La conclusión principal tiene que ser que el almacenaje es esencial para la energía solar FV, tanto para devolver la rentabilidad a todo el sector, como para estabilizar las redes eléctricas y prevenir así apagones como se han dado el 28 de abril de 2025
Inestabilidad crónica en la red eléctrica de España
El 28 de abril de 2025 un cortocircuito en dos subestaciones causó un apagón en toda España y Portugal, así como en partes del sur de Francia, que tardó más de 24 horas en resolverse. El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, antes llamado Ministerio de Industria, ha sido incapaz (las malas lenguas hablan de falta de voluntad) de averiguar las causas. No obstante, antes hubo suficientes indicios para poder afirmar que ha sido un desastre anunciado.
En diciembre de 2024, el sistema eléctrico sufrió varias incidencias. La presidenta de la World Nuclear Association, Sama Bilbao, indicó que España “había estado un par de veces a un papel de fumar de tener blackouts”, refiriéndose a la activación en dicho mes, en dos ocasiones, del denominado servicio de respuesta activa de la demanda (SRAD), un mecanismo del operador del sistema que permite desconectar grandes industrias de la red eléctrica.
En enero de 2025, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) alertó sobre problemas para el control de tensión en la red eléctrica por la elevada penetración de electricidad procedente de fuentes renovables frente a una demanda reducida provocando oscilaciones en los niveles de tensión que podrían desembocar en apagones, una situación que se repetiría en la Semana Santa del mismo año.
De hecho, aquel 28 de abril de 2025 los precios negativos que se registraron en determinadas horas del día indicaron un exceso de oferta de electricidad procedente de instalaciones solares fotovoltaicas (FV), tal como demuestra figura 1, donde se ve que el desplome del precio de electricidad coincide con una elevada oferta de electricidad solar FV; el apagón se produjo a las 12:33 horas, exactamente en el momento que el precio se puso negativo.
Patrones como se dieron el día del apagón son ya más la regla que la excepción desde que la potencia instalada de solar FV superase un cierto umbral crítico, el cual, con algo de margen, podemos situar en el año 2023 (los años 2020 hasta 2022 inclusive son atípicos por la bajada de demanda eléctrica por la pandemia en 2020 y 2021 y los altísimos precios eléctricos en 2022).
De todos modos, antes de 2020 nunca ha habido riesgos de cortocircuito debido a excesos de oferta de renovables. Desde el 2023 sin embargo, apagones como el 28 de abril de 2025 pueden repetirse con facilidad si no llegan a controlarse los excesos de oferta de electricidad producidos por la energía solar FV.
Almacenaje
Patrones vistos como en figura 1 (desplome de precio coincidiendo con exceso de producción de energía solar FV) y el permanente riesgo de cortocircuitos piden a gritos el uso de tecnologías de almacenaje, tanto para devolverles a las centrales de energía solar FV su rentabilidad, como para eliminar el riesgo de volver a sufrir apagones.
Hay varias tecnologías de almacenaje disponibles:
Baterías tradicionales de ion-litio: para carga y descarga rápida.
Baterías de sales fundidas: calor a baja temperatura, para todo tipo de energía renovable.
Hidroeléctrica de bombeo: en altura, para centrales hidroeléctricas.
Batería de hidrógeno y bromo: carga eléctrica en hidrógeno, idóneo para energía solar fotovoltaica, optimiza la generación de hidrógeno con energía renovable.
Batería de arena: calor, idóneo para almacenaje a largo plazo.
Dado el patrón cíclico en la generación y disponibilidad de energía solar FV, que se repite fielmente cada día con la salida y puesta del sol, la tradicional batería de ion-litio es la más idónea para almacenar este tipo de energía eléctrica: se carga de día durante el picos de generación eléctrica y se descarga después, coincidiendo con los picos de demanda y precio de electricidad del día.
Mercado eléctrico
El mercado diario
Para determinar la rentabilidad de baterías de ion-litio, que se cargan y descargan a diario según el precio eléctrico del momento, en combinación con una instalación de energía solar FV, se necesitan datos sobre los precios de electricidad de cada hora del día, de todos los días del año y así de varios años, a partir del año en que la energía solar FV adquiera suficiente peso como para influir en los precios, lo cual, como ya observamos, se sitúa en 2023. El Operador del Marcado Ibérico de Electricidad tiene todos estos datos a nuestra disposición en www.omie.es.
