Parque fotovoltaico con una instalación de baterías para almacenamiento energético.
El dilema de la fotovoltaica para instalar baterías en sus parques: vender energía a bajo precio o perder su prioridad de venta
- Sin mecanismos de capacidad, nadie se arriesga a perder aún más la rentabilidad de sus parques solares.
- Más información: La curva de costes de baterías se acerca a la de la fotovoltaica: el almacenamiento es rentable con precios eléctricos de 2024
El sector fotovoltaico en España se encuentra entre la espada y la pared. Los precios bajos durante las horas solares están reduciendo al máximo su apuntamiento (la relación entre el precio de una tecnología y el precio promedio del mercado), pero si instalan baterías para almacenar el exceso de electricidad se considera energía 'gestionable'.
"El problema de ser gestionable es muy serio", explica a EL ESPAÑOL-Invertia Luis García Sáenz, director general de Contigo Energía (antes Gesternova).
"La energía solar pierde su prioridad de despacho si instala baterías, es decir, pierde la preferencia de vender su generación eléctrica frente a la producida mediante energías convencionales (gas, termosolar, cogeneración o biomasa, entre otros), añade. "Y si en las horas solares los precios son muy bajos, al menos pueden verterla a la red si no cuentan con baterías".
"Hay mucha incertidumbre en el sector, nadie sabe cómo se va a comportar el sistema con las tecnologías gestionables y por eso, no termina de impulsarse el desarrollo de las baterías y la hibridación de los parques renovables en España", añade.
Si no se vende la producción en una competencia 'caníbal' con otros parques fotovoltaicos sin baterías, puede que caiga aún la rentabilidad de los proyectos. Según Rodrigo García Ruiz, Energy and Risk Management Analysis Manager de Optimize Energy, "cuando analizamos la fotovoltaica, el apuntamiento ha caído drásticamente en solo 4-5 años, pasando de casi 1 en 2020-2021 a valores entre 0.85 y 0.66 en 2023-2024. ¡Eso representa una pérdida del 15%-34% respecto al precio medio del mercado en muy poco tiempo!".
Apuntamiento.
Es la relación entre el precio capturado por una tecnología y el precio promedio del mercado. Un apuntamiento cercano a 1 implica que la tecnología captura un precio similar al del mercado, mientras que valores menores reflejan una pérdida de ingresos frente al mercado, según Optimize Energy.
Sin embargo, para la consultora de energía AleaSoft Energy Forecasting la reducción de costes de las baterías y su hibridación con las energías renovables serán fundamentales para aumentar la rentabilidad de los proyectos renovables. Los análisis indican que las baterías, especialmente en sistemas híbridos, están comenzando a ser rentables, abriendo la puerta a un quinquenio marcado por su protagonismo en el sector de la energía.
Aún así, reconoce que la introducción de apoyos regulatorios, como los pagos por capacidad, que se esperan en España para principios de 2025, podría favorecer un aumento en la rentabilidad de estos proyectos.
Rentabilidad en mercado
Sin embargo, en AleaSoft Energy Forecasting se considera que la mayor parte de los ingresos de las baterías provendrá del arbitraje de precios en el mercado mayorista.
Los primeros proyectos con baterías que entren en operación también generarán beneficios a través de su participación en los servicios de ajuste, aunque estos ingresos serán limitados a medida que crezca la competencia, dado que estos mercados tienen un menor volumen, asegura la consultora.
Un spread de más de 40 euros/MWh
El spread es la diferencia entre el precio máximo de compra y el precio mínimo de venta de un activo. O, lo que es lo mismo, la diferencia de precio entre cuando se carga una batería (barato) y se vende la energía almacenada (más caro).
"Nuestras estimaciones es que con cualquier spread que haya de más de 45 euros implica que hacer un ciclo es viable y se gana dinero con él", señaló a este diario hace unos días Andrés Pinilla Antón, Head of BESS Sales Iberia en Mars Renewable Iberia.
![Precios eléctricos al por mayor de solar y eólica en España (euros:MWh)](["https:\/\/s1.elespanol.com\/2024\/11\/02\/actualidad\/898170275_250555782_1706x755.jpg"])
Precios eléctricos al por mayor de solar y eólica en España (euros:MWh)
Pero "no se puede mirar solo un día, hay que tener la referencia de todo un año para que salgan las cuentas", explicaba, por su parte, Xavier Cugat, responsable de Producto del fabricante de baterías Pylontech.
Cuanto mayor sea la diferencia de precios entre las horas solares y las nocturnas, mayor será la rentabilidad de las baterías. Coincidía con Andrés Pinilla en que ya son rentables las baterías. "Mis números son en algún punto entre 40 euros y 50 euros. Por tanto, estoy de acuerdo con él".
Aleasoft, por su parte, ha presentado un análisis de la TIR (tasa interna de retorno) de las baterías utilizando distintos escenarios de spread de precios, que muestra cómo las baterías empiezan a ser rentables a medida que disminuyen sus costes.
Según este análisis realizado por Deloitte, un sistema híbrido de solar fotovoltaica y baterías con un CAPEX de 150.000 euros/MWh comenzaría a generar retornos positivos con spread de precios intradiarios de entre 40 euros/MWh y 45 euros/MWh.
En el caso de los proyectos stand‑alone, se consideró que el CAPEX de los 35 proyectos que recientemente recibieron ayudas en España rondaba los 250.000 euros/MWh antes de las subvenciones, con un promedio de ayuda de 50.000 euros/MWh, lo que sitúa el CAPEX incluyendo la ayuda en torno a 200.000 euros/MWh.
Para que un proyecto con este nivel de CAPEX empiece a generar retornos positivos, se necesitan spreads de precios intradiarios de alrededor de 70 euros/MWh a 80 euros/MWh.
