Modelos de negocio para agentes con baterías en la provisión de servicios de capacidad, potencia y soporte a la red

Abstract

Este trabajo fin de máster aborda la integración estratégica de los sistemas de almacenamiento de energía basados en baterías (BESS) en el sistema eléctrico español. El estudio surge en un contexto de creciente demanda energética, crisis climática y búsqueda de independencia energética. La transición a energías renovables como la solar y eólica es vital para reducir emisiones de CO2, pero introduce desafíos significativos para la estabilidad de la red, como la intermitencia, el fenómeno de la “Curva del Pato”, y la pérdida de inercia que tradicionalmente proporcionaban los generadores convencionales. Los BESS se posicionan como una solución idónea para mitigar estos problemas. El interés en el almacenamiento ha crecido exponencialmente desde 2019, impulsado por la reducción de costos de las baterías de iones de litio. El Gobierno Español y la Unión Europea han mostrado un firme apoyo regulatorio y gubernamental, con objetivos ambiciosos de capacidad instalada (22,5 GWh para 2030 según el PNIEC) y programas de ayuda como PERTE ERHA. No obstante, la plena integración y remuneración en todos los mercados aún enfrenta desafíos regulatorios y administrativos. Un BESS no es solo una batería; es un sistema complejo que integra múltiples baterías con sistemas de gestión (BMS), inversores/cargadores y sistemas de control para que operen como un solo ente. Estas instalaciones pueden ser “Stand-Alone” (conectadas directamente a la red) o “Híbrida” (asociadas a generación renovable como fotovoltaica). Metodología: El estudio desarrolla un modelo matemático para maximizar los ingresos de los BESS, optimizando su participación en mercados eléctricos (diario, intradiario e intradiario continuo); y en servicios adicionales a la red (regulación secundaria (aFRR) y, de forma experimental, alquiler de capacidad). Se utilizaron GAMS para la optimización y MATLAB para el tratamiento de datos. El modelo inicial omite la degradación de las baterías para centrarse en el comportamiento operativo y la interacción dinámica con los mercados. Resultados principales de los casos de estudio (seis casos combinando dos tipologías de planta y tres esquemas de negocio): Caso 1: Participación exclusiva en mercados diarios e intradiarios: • Las instalaciones híbridas demuestran ser significativamente más rentables que las Stand-Alone. Esto se debe a que pueden autoconsumir la energía fotovoltaica de coste nulo para compensar las pérdidas de la batería, reduciendo la necesidad de adquirir energía de la red. • Un mayor C-Rate (tasa de carga/descarga) se traduce en mayores beneficios, al permitir una operación más rápida y aprovechar un mayor volumen de oportunidades de arbitraje en el mercado. • Las instalaciones Stand-Alone pueden incurrir en pérdidas en los mercados intradiario y continuo si no tienen generación propia para corregir los compromisos. Caso 2: Participación en mercados y en servicios de regulación secundaria (aFRR): • La inclusión de la participación en los servicios de regulación secundaria incrementa drásticamente la rentabilidad, reduciendo el periodo de retorno de la inversión a valores muy competitivos (entre 1.96 y 3.70 años). • Este servicio proporciona valor incluso cuando la participación en los mercados energéticos no es óptima, demostrando la importancia de la diversificación de ingresos. • El grado de autoconsumo en plantas híbridas aumenta notablemente al incorporar la reserva secundaria. Caso 3: Participación en mercados, servicios de regulación y alquiler de capacidad: • El modelo de alquiler de capacidad de batería a terceros, aunque no regulado actualmente en España, se presenta como una posible fuente adicional de ingresos. • Este modelo puede mejorar la rentabilidad global, especialmente para las configuraciones de BESS Stand-Alone con menores C-Rates, ya que les permite monetizar la capacidad de su batería de forma constante. • Sin embargo, la rigidez de la restricción de alquiler (capacidad fija durante un periodo) puede limitar la flexibilidad operativa del BESS para su participación en otros mercados y servicios auxiliares, lo que puede penalizar las configuraciones más flexibles (con C-Rate alto) y reducir ligeramente su beneficio total en comparación con el caso sin alquiler. Conclusiones Generales: Los BESS son una tecnología clave para un sistema eléctrico más robusto, flexible y descarbonizado. Su viabilidad económica se consolida al participar en una cartera diversificada de servicios, donde los mercados de energía y los servicios de regulación secundaria son pilares fundamentales, y donde modelos innovadores como el alquiler de capacidad pueden ofrecer un valor adicional significativo. Los avances regulatorios y la continua reducción de costes de las baterías serán determinantes para su despliegue masivo.