Se analizaron los datos de los años 2023, 2024 y 2025 econométricamente con análisis de regresión para averiguar los factores que determinen el precio de electricidad en cada hora del día. El resultado es la siguiente ecuación :
*pe(t)=A1×pgas(t)+A2×a(t)+C1*
siendo:
pe(t) = precio de electricidad en hora t en €/MWh.
pgas(t) = precio de gas natural incluyendo cargos por emisión de CO2 en hora t en €/MWh. a(t) = aportación de las energías solar FV + eólica subvencionada + hidráulica en la generación de electricidad en hora t, expresada en % del total.
A1 y A2 son los coeficientes y C1 es el constante de la ecuación.
Los valores y la relevancia de cada uno de los constantes aparecen en la siguiente tabla:
La relevancia la mide la estadística t, la cual para todos los coeficientes está muy por encima de 2 o por debajo de -2 en caso de coeficiente negativo. En la econometría un valor de 2 o -2 para la estadística t significa que hay un 5% de probabilidad de que la variable de la que se estima su coeficiente no es relevante. Es decir, cuanto más la estadística t se aleje del 0, más relevante es. Los valores P se aproximan muy estrechamente a 0 (el valor P expresa la probabilidad que se rechace erróneamente la hipótesis 0).
Ecuación (1) por tanto predice con un grado de precisión muy alto el precio eléctrico en cada hora del día del año, como se puede ver en figura 3, que representa los precios eléctricos reales (azul marino) y predichos por ecuación (1) (naranja) contra los factores que lo determinan (precio del gas natural y aportaciones de energía solar FV, eólica primada y hidráulica) aquel fatídico día 28 de abril de 2025.
Es por tanto una excelente herramienta para hacer previsiones del precio eléctrico por hora de cada día del año, a condición de que las previsiones del precio de gas y las aportaciones de energía solar FV, energía eólica y energía hidráulica respectivamente sean fiables.
La fiabilidad del precio de gas natural y la aportación solar FV está prácticamente garantizada, ya que el precio de gas natural está compuesta por el precio neto de la materia prima, cuya evolución se suele sabe con meses de antelación salvo imprevistos como últimamente la guerra en Irán, y los derechos de emisión de dióxido de carbono, que suelen fluctuar diariamente según la demanda con picos y valles coincidiendo matemáticamente con los precios de electricidad. La aportación de energía solar FV es el resultante del ritmo del sol, que es previsible, y la potencia de generación de energía solar FV instalada, que es conocida.
Las aportaciones eólicas (primadas y no primadas) y hidráulicas son menos previsibles, ya que dependen del clima, pero las fluctuaciones suelen neutralizarse si se miden sobre múltiples años, permitiendo descubrir la tendencia a largo plazo.
El mercado eléctrico a largo plazo
La rentabilidad de un proyecto de energía se mide sobre varias décadas de años. Por tanto necesitamos también una previsión realista del precio eléctrico anual. En sendos artículos míos en este medio ya se analizó un modelo de predicción del precio eléctrico a largo plazo, cuya última versión está publicada en [El Periódico de la Energía](https://elperiodicodelaenergia.com/empezo-la-transicion- energetica-de-desplome-a-reventon-en-el-mercado-electrico) de 27 de septiembre de 2021.
En dicho artículo encontramos ecuación (2) en la cual el precio eléctrico anual es una función del precio de gas natural y la aportación de energía procedente de fuentes de coste cero, las cuales son la energía eólica primada y la energía hidráulica:
*pe(t)=B1×pgas(t)–B2×a(t)+C2*
siendo pe(t), pgas(t) y a(t) como en ecuación (1) con t representando los años en vez de las horas, B1 = 1,52, B2 = -53,29 y C2 = 37,32.
Se ha vuelto a estimar la ecuación (2) añadiendo la energía solar fotovoltaica como fuente de energía de coste cero. Los resultados se ven en la siguiente tabla:
También en ecuación (2) los coeficientes vuelven a tener más que suficiente relevancia (estadística t muy por encima de |2|) como para hacer previsiones muy precisas del precio eléctrico, obviamente a condición de previsiones realistas de sus factores determinantes, los cuales son el precio de gas natural y la aportación de energía de fuentes de coste cero.
