalización con mayor claridad que prácticamente cualquier otro mercado.
En diciembre de 2024, la capacidad de batería participativa en la zona de estabilización de la ISO de California había alcanzado, de hecho, aproximadamente 13 000 MW y 47 300 MWh. La flota estaba compuesta por baterías autónomas, instalaciones compartidas e híbridos de energía solar con almacenamiento.
Los ingresos totales del mercado de las baterías aumentaron en torno a 20% a medida que se ampliaba la capacidad de la flota. Sin embargo, los beneficios anuales por kilovatio de las baterías que funcionaron durante todo el año descendieron de 1 TP4T103/kW-año en 2022 a 1 TP4T78/kW-año en 2023 y 1 TP4T53/kW-año en 2024. Aproximadamente el 82% de los ingresos de 2024 procedían de actividades relacionadas con el mercado energético.
Revísalo una vez más.
La flota obtuvo muchos más beneficios en total; sin embargo, cada kilovatio generó menos beneficios. El aumento de la capacidad de almacenamiento, la reducción de los costes máximos y los márgenes más ajustados diluyeron la rentabilidad por unidad.
Fuera de la zona principal de equilibrio del CAISO, el resultado fue aún peor: las baterías que participaban a través del Western Power Inequality Market registraron aproximadamente −$8,8 millones en las negociaciones netas en tiempo real a lo largo de 2024. El panel de mercado de CAISO atribuyó el resultado final, en parte, a las inconsistencias en la facturación y la descarga, que interactuaban con precios desfavorables al mediodía y positivos por la noche.
Así que sí, una batería puede generar pérdidas en un mercado en el que abundan los precios negativos.
Los graves peligros que muchas versiones de BESS subestiman
Canibalización por arbitraje
Cada batería nueva compite con las baterías ya existentes.
Cuando miles de megavatios empiezan a cargarse todos a la vez, el precio desfavorable se acerca a cero. Cuando esas baterías se descargan al unísono durante el pico nocturno, el precio máximo desciende. El diferencial se reduce desde ambos extremos.
Una hoja de cálculo basada en costes históricos suele partir de la idea de que la propiedad puede aprovechar los márgenes del pasado sin necesidad de modificarlos. Esa suposición resulta arriesgada cuando el sistema de almacenamiento de energía (BESS) propuesto es de gran tamaño en relación con la carga del barrio, las limitaciones de congestión o la capacidad de almacenamiento existente.
Riesgo nodal y de transmisión
Las tasas adversas pueden darse en el lado incorrecto de una restricción.
Un sistema de almacenamiento de energía por batería (BESS) puede registrar un precio de −30 EUR/MWh en un centro de comercio cercano, mientras que su nodo de conexión real se liquida a 5 EUR/MWh. Durante la descarga, la congestión podría invertirse, dejando al proyecto atrapado tras un cuello de botella en la red de transporte cuando las tarifas suban en otros lugares.
Las tablas de costes nacionales definen las tareas del mercado. Los datos nodales les proporcionan los recursos financieros.
Peligro por estado de carga
Una batería solo genera beneficios durante un periodo negativo, cuando dispone de espacio para cargarse.
Una previsión deficiente puede hacer que la operación quede prácticamente cerrada antes de que aparezcan los tipos negativos más bajos. Por el contrario, el operador podría facturar anticipadamente a 5 EUR/MWh y perderse un intervalo posterior a −70 EUR/MWh.
Al contrario ocurre durante la descarga. Una comercialización prematura puede dejar el BESS vacío durante el verdadero pico de la tarde.
Deterioro y riesgo para la garantía
Cada ciclo comercial reduce la vida útil económica de la batería.
Un ciclo de bajo valor puede aumentar los ingresos al tiempo que reduce el valor de la tarea. El operador debe comparar el margen previsto con un coste de deterioro dinámico basado en la profundidad de descarga, la temperatura de la celda, la tasa de carga (C-rate), el estado de carga, el envejecimiento programado y el rendimiento restante de la garantía.
Andar más en bici no siempre es mucho mejor.
Riesgos relacionados con las previsiones y la distribución
Las previsiones para el día siguiente son meras estimaciones, no garantías. La nubosidad, los picos de viento, las averías, los fallos en los interconectores, los errores en la estimación de la demanda y las ofertas de los generadores pueden alterar las tarifas previstas en cuestión de minutos.
Un optimizador que trate los costes de asesoramiento como precios concretos puede adquirir energía en un momento inadecuado, realizar la descarga demasiado pronto o generar costes de desequilibrio superiores al beneficio de arbitraje previsto.
Restricciones de planificación y tarificación
No todos los proyectos de energía solar con almacenamiento pueden recargarse directamente desde la red eléctrica. Las condiciones contractuales, los requisitos de créditos fiscales, los certificados de energía renovable, los acuerdos de interconexión, las políticas de ayudas o las configuraciones de medición pueden limitar los recursos de recarga y los periodos de funcionamiento.
