El nuevo acceso flexible de la CNMC puede recortar hasta un 10% los ingresos de las baterías en España

Tipo 0: nueve horas diarias sin carga desde la red

El análisis de Re-Twin Energy, elaborado a partir del nuevo marco de la CNMC, se centra en la modalidad denominada Tipo 0, que establece un patrón horario fijo y bloquea la carga desde la red durante determinadas franjas. En el escenario estudiado, las baterías no podrían cargar entre las 08:00 y las 10:59 horas ni entre las 18:00 y las 23:59 horas, lo que suma nueve horas diarias sin posibilidad de consumir electricidad de la red.

El problema para los promotores es que estas restricciones pueden coincidir con los momentos más rentables para el arbitraje, la lógica de negocio de un BESS (Battery Energy Storage System), que consiste en comprar electricidad cuando los precios son bajos y venderla cuando son altos. Si la instalación no puede acceder a la red durante esas horas, pierde capacidad para aprovechar las diferencias de precio.

El estudio de Re-Twin sitúa el impacto del Tipo 0 entre un 4% y un 10% de los ingresos, según la duración de la batería y los mercados en los que participe. Para un sistema de dos horas, las simulaciones apuntan a una reducción del 5% de los ingresos cuando participa en el mercado diario, intradiario y en aFRR, mientras que el impacto alcanza el 7% en determinados escenarios de cuatro horas. La afección aumenta cuando las restricciones bloquean horas clave para la recarga de una batería independiente.

El propio estudio subraya que no existe un descuento fijo aplicable a todos los proyectos y que el impacto debe calcularse caso por caso.

Efecto indirecto en el mercado: más demanda en las mismas horas

El efecto no se limita a las horas de inactividad de la batería. Álvaro Sotorrío, cofundador de Orka Energía, explica que "va a haber más demanda a la hora de comprar energía en un tramo de horas en concreto", lo que previsiblemente elevará los precios de adquisición de electricidad para las baterías. Como consecuencia, "el gap compra-venta disminuya", reduciendo el margen disponible para el arbitraje.

Si un número creciente de baterías tiene que concentrar sus compras en las mismas ventanas horarias, la competencia por esa energía puede incrementar los precios de compra y estrechar todavía más el diferencial entre el precio al que se carga el sistema y aquel al que posteriormente vende la electricidad.

Este efecto indirecto se suma al impacto directo de las restricciones. El análisis de Re-Twin advierte de que el impacto "no se asume" sino que debe modelizarse para cada instalación, incorporando las restricciones técnicas y traduciéndolas posteriormente a su efecto financiero. Así, el valor económico de un proyecto ya no dependerá únicamente de su capacidad, duración, conexión o estrategia de participación en los mercados, sino también de las horas en las que podrá acceder a electricidad procedente de la red.

Híbridas, más protegidas: la fotovoltaica amortigua el golpe

El impacto será diferente para las instalaciones híbridas de fotovoltaica y almacenamiento. En estos proyectos, parte de la energía necesaria para cargar la batería puede proceder directamente de la planta renovable, sin necesidad de recurrir a la red. Por ello, el estudio concluye que la incorporación de generación fotovoltaica puede amortiguar significativamente el efecto de las restricciones del Tipo 0.

En un caso simulado de 50 MW de fotovoltaica y 50 MW de batería, la caída de la TIR oscila entre 0 y 4 puntos porcentuales, dependiendo de la duración del almacenamiento y de la participación en los distintos mercados.

La nueva regulación contempla además otras modalidades de acceso flexible con impactos diferentes. El Tipo 1 supone la desconexión total de la batería cuando la distribuidora lo ordena, de modo que el BESS deja de poder cargar y descargar hasta que se autoriza su reconexión. En este caso, el riesgo para los ingresos dependerá de cuándo se produzca la desconexión y de cuánto tiempo permanezca la instalación fuera de servicio.

El Tipo 2 establece un límite dinámico de potencia que puede restringir parcial o totalmente la carga desde la red mediante instrucciones comunicadas el día anterior o en tiempo real. En este caso todavía existe una incertidumbre considerable sobre la frecuencia, profundidad y distribución de las restricciones. El estudio simula escenarios en función de las horas, la potencia limitada y el momento en el que se produce la restricción, y concluye que, cuando existe aviso D-1, el optimizador dispone de margen para desplazar la carga entre mercados. Para un BESS de 50 MW que participa en mercado diario, intradiario y aFRR, las simulaciones analizadas arrojan un impacto aproximado de entre el 0% y el 1% de los ingresos en los escenarios D-1.

Calendario de aplicación y viabilidad de los proyectos

El calendario de aplicación también será progresivo. El marco regulatorio surtirá efectos el 1 de septiembre de 2026, mientras que el Tipo 0 y el Tipo 1 podrán solicitarse aproximadamente a partir de marzo de 2027. El Tipo 2 se activará durante 2027 de distribuidora a distribuidora y tendrá como fecha límite de activación el 1 de enero de 2028. El documento contempla además un periodo de tres meses de prioridad para la conversión de determinados permisos.

Fuentes del sector consultadas sobre la aplicación del nuevo régimen coinciden en que el impacto sobre los proyectos de almacenamiento será real, aunque resulta complicado establecer de antemano una cifra única para todo el mercado. Una de ellas señala que las instalaciones que actualmente cuentan con acceso firme de demanda para almacenamiento tienen libertad para operar sin las restricciones horarias que introduce el nuevo régimen. Con el paso al acceso flexible, la obligación de respetar determinadas ventanas de operación puede afectar directamente al modelo de negocio.

Según estas mismas fuentes, las simulaciones realizadas hasta ahora muestran que el perjuicio puede llegar a ser suficiente para comprometer la viabilidad de algunos proyectos, especialmente los de menor tamaño, aunque insiste en que la magnitud del impacto dependerá de las características concretas de cada instalación y del punto de conexión.

Además, los promotores se enfrentan a una disyuntiva. Mantener un esquema de acceso firme evitaría las restricciones asociadas al acceso flexible, pero implicaría asumir los peajes y cargos correspondientes, al perder las exenciones que actualmente resultan aplicables a determinadas instalaciones de almacenamiento. De esta forma, tanto la alternativa del acceso flexible como la de mantener acceso firme pueden tener un impacto sobre el modelo económico del proyecto.