Optimización de la operación de la PV FGST152 en 2025 hibridando con baterías
¿Qué valor aporta una batería a una planta solar con alto nivel de curtailments?
La planta fotovoltaica FGST152, de 150 MW de capacidad de acceso (POI), experimentó uno de los mayores volúmenes de curtailments, energía a bajar en restricciones técnicas fase 1 (↓RRTT F1) del mercado diario, durante 2025.
Sobre un producible total (PBF) de 319.578 MWh, le impidieron inyectar más de 109.000 MWh al sistema, más de una tercera parte de lo que podría haber generado.
En total, la planta solar inyectó a la red 209.759 MWh (P48), donde la diferencia respecto al PBF viene principalmente de las restricciones técnicas en el PBF (↓80.216 MWh) y en tiempo real (↓28.905 MWh).
Esto no es un evento puntual, sino una consecuencia directa de la creciente penetración renovable y las limitaciones de red en determinadas zonas del sistema.
En SimularT, con ayuda de nuestro modelo Centauro, hemos simulado cómo habría operado la planta si estuviera hibridada con baterías de 50-100 MW / 4h (200-400 MWh), y dos escenarios: con posibilidad de cargar desde la red y sin ella.
Un problema muy concentrado en verano
La estacionalidad de las restricciones es muy marcada. Los meses de enero, marzo y mayo presentan curtailments inferiores al 1%, mientras que el bloque julio–octubre concentra prácticamente toda la energía restringida del año. Septiembre alcanza el valor más alto con un 69,8%. Este patrón coincide con los periodos de máxima producción solar y menor demanda relativa, donde la congestión de red y la saturación de renovables fuerzan al sistema a reducir generación, añadido a la operación reforzada implementada a raíz del apagón.
Figura 1. Volumen de energía a bajar por ↓RRTT F1 cada mes. En rojo, los meses con curtailment superior al 40%.
Metodología: cómo se construyeron los escenarios
El análisis utiliza datos horarios reales obtenidos a través de ESIOS para la unidad FGST152 durante todo 2025:
- PBF (Programa Base de Funcionamiento) — la oferta de la planta en el mercado diario antes de ninguna restricción. Representa el producible horario de la planta.
- P48 (Programa Operativo Final) — programa real definitivo. Resultado de la suma PBF + RRTT PBF + Intradiario + Mercado continuo + Terciaria + RR + RRTT TR. La diferencia PBF − P48 define, hora a hora, la reducción en este caso del programa principalmente afectado por restricciones técnicas.
Sobre esta base se construyeron tres escenarios. En los casos con batería, el límite horario del POI de venta se respeta exactamente igual que en la realidad (P48), y los ingresos se calculan al precio spot del mercado diario (OMIE). Este enfoque permite aislar el impacto de las restricciones técnicas y evaluar de forma realista el potencial económico de la hibridación bajo condiciones operativas reales.
| Escenario | Descripción | Lógica de carga |
|---|---|---|
| CASO BASE – SIN BATERIA | Operación real con restricciones tal y como ocurrió en 2025 | — |
| BESS CON CARGA RED | Baterías 50-100 MW / 4h con posibilidad de comprar energía de la red | Carga desde el excedente solar y desde red cuando el precio es bajo |
| BESS SIN CARGA RED | Batería 50-100 MW / 4h sin posibilidad de comprar energía de la red | Únicamente carga el excedente solar |
Impacto en la energía: ¿qué llega realmente a la red?
La siguiente tabla muestra el producible solar, la energía real inyectada a la red (en el POI) y la energía vertida en cada escenario.
| Magnitud | CASO BASE – Sin batería | 50MW BESS CON Carga Red | 100MW BESS CON Carga Red | 50MW BESS Sin Carga Red | 100MW BESS Sin Carga Red |
|---|---|---|---|---|---|
| Producible solar (PBF) | 319.578 MWh | 319.578 MWh | 319.578 MWh | 319.578 MWh | 319.578 MWh |
| Energía inyectada a la red (POI) | 209.759 MWh | 267.674 MWh | 362.496 MWh | 219.335 MWh | 247.257 MWh |
| Energía vertida | 109.122 MWh | 111.419 MWh | 94.387 MWh | 95.200 MWh | 62.776 MWh |
Impacto en los ingresos
El impacto económico es donde la batería muestra todo su potencial.
La operación base generó 7,73 M€ de ingresos durante 2025 (simplificando toda la energía que pudo inyectar cobrada al precio spot de cada hora). La hibridación con batería transforma este resultado de manera significativa, tanto por el aprovechamiento de energía restringida como por el arbitraje de precio que permite la carga nocturna.| Escenario | Ingreso por ventas POI | Coste compras POI | Total ingresos | Δ vs base |
|---|---|---|---|---|
| CASO BASE – SIN BATERIA | 7,73 M€ | — | 7,73 M€ | — |
| 50MW BESS CON CARGA RED | 18,73 M€ | −2.95 M€ | 15,78 M€ | +8,05 M€ |
| 100MW BESS CON CARGA RED | 29,28 M€ | −6,70 M€ | 22,58 M€ | +14,85 M€ |
| 50MW BESS SIN CARGA RED | 14,87 M€ | — | 14,87 M€ | +7,14 M€ |
| 100MW BESS SIN CARGA RED | 20,32 M€ | — | 20,32 M€ | +12,59 M€ |
Aunque la recuperación de energía restringida contribuye a incrementar los ingresos, el principal driver de valor es la capacidad de capturar spreads horarios de mercado de forma recurrente, incluso en ausencia de restricciones técnicas.