Un precio de mercado desfavorable no tiene ningún valor cuando el trabajo no puede asumirlo, ya sea por motivos legales o técnicos.
Costes negativos de la energía eléctrica: riesgo frente a oportunidad del sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS)
Señal de mercado
Oportunidad para BESS
Amenaza oculta
Pregunta sobre financiación
Intervalos con precios negativos constantes
Más opciones de recarga doméstica a bajo coste
Un gran número de períodos de poca profundidad podría aportar poco valor
¿Cuál es el precio de recarga habitual que se puede obtener en el nodo de trabajo?
Precios muy desfavorables
Es posible que el importe de la batería se cargue en la factura
Las descargas profundas pueden ser poco frecuentes o producirse cuando la batería está llena.
¿Con qué frecuencia puede el BESS grabarlas, literalmente?
Tarifas elevadas por la noche
Mayor diferencial de arbitraje en el almacenamiento de energía mediante baterías
El nuevo espacio de almacenamiento puede limitar las alturas futuras
¿Qué margen sigue manteniéndose en el contexto de la ampliación del espacio de almacenamiento prevista para 2030?
Restricción del suministro de energía renovable
El almacenamiento en la misma ubicación puede registrar el excedente resultante
Los límites de afiliación podrían impedir que el dispositivo se cargue o descargue por completo
¿Está permitida la facturación a través de la entidad afiliada?
Mejora de la capacidad de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS)
Una prueba más de que el mercado valora la adaptabilidad
La canibalización de los ingresos se acelera
¿Hasta qué punto es sensible el caso de la deuda a una disminución del diferencial entre 20% y 40%?
Acceso a los servicios complementarios
Diversifica los ingresos más allá del arbitraje
Por lo general, las tasas de resolución disminuyen a medida que aumenta la participación de la batería
¿Hay un límite máximo para los ingresos o para el vendedor?
Precios dinámicos o nodales
Ventajas inmediatas, gestión de envíos específica para cada ubicación
Un bloqueo puede aislar el nodo del centro de operaciones
¿El modelo se basa en los precios nodales o en los precios nacionales?
Ciclismo intenso en el día a día
Más posibilidades de ingresos brutos
Una destrucción más rápida y un aumento más temprano
¿Supera cada ciclo su tasa mínima de degradación?
Cómo aplicar correctamente las tarifas de potencia negativa de la versión BESS
Rechazaría cualquier modelo de inversión financiera basado en precios ordinarios mensuales. Los datos mensuales eliminan la volatilidad específica que se supone que la batería debe aprovechar para generar beneficios.
Datos de nivel de intervalo de uso.
En varios mercados, esto se refiere a los detalles de negociación por hora, cada 30 minutos, cada 15 minutos o cada 5 minutos. La versión debería incluir, como mínimo:
Costes de recarga nodales o zonales Utiliza los costes de la ubicación real del enlace, no un índice nacional elegido simplemente porque resulte atractivo.
Pérdidas en el trayecto de ida y vuelta Potencia de carga, consumo complementario, pérdidas del inversor, pérdidas del transformador, necesidades de gestión térmica y potencia de descarga, cada uno por separado.
Restricciones relacionadas con el estado de carga Incluye el SOC mínimo y óptimo, el espacio libre en la batería, las limitaciones de facturación, las restricciones de descarga, las tasas de aumento de carga y la capacidad inaccesible.
Precio mínimo de destrucción Establece un coste por ciclo o un sistema de rendimiento. De este modo, se evita que el optimizador persiga beneficios que destruyan más valor de la celda del que generan.
Error de previsión Compara las previsiones con visión perfecta con las previsiones razonables con un día de antelación y las intradía. La visión perfecta es un ideal teórico, no una previsión fiable.
Canibalización de costes Añádase a ello los proyectos previstos de baterías, el crecimiento sostenible, la ampliación de la red de transporte, la demanda flexible, los electrolizadores, la recarga de vehículos eléctricos y la reforma del mercado.
Acumulación de ingresos Arbitraje de diseño, servicios secundarios, acuerdos de capacidad, acuerdos de peaje, acuerdos de congestión e ingresos por la gestión de las energías renovables, sin contabilizar dos veces el mismo megavatio.
Derechos de peaje y tarifas de peaje Comprueba si la recarga en la red eléctrica da lugar a cargos de red, obligaciones fiscales, repercusiones en los certificados o restricciones de afiliación.
Aumento y sustitución Ajustes de la pérdida de capacidad ofrecidos: MWh, periodo de potencia, obtención de capacidad e ingresos futuros.
