Una planta de almacenamiento energético en baterías.
Las baterías en España tienen como límite los 32 GWh antes de su 'canibalización': su futuro depende del modelo de negocio
El almacenamiento eléctrico inteligente maximiza el rendimiento y el ahorro energético e impulsa a los hogares a ser energéticamente eficientes.
Más información: Se avecina la ‘canibalización’ de las baterías: hay 22.000 MW de solicitudes de acceso a la red y se necesitan sólo 2.000 MW
Investigadores de la Universidad de Sevilla han puesto cifra a un límite incómodo para el despliegue masivo de baterías en el sistema eléctrico español: a partir de unos 30 GWh de capacidad acumulada, el almacenamiento deja de ser rentable solo con ingresos de mercado y comienza a necesitar apoyos específicos.
El cálculo lleva a pensar que con tantas baterías, el principal problema es que se van a 'canibalizar' antes de que se amortice su inversión.
El umbral de 32 GWh sale de cruzar dos curvas: cómo se va estrechando el 'spread' (la diferencia entre la hora más cara y la más barata del día) de precios a medida que entra más almacenamiento y cuáles son los costes variables efectivos de operar las baterías (pérdidas y OPEX).
El modelo añade capacidad de almacenamiento de forma incremental al sistema español y recalcula los precios horarios del mercado diario con cada “escalón” de almacenamiento adicional.
Para cada nivel de GWh instalado, se calcula el 'spread' medio útil entre horas baratas y caras, es decir, el diferencial de precio realmente aprovechable para hacer arbitraje (comprar barato, vender caro).
En paralelo, se computan los costes variables por MWh intercambiado: pérdidas por eficiencia round‑trip, degradación y otros costes operativos que reducen el margen real por ciclo.
El artículo identifica el punto en el que el 'spread' de precios que queda después de introducir almacenamiento es tan bajo que ya no cubre esos costes variables.
11 GW en espera
En la formulación de los autores, “cuando la capacidad de almacenamiento supera los 32 GWh, el spread de precios cae por debajo del umbral fijado por las pérdidas de eficiencia round‑trip y los costes variables de operación”.
A partir de ahí, el arbitraje puro deja de ser rentable en promedio y el modelo concluye que no tiene sentido seguir incorporando baterías al sistema y que sobrevivan solo con ingresos de mercado.
Si cambian esas hipótesis (por ejemplo, baterías más baratas o más eficientes, otro mix de generación o distinta curva de precios), el punto de cruce y, por tanto, el GWh “límite” se movería.
A finales de 2025, seguían conectados solo unos 40 MW de almacenamiento en baterías a la red en España, pero se espera que se añadan en los próximos meses 500 MW, que se encuentran en fase de construcción y que se prevé su finalización para el segundo trimestre de 2026.
El número actual de permisos de acceso a la red para la hibridación y las baterías "stand alone" es de 11 GW, casi a partes iguales. Actualmente se están tramitando unos 450 proyectos con una capacidad total de 7,6 GW. Se estima que unos 2,8 GW ya han alcanzado el estado "listo para construir".
"El período para poner en operación un parque eólico en España suele estar en el entorno de los 8 o 9 años, el de un fotovoltaico entre 5 y 6 años, pero el de las baterías puede estar disponible en 2 años", explicaba Jorge Barredo, director general de Generación Renovable de Naturgy, durante la jornada ‘Energías renovables: desarrollo e integración social y territorial’, organizada por la Fundación Naturgy la pasada semana.
Iberdrola lidera la clasificación con 903 MW en tramitación, seguida de Enel Green Power con 580 MW y Grenergy con 345 MW, según publica la firma internacional de origen alemán, Rödl.
A continuación se sitúan Matrix Renewables con 305 MW, Forestalia con 303 MW, Rolwind con 279 MW, Arena Green Power con 262 MW, Genia Bioenergy con 260 MW, la empresa estadounidense CEP Renewables con 223 MW, Naturgy con 189 MW, RIC Energy con 173 MW y Benbros con 171 MW. La potencia media de los proyectos es de 18 MW y la capacidad media de 3,2 h.
Modelos de negocio
Con todos estos datos hay que tomar una decisión para buscar el equilibrio entre estabilidad de ingresos y su participación en los diferentes mecanismos de flexibilidad que ofrece el mercado.
Según publica en redes sociales Teresa Clavero Guajardo-Fajardo, Energy Management Consultant de Optimize Energy, hay dos casos de baterías que eligen diferentes modelos de negocio con sus baterías.
"En el caso del activo de Iberdrola, la operativa está claramente orientada a una participación activa en varios mercados. La presencia de volúmenes en intradiarios apunta a una estrategia que va más allá del ciclo clásico de carga y descarga".
Y añade que "en determinados días, de una operativa de arbitraje virtual, mediante la cual se obtienen ingresos sin necesidad de ciclar físicamente la batería, desvinculando parte del resultado económico de la degradación del activo y apoyándose en la optimización de posiciones entre mercados".
El resultado es una operativa más dinámica, con un mayor número de decisiones y una exposición más directa a la volatilidad del mercado.
Por el contrario, señala la experta, "el activo de Ignis presenta una operativa centrada en el mercado diario y en la explotación de los 'spreads' entre horas".
Esta aproximación da lugar "a un perfil de volúmenes e ingresos más estables, con una correlación directa entre la señal de precios del mercado diario y la operación de la batería", concluye.
