Tradicionalmente, la planificación del almacenamiento se ha abordado mediante modelos de coste de producción o modelos de expansión de capacidad. Mientras los primeros optimizan el despacho a partir de costes nivelados, los segundos analizan la inversión en un contexto de precios marginales, y asumen que la generación térmica fija el precio. En ambos casos, la representación del almacenamiento presenta limitaciones, especialmente para capturar su interacción real con los precios de mercado.
Científicos de la Universidad de Sevilla propone un enfoque alternativo basado en un modelo de Optimización en Tiempo Real (Real-Time Optimization, RTO), que utiliza curvas reales de casación del mercado diario como aproximación a la elasticidad de la demanda. El objetivo es estimar los ingresos netos esperados de nuevas instalaciones BESS y evaluar cómo la incorporación progresiva de capacidad adicional afecta a los precios y a la rentabilidad del propio almacenamiento. Los resultados del estudio se recogen en “Storage deployment and its impact on wholesale electricity prices”, que se publicará en junio en Energy Reports.
La metodología se aplica al sistema eléctrico español utilizando datos del mercado diario de 2024. El modelo considera dos estrategias de oferta: una estrategia price-taker, en la que cada instalación maximiza su ingreso individual, y una estrategia price-maker, orientada a maximizar el beneficio agregado de una cartera de almacenamiento. En ambos casos, el modelo maximiza el EBITDA, incorporando pérdidas por eficiencia, costes variables y degradación de las baterías.
Los resultados muestran que la adición de capacidad BESS reduce de forma significativa el diferencial entre precios máximos y mínimos diarios, principal fuente de ingresos del arbitraje energético. Para capacidades adicionales inferiores a 15 GWh, el almacenamiento se utiliza plenamente y sigue siendo rentable. Entre 15 y 32 GWh, la rentabilidad depende del grado de competencia y del comportamiento estratégico de los agentes. A partir de 32 GWh, el estrechamiento del spread de precios hace que los ingresos no cubran los costes variables, lo que desincentiva nuevas inversiones sin apoyo externo.
En concreto, el incremento de la capacidad de almacenamiento en España hasta los 30 GWh previstos reduciría de forma significativa el diferencial medio diario de precios del mercado eléctrico, pasando de 70,68 €/MWh a 32,56 €/MWh, lo que implicaría que durante aproximadamente 130 días al año parte de la capacidad adicional de BESS no sería operativa por falta de oportunidades de arbitraje.
Los resultados permiten integrar el modelo en un análisis financiero para evaluar la viabilidad de nuevos proyectos y dimensionar posibles ayudas públicas. A modo ilustrativo, una inversión adicional de 6 GWh con un coste de 109.000 €/MWh generaría una rentabilidad aproximada del 4 %, lo que podría requerir apoyo público o una reducción adicional de costes para resultar atractiva.
Finalmente, el estudio concluye que la rentabilidad de los BESS está fuertemente condicionada por la eficiencia de ciclo y la evolución de los costes de inversión. El modelo RTO se presenta como una herramienta útil para anticipar el nivel de despliegue económicamente viable y para diseñar mecanismos de apoyo que permitan alcanzar los objetivos de almacenamiento previstos sin distorsionar el funcionamiento del mercado.
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