Las baterías de respaldo bajan el precio de la electricidad… y su propia rentabilidad

El crecimiento de las energías renovables en Europa trae enormes beneficios para nuestro mercado, pero también vienen acompañadas de retos. Estas obligan a replantear cómo se gestiona la electricidad, y ahí es donde entra en juego el almacenamiento con baterías. Este estudio analiza algo que muchas veces se pasa por alto: cómo el despliegue masivo de sistemas de almacenamiento puede cambiar por completo el funcionamiento del mercado eléctrico… y, sobre todo, sus precios.

Según una investigación de la Universidad de Sevilla, aunque la idea principal es sencilla de entender, las baterías permiten guardar energía cuando hay excedentes, y venderla cuando falta. Esto, que sobre el papel parece perfecto, tiene una consecuencia directa: reduce la diferencia entre las horas baratas y las caras. Y eso, como veremos, tiene un efecto inesperado en la rentabilidad del propio almacenamiento.

El trabajo se centra en el mercado eléctrico español usando datos reales de 2024, y plantea distintos escenarios en función de cuánta capacidad de almacenamiento se añade y cómo se comportan los operadores.

Cuantas más baterías, menos diferencias de precio… y menos negocio

Uno de los puntos clave del análisis es cómo afectan las baterías al precio de la electricidad. Cuando hay mucha generación renovable, especialmente solar al mediodía, los precios bajan. Las baterías aprovechan ese momento para cargar. Luego, cuando cae el sol y sube la demanda, descargan energía, aumentando la oferta y evitando picos de precio.

El resultado es que el sistema se vuelve más estable, pero también menos rentable para quienes operan esas baterías. En 2024, el precio medio del mercado eléctrico en España fue de 63,10 euros/MWh, con una diferencia media diaria entre el máximo y el mínimo de 70,68 euros/MWh. Esa diferencia es precisamente lo que permite ganar dinero con el almacenamiento.

Sin embargo, al añadir más capacidad, esa brecha se reduce. Según el modelo, con unos 30 GWh adicionales de almacenamiento, la diferencia de precios baja hasta 32,56 euros/MWh, prácticamente la mitad. Además, la volatilidad diaria también cae de forma importante.

Esto tiene una consecuencia clara: llega un punto en el que ya no compensa seguir instalando más baterías. El estudio sitúa ese límite en torno a los 32 GWh. A partir de ahí, el margen desaparece porque la diferencia de precios apenas cubre las pérdidas del sistema y los costes de operación.

De hecho, el comportamiento es bastante claro:

• Por debajo de 15 GWh, las instalaciones funcionan a pleno rendimiento y son rentables.
• Entre 15 y 32 GWh, siguen siendo viables, pero cada vez con menos margen.
• Por encima de 32 GWh, el sistema deja de ser rentable sin ayudas externas.

Es decir, el propio éxito del almacenamiento acaba limitando su crecimiento.

Otro detalle interesante es que no estamos ante un sistema que “aplane” los precios por completo. No se trata de repartir la energía de forma uniforme, sino de reducir los extremos. Las baterías no eliminan los picos, pero sí los suavizan.

España tiene objetivos ambiciosos, pero el mercado manda

El Plan Nacional de Energía y Clima plantea alcanzar 18,91 GW de almacenamiento en 2030, de los cuales 7,6 GW corresponderán a baterías, con una capacidad total de unos 30 GWh. Curiosamente, esta cifra coincide bastante con el límite que marca el propio mercado según el estudio.

Pero aquí aparece el problema: el mercado por sí solo no garantiza que se alcance ese objetivo. La razón es simple. Las inversiones solo se harán si hay rentabilidad suficiente, y eso depende directamente de los ingresos en el mercado diario.

En el mejor escenario analizado, el beneficio máximo ronda los 686.000 euros para una instalación de 15 GWh, pero esa cifra cae rápidamente a medida que se añade más capacidad. Además, no todos los ingresos posibles están incluidos, como servicios auxiliares o pagos por capacidad, lo que en la práctica podría mejorar algo las cuentas.

Otro aspecto clave es el comportamiento de los operadores. El estudio analiza dos estrategias:

• Actuar como “precio aceptante”, es decir, vender al precio que marque el mercado.
• Actuar como “precio influyente”, intentando modificar el mercado con sus decisiones.

En la práctica, las diferencias no son tan grandes, sobre todo cuando se utilizan previsiones a varios días vista. De hecho, anticipar precios con un horizonte de tres días permite capturar más del 99,5% de los ingresos posibles, lo que demuestra que una buena estrategia de operación es casi tan importante como la tecnología.

También hay factores técnicos que influyen mucho en la rentabilidad. El más importante es la eficiencia: una mejora del 90% al 95% puede aumentar los ingresos en un 7,4%, mientras que una caída al 80% los reduce en casi un 18%. En cambio, otros aspectos como la degradación o el tamaño del convertidor tienen un impacto menor en este contexto.

Cuando se analizan los costes, el panorama se complica aún más. Con un coste estimado de 95.000 euros/MWh, y buscando una rentabilidad del 8%, el mercado solo justificaría unos 5 GWh de nueva capacidad sin ayudas. Para alcanzar objetivos más ambiciosos, sería necesario algún tipo de incentivo público o una bajada adicional de costes.

En resumen, el estudio deja una idea bastante clara: el almacenamiento es clave para integrar renovables, pero su despliegue tiene límites económicos muy reales. Cuantas más baterías haya, menos dinero ganan… y eso frena nuevas inversiones.

Esto convierte al almacenamiento en un elemento delicado dentro del sistema eléctrico. Es imprescindible para avanzar hacia un modelo más limpio, pero también necesita un equilibrio entre mercado y regulación para que su desarrollo no se quede a medio camino.

Fuente | Sciencedirect