Enerside: "El coste de la batería ha caído un 40%, ya es rentable un proyecto de almacenamiento sin pagos por capacidad”

Su supervivencia pasó por abrir nuevos mercados en Brasil, Chile e Italia, y seguir apostando por los desarrollos nacionales. Ahora, pretende impulsar su cartera de proyectos solares propios hibridando con baterías (BESS por sus siglas en inglés) o proyectos de almacenamiento stand-alone con tecnología ión litio.

Según Grange, "el coste de las baterías (LCOS) ha caído un 40% en los últimos cinco años, por lo que ya es rentable un proyecto de almacenamiento sin participar en los mecanismos por capacidad" que se esperan a partir de 2026.

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La curva decreciente de los precios de la tecnología ión litio ha sido mucho más pronunciada que la de la fotovoltaica. "En muchos menos años, la evolución a la baja de su coste ha sido más rápida, lo que permite que ya te salgan los números y sean proyectos bancables", asegura.

Por lo tanto, espera que en unos pocos meses "vamos a ver un auténtico boom en la instalación de baterías conectadas a la red eléctrica o a parques renovables, y más aún porque España es un mercado maduro en capacidad solar".

PPAs más atractivos

Los precios de los PPAs fotovoltaicos en España han bajado hasta los 38,97 euros/MWh en último trimestre de 2024, según un informe de LevelTen. El apuntamiento fotovoltaico cae a niveles históricos por el exceso de producción en las horas solares, un fenómeno que se conoce como 'canibalización'.

"Pero si el PPA fotovoltaico va hibridado con unas baterías, el precio puede superar los 70 euros/MWh, lo que impulsa el negocio del almacenamiento, al igual que se están firmando PPAs para baterías stand-alone", continúa el experto de Enerside. 

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Aún así Grange reconoce que "Europa va a seguir viviendo un alto índice de incertidumbre en el sector energético". "Hay un contexto geopolítico cambiante y el ciclo bajista de estos últimos tres años (con la crisis energética, los problemas de las cadenas de suministro, la volatilidad de precios, etc.) no ha ayudado", apunta.

Pero aún así es optimista. "Hoy el consenso es que finaliza el ciclo bajista. Por lo tanto, todavía hay mucho recorrido en el desarrollo de parques renovables en España, pese a que Italia se ha posicionado ahora como el principal foco", subraya. 

Joatham Grange, CEO y fundador de Enerside Enerside

Enerside cuenta actualmente cuenta con 6,6 GW de proyectos solares fotovoltaicos y 2,8 GWh de sistemas de baterías, de los que el 61% se ubican en Europa. La cartera de proyectos de la compañía está valorada en más de 200 millones de euros, de acuerdo con la valoración independiente realizada por una gran consultora.

Asimismo, la compañía ha realizado la venta de 506 MW de proyectos, en el marco de su estrategia de rotación de activos una vez los ha llevado a fases maduras de desarrollo.

Mix eléctrico con baterías

Según las estimaciones de la consultora Our New Energy, en 2024 el coeficiente de apuntamiento de la solar fotovoltaica, que indica el porcentaje del precio medio diario que se captura, ha disminuido en España hasta el 67%, por lo que garantizar el rendimiento esperado de la inversión se ha vuelto cada vez más difícil.

Ha comparado los precios horarios de la energía en función del despliegue de baterías en dos escenarios con el objetivo en 2030. El primer escenario asume que para 2030 no se habrá dado en España un despliegue de baterías (0 GW), mientras que en el segundo escenario se considera que el despliegue de baterías habrá avanzado hasta alcanzar los 20 GW.

Con 0 GW de baterías la producción es discontinua, dándose un excedente en las horas de mayor radiación solar. Esto genera una gran fluctuación en los precios, que alcanzan mínimos cercanos a los 20 euros y máximos por encima de los 120 euros, 100 euros de diferencia en un solo día.

En cambio, con una capacidad instalada de 20 GW de baterías, la producción renovable se vuelve prácticamente constante a lo largo del día, ya que el excedente durante las horas solares es absorbido por el almacenamiento, y luego reinyectado en el sistema durante las horas nocturnas. Esto tiene un fuerte impacto en los precios, que reducen sus fluctuaciones.

Aunque se siguen dando picos de precios durante las horas de salida y puesta del sol, los mínimos se mantienen por encima de los 40 euros, ylos máximos no superan los 100 euros. Esto supone reducir la diferencia entre el precio mínimo y el máximo a casi la mitad en comparación al escenario con 0 GW de baterías.

De hecho, mientras que los precios en el primer escenario muestran una desviación estándar del 55% en comparación con la media diaria, en el segundo escenario las fluctuaciones se reducen al 36%.

Más allá de contribuir a una mayor estabilidad, esta estructura de precios también es beneficiosa para el impulso del almacenamiento energético, ya que mejora la rentabilidad de las inversiones. Permite a las baterías capturar un valor por cada ciclo de carga y descarga de entre 50 y 60 €/MWh, según las estimaciones de Our New Energy.