This Master’s thesis deals with the strategic integration of battery-based energy storage systems (BESS) in the Spanish electricity system. The study emerges in a context of growing energy demand, climate crisis, and the pursuit of energy independence. The transition to renewable energies such as solar and wind is vital for reducing CO2 emissions, but it introduces significant challenges for grid stability, including intermittency, the “Duck Curve” phenomenon, and the loss of inertia traditionally provided by conventional generators. BESS are positioned as an ideal solution to mitigate these problems. Interest in energy storage has grown exponentially since 2019, driven by the reduction in costs of lithium-ion batteries. The Spanish Government and the European Union have shown strong regulatory and governmental support, with ambitious installed capacity targets (22.5 GWh by 2030 according to the PNIEC) and aid programs like PERTE ERHA. However, full integration and remuneration in all markets still face regulatory and administrative challenges. A BESS is not just a battery; it is a complex system that integrates multiple batteries with Battery Management Systems (BMS), inverters/chargers, and control systems to operate as one. These installations can be “Stand-Alone” (connected directly to the grid) or “Hybrid” (associated with renewable generation like photovoltaic). Methodology: The study develops a mathematical model to maximize BESS revenues, optimizing their participation in electricity markets (day-ahead, intraday and continuous intraday); and in ancillary services to the grid (secondary regulation (aFRR) and, experimentally, capacity leasing). GAMS was used for optimization and MATLAB for data processing. The initial model omits battery degradation to focus on operational behavior and dynamic interaction with markets. Main results from case studies (six cases combining two plant typologies and three business schemes): Case 1: Exclusive participation in Day-Ahead and Intraday markets: • Hybrid installations prove to be signi􀄙cantly more profitable than Stand-Alone ones. This is because they can self-consume photovoltaic energy at zero cost to offset battery losses, reducing the need to purchase energy from the grid. • A higher C-Rate (charge/discharge rate) translates into greater benefits, allowing for faster operation and taking advantage of a larger volume of arbitrage opportunities in the market. • Stand-Alone installations may incur losses in the intraday and continuous markets if they do not have their own generation to correct commitments. Case 2: Participation in markets and secondary regulation (aFRR) services: • The inclusion of participation in secondary regulation services drastically increases profitability, reducing the payback period to very competitive values (between 1.96 and 3.70 years). • This service provides value even when participation in energy markets is not optimal, demonstrating the importance of income diversification. • The degree of self-consumption in hybrid plants significantly increases when incorporating secondary reserve. Case 3: Participation in markets, regulation services, and capacity leasing: • The battery capacity leasing model to third parties, although not currently regulated in Spain, is presented as a possible additional source of income. • This model can improve overall profitability, especially for Stand-Alone BESS configurations with lower C-Rates, as it allows them to monetize their battery capacity constantly. • However, the rigidity of the leasing restriction (fixed capacity for a period) can limit the BESS’s operational 􀄚exibility for participation in other markets and ancillary services, which may penalize more flexible configurations (with high C-Rate) and slightly reduce their total benefit compared to the case without leasing. General Conclusions: BESS are a key technology for a more robust, flexible, and decarbonized electricity system. Their economic viability is consolidated by participating in a diversified portfolio of services, where energy markets and secondary regulation services are fundamental pillars, and where innovative models such as capacity leasing can offer significant additional value. Regulatory advances and the continuous reduction of battery costs will be decisive for their massive deployment.