Escenarios pesimistas Yo analizaría la menor volatilidad, el aplazamiento de la conexión a la red, la reducción de la programación, el mayor grado de degradación, la pérdida de la oportunidad de salida, la reducción de los costes suplementarios y las políticas de tarificación más estrictas, todo ello a la vez, no uno por uno.
Los diseños débiles se centran en el pasado. Los diseños sólidos se preocupan por el futuro.
Diseño y estrategia de funcionamiento óptimos de un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en caso de precios desfavorables
No existe una duración “óptima” universal de la batería.
Un sistema de una hora puede registrar picos de precios breves e intensos y servicios auxiliares rápidos. Un sistema de dos horas ofrece una adaptabilidad mucho mayor al mercado energético. Los sistemas de cuatro horas y de mayor duración pueden gestionar bloques de energía renovable más grandes, pero requieren aún más capital y podrían tener dificultades para cargarse o descargarse de forma rentable a diario.
La configuración adecuada depende de la curva de precio-duración del mercado local.
Relación potencia-energía
Una batería de 100 MW/100 MWh es un activo de una hora. Una batería de 100 MW/400 MWh es un activo de cuatro horas.
El primero puede moverse rápidamente, pero tiene una autonomía mínima. El segundo puede soportar períodos más largos de exceso de oferta sostenible, aunque sus celdas adicionales requieren una demanda futura suficiente para justificar su precio.
Composición química del LiFePO₄
Fosfato de hierro y litio, cuya fórmula química es LiFePO₄ y, al igual que las baterías de LFP, está estrechamente relacionada con el espacio de almacenamiento fijo, ya que los conductores valoran la seguridad térmica, la capacidad de recarga de larga duración y la ausencia de níquel y cobalto en el cátodo.
Sin embargo, la química no compensa una economía débil. La calidad de las celdas, la asimilación del paquete, el diseño del sistema de aire acondicionado, el software de gestión de la batería, la protección contra incendios, las condiciones de la garantía de servicio y la temperatura de funcionamiento siguen siendo factores decisivos.
Distribución en varios mercados
La técnica operativa más eficaz combina:
Programación para el día siguiente.
Reoptimización intradía.
Expulsión en tiempo real.
Dedicaciones a servicios auxiliares.
Objetivos dinámicos de estado de carga.
Proyecciones de obstrucción ganglionar.
Proceso de licitación que tiene en cuenta la degradación.
Facturación inmediata siempre que los precios caigan por debajo de un nivel mínimo. Un optimizador racional podría rechazar una oportunidad de facturación de −5 EUR/MWh, ya que prevé −60 EUR/MWh dos horas más tarde. Además, podría reducir la descarga a 90 EUR/MWh, dado que conservar la energía para un intervalo de escasez a 250 EUR/MWh ofrece un valor esperado mayor.
En la práctica, eso es una licitación basada en el coste de oportunidad.
Lo que pueden ofrecer los espacios de almacenamiento residenciales y dispersos
Las tasas adversas al por mayor son, sobre todo, un fenómeno a escala de mercado; sin embargo, ese mismo razonamiento influye cada vez más en las viviendas y los polígonos industriales sujetos a tarifas variables.
La capacidad sigue siendo importante. La potencia nominal de la batería se puede calcular de la siguiente manera:
Esas cifras reflejan la capacidad energética, no la capacidad útil garantizada ni los beneficios por arbitraje. La potencia del inversor, las restricciones de profundidad de descarga, la estructura de tarifas, los límites de exportación, los sistemas de respaldo y el consumo doméstico determinan el grado de flexibilidad con el que el propietario puede generar ingresos.
Y esa diferencia es importante. Una batería que no cuente con un sistema de medición adecuado, automatización de tarifas, control del inversor y autorización para la exportación de energía podría no reaccionar en absoluto ante los costes desfavorables.
¿Es un peligro o una oportunidad? Mi decisión
Los costes desfavorables de la energía eléctrica suponen una oportunidad para los operadores de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) que actúan con disciplina, y un peligro para los promotores que confunden la volatilidad con los beneficios.
La oportunidad es auténtica cuando:
Las tasas desfavorables se producen en la fase de negociación del proyecto.
La batería suele tener margen de carga.
Los costes nocturnos o por déficit se mantienen estables.
Se gestionan las pérdidas y la destrucción a lo largo de todo el proceso.
Se permite la recarga en la red eléctrica.
El operador puede operar en varios mercados.
Los beneficios siguen siendo viables tras la canibalización de las existencias.
El punto de enlace no se ve bloqueado por una congestión constante.
El riesgo se controla cuando:
El modelo se basa en precios a nivel nacional, en lugar de precios nodales.
Se prevé que los diferenciales históricos se mantengan sin cambios durante 15 años.
La frecuencia de los precios negativos se utiliza como sustituto de la evaluación de los ingresos.
La depreciación se calcula como un porcentaje fijo anual.
