ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DE LA INSTALACIÓN DE BESS A UNA FV DE 5 MW.
INTRODUCCIÓN
España ha incorporado en pocos años una potencia solar que ha transformado la curva de precios: las horas centrales del día, que antes eran las mejores para vender, son hoy las de menor valor, y los recortes de producción renovable han dejado de ser un fenómeno anecdótico para convertirse en una partida que aparece en las cuentas de explotación. En ese contexto, el almacenamiento ha pasado de ser una opción de futuro a una decisión clave de inversión.
La pregunta, sin embargo, rara vez es si instalar una batería. Es cuánta. Y ahí es donde el sector tiene que resolver un problema de ingeniería y de mercado, y aquí se evalúa sobre un caso de ejemplo.
CASO DE ESTUDIO
El caso es sencillo, una planta fotovoltaica de 5 MW nominales con una producción del orden de 9.800 MWh anuales, equivalentes a unas 1.960 horas. Sobre esa planta se evalúan tres sistemas de almacenamiento de 1, 3 y 5 MW, todos con cuatro horas de descarga, con entrada en operación en 2027 y un horizonte de diecinueve años de explotación.
El análisis se resuelve hora a hora sobre las 8.760 horas de cada año imponiendo las restricciones físicas que condicionan el resultado más que cualquier hipótesis de precio: la potencia conjunta inyectada por la planta y la batería no supera los 5 MW del punto de conexión; la profundidad de descarga se limita al 90%; el rendimiento es del 90% en carga y en descarga, en torno al 81% de ciclo completo; y la capacidad útil se degrada un 4% anual, de modo que los 20 MWh iniciales del sistema mayor son 17,1 MWh útiles ya en el primer año. La batería puede cargarse tanto con el excedente de la propia planta como con energía comprada en el mercado, siempre dentro del límite del punto de conexión, y la energía procedente de recortes tiene prioridad por ser la de menor coste.
Sobre ese despacho se construye el modelo económico. Los indicadores que se presentan son de proyecto, antes de impuestos y sin apalancamiento, y el valor actual neto se calcula con una tasa de descuento del 7%. La inversión considerada asciende a 840.000, 2.220.000 y 3.400.000 € respectivamente, equivalentes a 210, 185 y 170 €/kWh, con una operación y mantenimiento fijos de 15.000 € por MW y año más un componente variable.
MERCADOS
El activo puede recibir remuneración por tres vías. El arbitraje en el mercado diario compra en las horas centrales, deprimidas por la propia solar, y vende en la punta de tarde. La recuperación de energía recortada se valora al precio de la hora en que se vende. Y la banda de regulación secundaria remunera, en euros por megavatio y hora de disponibilidad, la potencia puesta a disposición del operador del sistema.
Ingreso anual del primer año por fuente, en miles de euros, en el escenario central.
El arbitraje aporta en torno al 70% del ingreso y la banda de regulación el resto. La batería compra a un precio medio de 29 €/MWh y vende a 114 €/MWh, un diferencial capturado de unos 85 €/MWh que explica por qué el mercado diario sostiene el caso por sí solo.
La estrategia de operación no es un dato del problema, sino una variable que se ha resuelto en tres versiones: operar únicamente en el mercado diario; operar en el diario y ofrecer banda solo en las horas en que no se está arbitrando; u operar en el mercado que mejor remunere en cada hora, renunciando a arbitrar cuando la banda paga más. Esta tercera opción es la que hace visible una restricción que suele ignorarse: la misma potencia no puede comprometerse a la vez en los dos mercados.
CURTAILMENT
En este emplazamiento el recorte propio es reducido por construcción, porque la potencia nominal de la planta coincide con su permiso de acceso: unos 202 MWh anuales, apenas un 2% de la generación, concentrados en las horas de mayor irradiancia.
El sistema de 5 MW llega a almacenar prácticamente todo ese recorte, pero el ingreso asociado se queda en 14.500 € anuales, frente a los 11.900 € del sistema de 3 MW y los 5.600 € del de 1 MW. Es el megavatio-hora de mayor margen del sistema, pero es también el más escaso, y quien plantee un proyecto de almacenamiento apoyándose principalmente en él estará edificando sobre la menor de las tres fuentes de ingreso.
LA RENTABILIDAD ESPERADA Y SU SENSIBILIDAD
Presentar un único TIR sugiere una precisión que ningún análisis a veinte años puede sostener. Por eso el resultado se expresa frente a las tres estrategias de participación en el mercado descritas más arriba, que son la verdadera variable de incertidumbre del negocio: el acceso al mercado de banda depende de un marco regulado en plena transformación, mientras que el arbitraje en el mercado diario está siempre disponible.
TIR del proyecto, antes de impuestos y sin apalancamiento, para cada configuración y estrategia de mercado.
Según se puede apreciar, el sistema de 1 MW no alcanza el coste de capital en ninguna de las tres estrategias: se queda en el 5,0% operando solo en el mercado diario y apenas roza el 7,2% en el mejor de los casos, con un valor actual neto prácticamente nulo, porque soporta un coste unitario de inversión que la escala no permite diluir.
El de 3 MW se queda por debajo del umbral si no participa en servicios de ajuste y solo despega cuando entra en banda, hasta el 11,5% y el 13,1%.
El de 5 MW es el único que supera el coste de capital en las tres estrategias: rinde un 8,1% incluso sin participar en aFRR y alcanza el 13,0% y el 14,6% cuando lo hace, con un valor actual neto de entre 0,24 y 1,62 millones de euros.
Otra lectura de los resultados es conocer qué se gana y qué se sacrifica al entrar en el mercado de banda.
Ingreso del primer año del sistema de 5 MW / 20 MWh según la estrategia de participación en el mercado, en miles de euros.
Pasar de la estrategia intermedia a la más agresiva reduce el ingreso del mercado diario en unos 43.000 €, porque hay horas en las que la batería deja de arbitrar, pero incorpora 147.000 € adicionales de banda de regulación. La diferencia entre la peor y la mejor configuración no son cuatro puntos de TIR en un escenario concreto, sino la distancia entre un proyecto que necesita un mercado volátil para justificarse y otro que se sostiene sin él. Y se decide en la fase de diseño, con la misma tecnología, el mismo emplazamiento y el mismo proveedor.
CONCLUSIÓN
Con hipótesis contrastables y prudentes, un almacenamiento bien dimensionado sobre una planta puede llegar a ofrecer resultados de entre el 8,1% y el 14,6% de TIR de proyecto según la estrategia de mercado, y es el único de los tres tamaños analizados que supera el coste de capital incluso sin participar en la banda de regulación. No es un proyecto extraordinario: es un proyecto sólido, con un margen razonable sobre el coste de capital. Dicho margen aparece porque, entre las configuraciones analizadas, la de 5 MW es la que mejor captura el valor disponible sin que el incremento de inversión anule el beneficio adicional, y todo sin tener en cuenta aún los mercados intradiarios y de restricciones técnicas, ni el mercado de capacidad que no llega a consolidarse.
Dimensionar un BESS sin simular no es ahorrarse un estudio: es trasladar la incertidumbre a las dos décadas siguientes. El coste de hacerlo es marginal frente al CAPEX; el de no hacerlo solo se conoce al finalizar la vida útil del proyecto.