En este contexto, la hibridación con baterías cambia por completo la lógica económica del activo. El valor ya no depende únicamente de minimizar el curtailment, sino de optimizar la gestión temporal de la energía mediante arbitraje y participación en servicios de ajuste (no modelizados en este informe).
De este modo, aunque el curtailment haya supuesto una pérdida estimada de 2,40 M€ en el caso base, los ingresos adicionales generados por la batería superan ampliamente esa pérdida inicial.
Operación hora a hora: qué ocurre en los días con más restricciones
Para ilustrar en detalle cómo actúa la batería, se presentan las 48 horas del 4 y 5 de septiembre de 2025, días representativos del periodo con mayor volumen de restricciones del año. Las tres gráficas se muestran apiladas para facilitar la comparación directa entre escenarios.
En el caso base, la gráfica muestra cómo se pasa del producible (PBF) a la producción real (P48): la energía restringida por ↓RRTT F1 aparece como barras negativas que reducen el PBF hora a hora. Las horas 11–19 de ambos días presentan restricciones totales con precio spot cercano a cero.
En los casos con batería, se ve cómo la producción solar se transforma en energía inyectada al POI descontando la carga de batería y el vertido. La descarga de batería contribuye a elevar la producción en el POI en las horas de precio alto (h20–h22). La línea de estado de carga (SoC) muestra cuándo se llena y vacía la batería a lo largo de las 48 horas.
Figura 2. Operación horaria en los tres escenarios para los días 4 y 5 de septiembre.
La principal diferencia entre escenarios aparece en la estrategia de carga. En el caso con carga desde red, la batería también puede cargar durante la madrugada aprovechando precios bajos, lo que permite alcanzar estados de carga elevados antes de las horas solares y aumentar posteriormente la energía descargada en las horas de mayor valor económico. En el escenario sin carga desde red, la batería depende exclusivamente del excedente fotovoltaico disponible, limitando parcialmente su capacidad de arbitraje y reduciendo la flexibilidad operativa.
📌 Conclusiones
Las restricciones técnicas de 2025 representan una pérdida de valor estructural para el activo. Con más del 25% del producible sin producir ingresos, y curtailments superiores al 50% durante cuatro meses consecutivos de verano, la planta opera muy por debajo de su potencial económico en el periodo de mayor irradiación.
La batería recupera una parte de ese valor, pero el mecanismo no es solo almacenar energía restringida. El grueso de la mejora económica proviene del desplazamiento temporal de precio: comprar o cargar energía en horas de precio casi nulo y vender en las tardes-noches cuando el precio se recupera. Este efecto existe incluso en horas sin restricciones activas.
La carga desde red multiplica el margen. El escenario con carga de red añade 2,26 M€ sobre el escenario que solo absorbe energía restringida. El origen es el arbitraje nocturno: cargar en madrugada a 60–80 €/MWh y descargar en las puntas de la tarde-noche a 100–150 €/MWh, un diferencial que existe durante todo el año independientemente de las restricciones.
Este tipo de análisis pone de manifiesto que el dimensionamiento de la batería y las condiciones de operación (especialmente el acceso a red) son determinantes para la bancabilidad de proyectos híbridos. En un contexto de creciente penetración renovable, la hibridación con almacenamiento deja de ser una opción y pasa a ser un elemento clave para preservar el valor de los activos.
En SimularT realizamos estudios de hibridación y optimización de activos renovables utilizando nuestro modelo operativo Centauro. Centauro simula el despacho horario de plantas híbridas y sistemas de almacenamiento, optimizando la operación de la batería en función de restricciones técnicas, capacidad de red, estrategia de arbitraje y lógica de mercado.
Para los análisis de largo plazo, Centauro utiliza como input las curvas de precio generadas con xPryce®, nuestro modelo fundamental de mercado eléctrico, capaz de proyectar escenarios horarios de precios hasta 25 años incorporando penetración renovable, almacenamiento, electrificación de la demanda, interconexiones y evolución del mix energético.
Esta combinación permite evaluar no solo la recuperación de energía restringida, sino también el valor estructural del almacenamiento en distintos escenarios futuros de mercado y operación.
De forma independiente, en SimularT también realizamos estudios específicos de vertidos y riesgo de curtailments, analizando el comportamiento histórico de las restricciones técnicas en nudos de transporte y distribución para evaluar el impacto potencial sobre activos renovables. Estos estudios combinan el análisis operativo de las unidades conectadas al mismo nudo, la evolución prevista de la red, nueva capacidad renovable, almacenamiento y aparición de nuevas demandas eléctricas (H2, centros de datos, electrificación industrial, etc.), con el objetivo de identificar riesgos de saturación y pérdida de producción futura. El resultado es una evaluación técnica y cualitativa del riesgo de vertidos, utilizada como soporte en procesos de desarrollo y financiación de proyectos renovables. Actualmente contamos con experiencia en más de 60 nudos de las redes de transporte y distribución.* Los resultados son estimaciones de simulación y no constituyen asesoramiento de inversión.