El impacto de las baterías en el precio de la electricidad en España: así es cómo bajará las puntas de mañana y noche
La transición del escenario actual al aumento de capacidad de 30 GWh proyectado por el gobierno reduciría el margen de precios diario promedio de 70,68 €/MWh a 32,56 €/MWh
Una reciente investigación de la Universidad de Sevilla ha hecho cuentas de la aportación de las baterías al mercado eléctrico mayorista y su efecto en los precios.
El despliegue de nueva capacidad de almacenamiento de energía en baterías (BESS) tiene un impacto significativo en los precios del mercado diario, al reducir el margen de precios y, por consiguiente, los ingresos netos tanto de las instalaciones BESS existentes como de las nuevas.
Los investigadores, Alonso-Pérez y Arcos-Vargas, creen que el impacto en el perfil de precios puede estimarse utilizando las curvas de oferta del mercado diario dentro de un modelo de despacho de optimización en tiempo real (RTO). "Este marco operativo tiene como objetivo respaldar la previsión para el próximo año aprovechando la información obtenida de los resultados reales del mercado del año en curso", explican.
El límite, en 30 GWh
Según la investigación, la reducción de los márgenes de precios impone límites prácticos a la cantidad de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) que se pueden integrar en el sistema. En España, la transición del escenario actual al aumento de capacidad de 30 GWh proyectado por el gobierno reduciría el margen de precios diario promedio de 70,68 €/MWh a 32,56 €/MWh. En este escenario, habría 130 días al año en los que la capacidad de almacenamiento adicional permanecería sin utilizar.
Pero a partir de ahí ya el impacto es otro. Hay un límite. Los investigadores han llegado a la conclusión de que las ampliaciones de capacidad superiores a 32 GWh son económicamente inviables sin subvenciones externas, ya que los ingresos no cubren los costes variables (pérdidas por el ciclo de carga y descarga y degradación).
El modelo estima el ingreso neto esperado de las instalaciones de almacenamiento en función del número de nuevos participantes y sus características técnicas, a saber, la eficiencia de ida y vuelta, la tasa de degradación y el tamaño del convertidor. Entre estos, la eficiencia de ida y vuelta es el factor más influyente que determina la rentabilidad. El número previsto de nuevos participantes corresponde al punto en el que el ingreso neto del mercado es igual a los costos de instalación más el retorno de la inversión deseado.
Necesidad de subvenciones
Además, los resultados del modelo RTO pueden integrarse en un marco financiero para evaluar la viabilidad de nuevos proyectos de almacenamiento y calcular subvenciones a corto plazo. Por ejemplo, invertir en 6 GWh adicionales de capacidad de almacenamiento a un coste de 109 000 €/MWh generaría un retorno de la inversión del 4%. Si este retorno resulta insuficiente, el gobierno tendría que subvencionar nuevos proyectos o esperar a que se reduzcan aún más los costes de las baterías.
Finalmente, otra conclusión clave del estudio es que el comportamiento estratégico en las pujas tiene una influencia limitada en los precios del mercado. Esto se debe a que operar como tomador de precios con un horizonte de previsión de tres días ya permite obtener la mayor parte de los beneficios posibles con otras estrategias.
Haciendo números, un retorno del 4% con una inflación del 2,3% da una tasa de retorno neta del 1,66%, sin tener en cuenta la degradación de las baterías ni la operación y el mantenimiento. Me parece muy poco.
galan
24/03/2026
Los investigadores han llegado a la conclusión de que las ampliaciones de capacidad superiores a 32 GWh son económicamente inviables sin subvenciones externas, ya que los ingresos no cubren los costes variables (pérdidas por el ciclo de carga y descarga y degradación).
Es decir, son económicamente inviables, entiendo que dicen, por culpa de la degradacion?.
Si fuera por otro estudio, podria no dudar. Pero, el tema de la degradacion de las baterias, creo que es mas complejo que lo que se pueda decir en la conclusion de una investigacion, que no se cuanto tiempo han utilizado, ni que baterias ni cuantos ciclos tendrian esas baterias.
Las baterias de los coches, y camiones etc, si que tienen estudios hechos con miles de kms y si se puede saber, la degradacion de sus baterias y saber el tanto por ciento que son economicamnente viables o inviables a cierto numero de ciclos.
Y es que en cuanto a la degradacion, o longevidad de las baterias estacionarias, no he leido todavia un estudio hecho con datos suficientes como para que nos aclaren la viabilidad de las baterias en el tiempo. ¿Hasta 32 GWh si son viables y a partir de 32 GWh, ya no lo son, por los gastos en degradacion?.
Aqui dejo una noticia de hoy, de lo que aguantan las baterias de el transporte-movilidad electrica, porque en esto si hay datos y muchos. La batería del Tesla Semi promete durar 1.6 millones de kilómetros. La batería es estructural y ha sido diseñada para aguantar 1 millón de millas (1.6 millones de km), en línea con la vida útil de un camión térmico.
Hay que tener en cuenta, que las baterias del transporte electrico, camiones, coches etc, estan expuestas a un trabajo superior al que se le imprimen a las baterias estacionarias, y como podemos ver en esta noticia y en algunas mas antiguas que han venido, la degradacion de las baterias es un tema ya olvidado. Las baterias antiguas han demostrado a traves del tiempo, que no tienen apenas degradacion. Pero, es que las futuras mas modernas tendran bastante menos degradacion, llegando a ser muy longevas. Seran muy longevas y mas baratas, que esto tambien hay que tenerlo en cuenta.
Por lo tanto, o yo me estoy equivocando de el motivo que dice la noticia, de porque son economicamente inviables, o el estudio de los investigadores es erróneo.
Miguel
24/03/2026
Datos muy interesantes. Aplanamiento de los picos y maximización de las renovables.
El tema es que el análisis es para 2024. Es decir que para el año pasado ya es MUY rentable tener 15 GWh: Y entre 15 y 32 GWh la viabilidad depende de si los operadores actúan de forma competitiva o coordinada.
Por eso ahora hay un boom en baterías. Son muy rentables en 2024. Y no estaban aún.
Esto implica que para 2030, con el aumento de FV y disminución el nuclear, el spread aumentará y cabrán muchas más baterías sin subvenciones. A eso hay que añadir el coste a la baja de baterías.
Por tanto, yo no me atrevería a decir que hacen falta subvenciones sí o sí al almacenamiento.
Miguel A. A
24/03/2026
Los datos del estudio son solo para baterías que vayan a buscar rendimiento en el mercado diario con el diferencial de precios.
Para una planta fotovoltaica con almacenamiento, los cálculos son diferentes. Hay que comparar el coste de las plantas fotovoltaicas más coste de batería versus el precio de venta de la energía, que puede ser en el mercado diario o en el mercado a plazo.
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Frank
24/03/2026