El auge de las energías renovables, especialmente la solar, ha impulsado el atractivo negocio de las baterías para almacenar electricidad barata y venderla en momentos de mayor demanda. Sin embargo, esta estrategia, que se beneficia de los altos spreads intradiarios, podría enfrentar un efecto contraproducente. La expansión masiva de estos sistemas de almacenamiento podría, paradójicamente, reducir la diferencia de precios que los hace rentables, afectando la viabilidad y financiación de futuros proyectos.
El crecimiento de las energías renovables, en particular la solar, ha generado una nueva oportunidad para el sector de las baterías. Durante los últimos meses, especialmente en verano, se ha observado que los precios de la electricidad pueden llegar a ser nulos o incluso negativos. Esta situación permite a las empresas comprar electricidad a precios muy bajos, almacenarla y luego venderla cuando la demanda aumenta y la producción no es tan alta, lo que puede resultar muy rentable. No obstante, esta tendencia podría tener un efecto adverso que comprometería la viabilidad de algunos parques en el futuro.
Todo se origina en el mercado eléctrico. En el mercado diario de energía, se negocian las transacciones para cada hora del día siguiente. Las ofertas se aceptan basándose en diversos factores, como el mérito económico o la capacidad de interconexión disponible, según explica Omie. Para asegurar la viabilidad de estas ofertas, los resultados de la subasta son revisados por el operador del sistema, quien los valida desde una perspectiva técnica.
Sin embargo, las previsiones pueden variar. Por ello, existen los mercados intradiarios, que permiten a los participantes ajustar sus posiciones antes de la entrega de electricidad, adaptándose a la evolución de la demanda, la producción renovable y otras condiciones del sistema.
Aquí es donde interviene un indicador clave: el spread intradiario. Este representa la diferencia de precio entre los momentos más económicos del día (generalmente las horas centrales con alta producción fotovoltaica) y los más costosos (al anochecer, cuando la demanda eléctrica sigue siendo elevada). Esta diferencia refleja el margen de ganancia que se puede obtener comprando energía en los periodos de menor precio y vendiéndola o descargándola a través de sistemas de almacenamiento en los momentos de mayor precio. Un spread intradiario elevado puede incentivar una mayor participación de las empresas en el mercado eléctrico, atraídas por el valor creciente de los sistemas de almacenamiento.
El Periódico de la Energía reporta que el promedio mensual del spread intradiario de una hora en España durante septiembre fue de 215,37 euros/MWh. Esta cifra superó la de agosto, que fue de 195,29 euros/MWh, un mes caracterizado por una buena producción solar y una alta demanda eléctrica. Estos datos sugieren que España es un escenario propicio para el desarrollo del mercado de las baterías, una dirección que Europa está impulsando firmemente en sus estrategias de transición energética. El inconveniente es que las condiciones actuales que hacen atractivos estos proyectos podrían cambiar drásticamente en los próximos años.
Que hoy exista una gran disparidad en los precios de la electricidad no garantiza que las baterías mantengan esos ingresos durante toda su vida útil. Como señala la consultora energética AleaSoft Energy Forecasting, la rentabilidad de los sistemas de almacenamiento también puede verse afectada por otros aspectos, como la capacidad de desplazamiento de la energía a almacenar, las características de degradación y duración de la batería, y otras restricciones operativas.
A estos factores se suma uno fundamental: la propia expansión del almacenamiento puede alterar los precios hasta el punto de que el spread intradiario deje de ser tan atractivo económicamente. Este fenómeno se conoce como canibalización.
La canibalización puede ocurrir porque, al implementar sistemas de baterías que se cargan en periodos de precios bajos, la demanda de electricidad aumentará. Y, a la inversa, cuando los precios sean altos y las baterías se descarguen, la oferta disponible aumentará. En consecuencia, la diferencia de precios entre la carga y la descarga disminuirá. Esto plantea un desafío para la financiación de nuevos proyectos. Si sus proyecciones de ingresos se basan en los diferenciales de precios actuales, podrían sobrestimar su rentabilidad a largo plazo, lo que dificultaría que las entidades financieras consideren viables ciertas inversiones.
La canibalización no implica que las baterías dejen de ser rentables o que se deba detener su instalación. Más bien, significa que el negocio no puede depender exclusivamente de las diferencias de precios observadas en la actualidad. Para que los proyectos sean financiables, será necesario, como recoge Tellkes basándose en lo expuesto por AleaSoft, establecer supuestos coherentes sobre la potencia instalada y la operación.
Por lo tanto, será imprescindible contar con previsiones horarias que consideren distintas trayectorias del sistema eléctrico, incluyendo las condiciones menos favorables. Solo de esta manera los proyectos podrán presentar propuestas basadas en el largo plazo, atractivas para obtener financiación y para que el mercado de las energías renovables continúe su impulso, frente a otras alternativas.