Los ingresos por servicios complementarios se contabilizan por duplicado.
La propiedad no cuenta con optimización en tiempo real.
La batería está llegando al final de su vida útil.
Las políticas relativas a los enlaces, los peajes o las subvenciones limitan la aplicación de tarifas.
Mi conclusión no es imparcial: Los precios adversos son una de las señales más claras de que un sistema eléctrico necesita versatilidad, pero no son prueba de que todas las baterías desarrolladas dentro de ese sistema vayan a generar beneficios con toda seguridad.
Los vencedores no se limitarán, sin duda, a poseer baterías. Contarán, sin duda, con la mejor batería, en el nodo ideal, con el acceso ideal al mercado y un motor de distribución capaz de interpretar el coste de oportunidad del futuro.
Preguntas frecuentes
¿Qué son las tarifas eléctricas negativas?
Los precios desfavorables de la energía eléctrica se dan en períodos del mercado mayorista en los que los generadores llegan a pagar a los compradores para que adquieran energía, ya que la escasez de suministro, la producción de energías renovables, las restricciones de transmisión, las primas de las subvenciones o la reducción de la demanda hacen que haya más electricidad disponible de la que el sistema puede absorber de forma rentable en ese lugar y momento.
Suelen producirse durante períodos de alta producción sostenible y baja demanda. Los clientes minoristas solo obtienen beneficios directos cuando su operador, su contrato de medición y su proveedor les repercuten las variaciones del precio al por mayor.
¿Cómo influyen exactamente los costes elevados de la electricidad en los sistemas de almacenamiento de energía en batería (BESS)?
Los precios negativos de la energía eléctrica afectan a los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) al reducir —o invertir— el precio de facturación, ampliar los márgenes de arbitraje potenciales y aumentar el valor de la demanda flexible, al tiempo que exponen a la batería a la congestión, los errores de despacho, el deterioro, la saturación del mercado y las normas de negociación que pueden anular los beneficios aparentes.
El resultado solo se obtiene cuando la batería puede acceder al precio negativo, dispone de capacidad de carga y puede descargarse posteriormente a un precio de red suficientemente superior.
¿Suponen las tarifas eléctricas negativas una oportunidad para el sector del almacenamiento en baterías?
Los costes desfavorables de la energía eléctrica suponen una oportunidad para el almacenamiento en baterías cuando el sistema BESS puede facturar en el nodo adecuado, mantener un margen suficiente en el estado de carga, descargarse directamente cuando los precios son fiablemente más altos y conservar un margen lo suficientemente amplio como para cubrir las pérdidas de eficiencia, el desgaste, las tarifas de red, las comisiones de negociación y los gastos de financiación.
Se convierten en un riesgo cuando el exceso de batería ejerce presión sobre los diferenciales o cuando las restricciones del mercado, de la red eléctrica y de los contratos impiden al operador obtener los precios anunciados.
¿Se puede cobrar por recargar un sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS)?
Un BESS puede generar ingresos para la recarga cuando su precio de negociación al por mayor o nodal es inferior a cero y el mercado permite la recarga en la red; sin embargo, ese pago no constituye necesariamente un beneficio neto, ya que las pérdidas, la medición, los peajes, los problemas de licitación, las restricciones de recarga y las tarifas de descarga posteriores siguen influyendo en el resultado neto.
Recibir 20 euros por facturar un megavatio-hora no tiene mucho sentido cuando ese mismo ciclo genera unas pérdidas de 15 euros y la energía almacenada se comercializa posteriormente en un mercado débil o desfavorable.
¿Cuál es la mejor estrategia para los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en un contexto de tipos de interés desfavorables?
La mejor técnica de BESS cuando los precios son negativos es un plan de despacho multimercado que integre la planificación del día anterior, la reoptimización intradía, las señales de tarifas en tiempo real, los compromisos de servicios auxiliares, las restricciones de estado de carga y los gastos por deterioro, en lugar de aplicar cargos a ciegas cada vez que el coste de la zona caiga por debajo de cero de forma aislada.
El optimizador debería comparar el coste actual de la recarga con las posibilidades previstas para el futuro, las limitaciones físicas de la batería, la incertidumbre de las previsiones, la congestión y el coste marginal de consumir la autonomía de la batería.
Convierte la volatilidad de los precios en un plan de almacenamiento rentable
No empieces por las tasas típicas anuales. Empieza por el nodo de trabajo, los datos a nivel de intervalo, los derechos legales de recarga, las restricciones de SOC, la degradación realista y, como mínimo, tres escenarios futuros de construcción de sistemas de almacenamiento.
A continuación, haz la pregunta incómoda: ¿Sigue obteniendo este sistema BESS la rentabilidad necesaria cuando otras baterías aprovechan exactamente la misma oportunidad?