Para las previsiones del precio eléctrico anual se supone tal expansión del almacenamiento los próximos 10 años que se elimina la práctica totalidad de la energía solar FV de las fuentes de energía de coste 0, convirtiéndola en una fuente gestionable que pueda incluso determinar el precio eléctrico. También se prevé una sustitución paulatina de las energías de fuentes fósiles (en su mayoría gas natural) por renovables gestionables, aún manteniendo un mínimo necesario, un 10% del sistema eléctrico, para mantener su equilibrio.
El resultado es un precio eléctrico medio anual que tiende ligeramente a la baja hasta 2035 (el almacenaje quita fuentes fósiles caras del sistema eléctrico) cuando se culmine la expansión del almacenaje, para estabilizarse después (curva naranja en figura 4).
Convergencia de precios
Evidentemente el uso a gran escala de tecnologías de almacenaje suavizará las abismales diferencias de precio entre horas pico y horas valle que se dan en la actualidad, como en figura 1, exactamente por la ausencia de cualquier tipo de almacenaje.
Entre los promotores y propietarios de instalaciones de energía solar FV la convergencia de precios diarios mínimos y máximos es fuente de gran preocupación al temer que termine con la rentabilidad de cualquier instalación que tenga baterías.
Dicha preocupación se entiende, pero no se justifica. Por un lado el almacenaje hará gestionable la energía FV de modo que se puede vender su energía cuando el precio sea más atractivo y por otro, en un mercado competitivo el precio siempre es el resultado de la confrontación entre oferta y demanda, en que el precio resultante cubre siempre los todos los costes más la deseada rentabilidad.
En otro artículo mío se explica que el carácter marginalista del mercado eléctrico no implica que se venda la última unidad añadida de energía solar FV a precio cerca de 0 €, supuestamente por tener esta última apenas costes variables. En la práctica la base del cálculo del precio no son los costes variables, sino los costes unitarios, en los cuales entran todos los elementos de coste, incluyendo los variables, fijos y hasta la rentabilidad prevista, calculados a base de un volumen de venta mínimo previamente determinado. Por estas razones el precio marginal de electricidad, si éste tiene costes reales a cubrir, nunca se aproximará a 0 €, sino a sus costes unitarios que incluyen el retorno para su propietario.
Por estas consideraciones lo más probable es que los precios mínimos y máximos diarios de ecuación (1) converjan no hacia un valor cerca de 0 €, sino a los valores medios que salgan de la aplicación de ecuación (2) (con resultados en figura 4), a medida que se expanda el almacenaje por el sistema eléctrico, como en figura 5.
Rentabilidad baterías
Precio baterías
Las baterías ion-litio a utilizar para almacenar energía solar FV, ya son una tecnología probada que se está consolidando, lo que se ve reflejado en el precio de dicha tecnología, que ha ido bajando paulatinamente desde los 600 US$/kWh (± 450 €/kWh) en 2014 hasta unos 110 US$/kWh (± 90 €/kWh) en 2025 (ver figura 6) para baterías estándar de 3.000 ciclos de vida útil. La evolución del precio presenta incluso tanta regularidad que se puede plasmar en una ecuación con una fiabilidad del casi 100%, de modo que puede servir para hacer previsiones de cara al futuro muy fiables:
Sin embargo, para nuestro análisis utilizaremos baterías de ion-litio de calidad superior con ciclo de vida de 8.000 ciclos, velocidad de carga 0,4 y pérdida de eficiencia de 1,01%/año: dichas baterías tienen un precio de unos 110 €/kWh frente a los 85 €/kWh de las baterías estándar. Las baterías de 8.000 ciclos tienen la gran ventaja de durar la vida útil entera de un proyecto FV, que es lo que conviene por razones de costes y operación y mantenimiento.
Con ecuación (3) y corrigiendo por el tipo de cambio entre € y US$ se pueden hacer las siguientes previsiones del precio de tales baterías:
Conflicto de optimización
Dados los altos costes de las baterías hasta hace muy poco, siempre se ha optado por una inversión mínima en almacenaje de como mucho 1 kWh/MWp de FV instalado. Esto significa que un hipotético parque FV de 100 MWp de potencia instalada, tendría una capacidad de almacenaje de 100 MWh.
Sin embargo, a medida que bajen los precios, por la diferencia entre la energía FV generada entre verano e invierno, se presentará el conflicto entre optimizar la instalación FV u optimizar el almacenaje. Hay dos enfoques enfrentados:
Se usa siempre toda la capacidad de almacenaje, independientemente de la época del año. Este enfoque lleva a una capacidad a instalar no superior a la energía producida en el día más corto del año (invierno).
