Las baterías tienen un negocio aparentemente sencillo: comprar electricidad cuando sobra y está barata, almacenarla y venderla cuando escasea y los precios suben. El problema es que, cuanto más se extienda este modelo, menos rentable puede llegar a ser
El auge de las renovables, especialmente de la energía solar, ha creado una nueva oportunidad para el negocio de las baterías. Si algo hemos visto en los últimos meses, sobre todo en los de verano, es que los precios de la electricidad pueden llegar a cero, cuando no ser negativos. Esto hace que comprar electricidad en esas horas tan baratas, almacenarla y sacarla de nuevo cuando la demanda sube y la producción no es tan alta puede ser muy rentable para algunas empresas.
Sin embargo, no es oro todo lo que parece y, precisamente, esta tendencia puede tener un efecto contraproducente que pondría en peligro la viabilidad de algunos parques en el futuro.
Todo comienza en el mercado de la electricidad. En el mercado diario de la energía, se negocia la compra y venta para cada hora del día siguiente. Las ofertas se aceptan en función de varios factores, como el mérito económico o la capacidad de interconexión disponible, como explican desde Omie. Para comprobar la viabilidad de esas ofertas, los resultados de la subasta pasan por el operador del sistema, que los valida desde el punto de vista técnico.
Pero las previsiones pueden cambiar. Por eso existen los mercados intradiarios, que permiten a los participantes ajustar sus posiciones antes de la entrega de electricidad, en función de cómo evoluciona la demanda, la producción renovable y el resto de condiciones del sistema.
El spread intradiario. Aquí es donde entra en juego un indicador: el spread intradiario. Se trata de la diferencia de precio que hay entre los momentos más baratos del día (que suelen ser las horas centrales en las que la producción fotovoltaica es muy elevada) y los más caros (cuando empieza a caer la noche, pero no la demanda de electricidad). Esa diferencia expresa el margen de ganancia de una hora que puede haber comprando energía en esas horas de menor precio y vendiéndola o descargándola a través de sistemas de almacenamiento en las horas de mayor precio.
Un spread intradiario elevado puede incentivar una mayor participación de las empresas en el mercado de la electricidad, atraídas por el valor que empiezan a tener los sistemas de almacenamiento.
¿Qué ha pasado este verano? Cuenta El Periódico de la Energía que el promedio mensual del spread intradiario de una hora en nuestro país durante el mes de septiembre fue de 215,37 euros/MWh. Esta cifra supera, incluso, a la del mes de agosto que fue de 195,29 euros/MWh, un mes, por lo general, de buen recurso solar (aunque también de alta demanda eléctrica).
Lo que muestra todo esto es que España parece un buen escenario para el desarrollo del mercado de las baterías, un horizonte por el que Europa está apostando de forma muy contundente en sus estrategias de transición energética. El problema es que las condiciones que hoy hacen atractivos estos proyectos podrían cambiar radicalmente en los próximos años.
Un efecto que puede ser contraproducente. Sin embargo, que hoy exista una gran diferencia entre los precios de la electricidad no significa que las baterías vayan a mantener esos ingresos durante toda su vida útil. Como explica la consultora energética AleaSoft Energy Forecasting, la rentabilidad de los sistemas de almacenamiento también se puede ver afectada por otras cuestiones, como la capacidad de desplazamiento de esa energía que se quiere almacenar, las características de degradación y duración de la batería y otras restricciones operativas.
A estos factores se les suma algo fundamental: el hecho de que la propia expansión del almacenamiento puede modificar los precios hasta el punto de que el spread intradiario no sea tan atractivo económicamente. Es lo que se conoce como canibalización.
Canibalización vs. financiación. Este factor puede ocurrir porque, al implementar sistemas de baterías que se cargan en los periodos de precios bajos, la demanda de electricidad aumentará. También al revés: cuando lleguen los precios caros y las baterías se descarguen, aumentarán la oferta disponible. Es decir, esa diferencia de precios entre carga y descarga disminuirá. Esto introduce un problema para la financiación de nuevos proyectos. Si sus previsiones de ingresos se basan en los diferenciales de precios actuales, podrían acabar sobreestimando su rentabilidad a largo plazo. Y eso complica que las entidades financieras consideren viables determinadas inversiones.
Las oportunidades seguirán. La canibalización no significa que las baterías vayan a dejar de ser rentables ni que haya que frenar su instalación. Más bien, significa que el negocio no puede depender exclusivamente de las diferencias de precios que observamos hoy. Para que los proyectos resulten financiables habrá que, como recoge Tellkes según lo expuesto por AleaSoft, establecer supuestos coherentes sobre potencia instalada y operación.
Con esto, será necesario contar con previsiones horarias que contemplen diferentes trayectorias del sistema eléctrico, incluidas las condiciones menos favorables. Solo así los proyectos podrán mostrar propuestas basadas en el largo plazo, atractivas para obtener financiación y para que el mercado de las renovables siga cobrando impulso, frente a otras alternativas.
Imagen | Virtue Solar
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