El crecimiento de las energías renovables, en particular de la energía solar, ha creado oportunidades para los operadores de baterías. Cuando los precios de la electricidad caen a cero o por debajo, las empresas pueden cargar sus baterías a bajo costo y vender o liberar la energía almacenada cuando los precios suben. La estrategia puede ser rentable, pero sus rendimientos podrían cambiar a medida que aumenta la capacidad de almacenamiento.
La electricidad se negocia en un mercado diario para cada hora del día siguiente. Las ofertas se aceptan según factores como el mérito económico y la capacidad de interconexión disponible; después, el operador del sistema comprueba que los resultados sean técnicamente viables. Los mercados intradiarios permiten a los participantes ajustar sus posiciones a medida que cambian las previsiones de demanda, generación renovable y otras condiciones del sistema.
Una medida de esta oportunidad es el diferencial intradiario: la diferencia entre los precios de la electricidad más bajo y más alto del día. Los precios suelen ser más bajos alrededor del mediodía, cuando la producción solar es elevada, y más altos al acercarse la noche, mientras la demanda sigue siendo fuerte. Un diferencial más amplio puede hacer más atractivo cargar las baterías durante las horas más baratas y descargarlas cuando la electricidad cuesta más.
Según El Periódico de la Energía, el diferencial intradiario medio de una hora en España alcanzó los 215,37 € por megavatio-hora en septiembre, frente a los 195,29 €/MWh de agosto. Las cifras apuntan a condiciones atractivas para los proyectos de baterías, pero no garantizan que los ingresos actuales se mantengan durante toda la vida útil de un sistema.
AleaSoft Energy Forecasting afirma que la rentabilidad del almacenamiento también depende de factores como la cantidad de energía que puede trasladarse, la degradación y la vida útil de las baterías, y las restricciones operativas. Otro riesgo es la canibalización: a medida que más baterías se cargan durante los periodos de precios bajos, aumenta la demanda de electricidad; cuando se descargan durante los periodos de precios altos, aumenta la oferta disponible. Ambos efectos pueden reducir la diferencia de precios.
Si las previsiones de los proyectos se basan en que los diferenciales actuales se mantendrán, podrían sobreestimar los rendimientos a largo plazo y dificultar que los prestamistas consideren viables algunas inversiones. Esto no significa que las baterías dejen de ser rentables ni que deban detenerse los despliegues. Significa que los planes de financiación necesitan supuestos realistas sobre la capacidad instalada y el funcionamiento de las baterías, además de previsiones horarias que contemplen distintas trayectorias posibles para el sistema eléctrico, incluidas condiciones menos favorables.
Fuentes: Xataka.