Toda la energía producida del día siempre tiene que ser almacenable, independientemente de la época del año. Este enfoque lleva a una capacidad a instalar no inferior a la energía producida en el día más largo del año (verano).
En el primer caso se renuncia a la venta de gran parte de la energía generada a precios máximos y en el segundo caso se renuncia al uso de gran parte del almacenaje instalado.
Casos a analizar
Costes de almacenaje en relación con costes del proyecto FV:
Almacenaje con costes de 2025 (110,00 €/kWh) en parque FV en operación construido en 2020 (inversión 525,00 €/kWp) de 100 MWp.
Almacenaje con costes de 2025 (110,00 €/kWh) en parque FV de nueva construcción de 2025 (inversión 450,00 €/kWp) de 100 MWp.
Almacenaje con costes de 2030 (84,03 €/kWh) en parque FV de nueva construcción de 2030 (inversión 435,00 €/kWp) de 100 MWp.
La inversión en el parque FV incluyen EPC, conexión a la red y costes de desarrollo.
Optimizaciones:
Caso de proyecto FV sin almacenaje.
Caso de inversión mínima en baterías de 1 kWh/MWp de FV instalado.
Optimización para invierno.
Optimización para mitad del año (primavera y otoño).
Optimización para verano.
Zonas geográficas y estructuras:
Parque FV en zona III con estructura fija (1.429 kWh/kWp).
Parque FV en zona III con seguidores (1.940 kWh/kWp).
Parque FV en zona V con estructura fija (1.753 kWh/kWp).
Parque FV en zona V con seguidores (2.279 kWh/kWp).
Otros supuestos
Siempre proyecto o parque FV de 100 MWp en todos los casos.
Para comparar se añade caso de instalación de baterías autónoma de 10 MWh.
Costes de O&M los habituales de proyectos FV en su zona.
Inflación 2% por año (el medio en España desde 2000).
Impuestos según normativa de 2025.
Venta de electricidad enteramente en el mercado libre (sin PPA o prima).
Inversión SIN apalancamiento con deuda.
Capacidades de las baterías
La optimización lleva a las siguientes capacidades de almacenaje a instalar en cada uno de los casos a analizar, siempre en parque FV de 100 MWp:
Conclusiones
Con solo ver las diferencias en TIR entre un parque FV sin y uno con almacenaje, se ve con toda claridad que el almacenamiento salva la rentabilidad de cualquier parque FV, independiente de la estructura o de la región de España.
Sin embargo, otra conclusión tiene que ser que por cada unidad extra de almacenamiento que se instale, una vez instalado el almacenamiento, la rentabilidad aumenta, pero no tanto. Observe las capacidades instaladas en la versión mínima y para optimización para verano, y sus respectivas rentabilidades. Sin embargo, a medida que bajen los precios de almacenamiento, la relación entre inversión y rentabilidad mejora sensiblemente a favor de más capacidad de almacenamiento: observe las diferencias entre instalación en 2030 (última tabla) y 2025.
El aumento contenido de la rentabilidad en función de la inversión en almacenaje con los precios de 2025 parece sugerir apostar inicialmente por inversiones conservadoras en almacenaje en parques FV, tanto los en operación como los de nueva construcción, para permitir inversiones más grandes en baterías a medida que baje su precio.
Sin embargo, cada proyecto es diferente y hay que analizarlo individualmente, en cuyo caso con mucho gusto ofreceré mi asesoramiento (datos de contacto en Linkedin).
Consecuencias económicas y sociales
La conclusión principal tiene que ser que el almacenaje es esencial para la energía solar FV, tanto para devolver la rentabilidad a todo el sector, como para estabilizar las redes eléctricas y prevenir así apagones como se han dado el 28 de abril de 2025.
Sin embargo, también ofrece una oportunidad histórica para terminar con otro grave desequilibrio que padece España desde hace décadas analizado en otro artículo mío de 16 de marzo de 2020: la despoblación del interior de España, en la cual la falta de acceso a electricidad de alta potencia se señala como una de sus causas más importantes, siendo ésta a su vez consecuencia de una política errática de inversiones que encuentra su origen en “una total ausencia de visión, una nula capacidad de planificación y una alucinante falta de comprensión del importantísimo papel que la electricidad tiene en el desarrollo económico del país”.
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