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La integración de sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS) en infraestructuras de recarga representa una estrategia clave para maximizar el aprovechamiento de fuentes renovables híbridas como la solar fotovoltaica y la eólica. Este análisis examina la viabilidad desde perspectivas técnicas y económicas, considerando la limitación de inyección a red y los efectos del curtailment en la operación diaria. Los datos extraídos de estudios detallados en regiones como el centro de Argelia muestran que la hibridación permite equilibrar perfiles de generación complementarios, aunque requiere una evaluación precisa de costes.
El objetivo principal consiste en determinar si la adición de baterías mejora la rentabilidad global o si, por el contrario, los elevados costes iniciales reducen indicadores como la tasa interna de retorno. Se analizan parámetros como el CAPEX, OPEX y el periodo de recuperación de la inversión, junto con la capacidad de captar excedentes energéticos. Esta aproximación ayuda a decidir si las infraestructuras de recarga deben operar únicamente con generación renovable directa o incorporar almacenamiento parcial.
La elección de ubicaciones adecuadas comienza con el análisis del recurso solar y eólico disponible, combinado con la topografía del terreno. En zonas centrales de Argelia, la irradiación media anual supera los valores óptimos para instalaciones fotovoltaicas, mientras que la velocidad media del viento permite un factor de capacidad competitivo en parques eólicos. Estos datos iniciales condicionan tanto la producción esperada como la necesidad de BESS para gestionar picos y valles de generación.
El uso de herramientas como QGIS facilita la identificación de áreas con menor impacto ambiental y mejor acceso a la red eléctrica. Posteriormente, AutoCAD con complementos específicos permite diseñar layouts preliminares que respetan restricciones de distancia entre aerogeneradores y paneles fotovoltaicos. Este enfoque reduce riesgos de sombra y optimiza el espacio disponible para futuras ampliaciones de capacidad de almacenamiento.
La simulación horaria de generación mediante PVsyst para la parte fotovoltaica y WindPRO para la eólica genera matrices de 8.760 valores anuales. Al cruzar estas producciones con la limitación de red de 125 MW, se identifica el volumen de energía que debe descartarse por curtailment. En configuraciones híbridas sin almacenamiento, esta pérdida puede alcanzar el 2,32 % de la energía total producida a lo largo de la vida útil.
La incorporación de BESS permite recuperar parte de estos excedentes almacenándolos durante horas de baja demanda. No obstante, cada ciclo de carga y descarga introduce pérdidas de eficiencia y acelera la degradación de las baterías, lo que debe cuantificarse económicamente. Las matrices de generación ajustadas por curtailment constituyen la base para todos los cálculos financieros posteriores.
El análisis económico contempla el desglose del CAPEX en componentes de generación, conversión y almacenamiento, mientras que el OPEX incluye mantenimiento preventivo y reemplazo de baterías. La tasa interna de retorno (TIR) de la instalación híbrida sin BESS alcanza el 11,12 %, superando tanto la opción solo fotovoltaica como la solo eólica. El periodo de recuperación más corto corresponde a la fotovoltaica, con ocho años.
Estos parámetros permiten construir escenarios realistas que reflejen condiciones de mercado actuales y futuras proyecciones de reducción de costes de almacenamiento.
Cuando la infraestructura de recarga se alimenta mediante una instalación híbrida renovable, el BESS actúa como buffer que suaviza la potencia entregada a los vehículos. Esto resulta especialmente útil en estaciones de recarga rápida donde la demanda puede superar momentáneamente la generación instantánea. El análisis de distintas capacidades de batería revela que la captación de excedentes aumenta linealmente con el tamaño del sistema, pero la TIR disminuye de forma progresiva.
La opción más favorable desde el punto de vista económico sigue siendo la hibridación sin almacenamiento adicional. Sin embargo, cuando se contemplan ayudas públicas que cubran entre el 30 % y el 50 % del coste de las baterías, algunas configuraciones intermedias se vuelven competitivas. En estos casos, el sistema de almacenamiento aporta valor al reducir la dependencia de la red y mejorar la calidad del servicio ofrecido a los usuarios de recarga.
Se evaluaron múltiples combinaciones de capacidad de BESS expresadas en MWh junto con ratios de sobredimensionamiento de la planta fotovoltaica. Los resultados muestran que duplicar la capacidad de almacenamiento mejora la energía capturada en un porcentaje significativo, pero reduce la TIR entre 1,5 y 3 puntos porcentuales dependiendo del escenario de precios. Esta relación negativa se atenúa cuando el coste de las baterías baja por debajo de 150 €/kWh.
Además, se analizó el efecto de aumentar el tamaño de la instalación fotovoltaica manteniendo fija la potencia eólica. Este sobredimensionamiento genera más excedentes durante horas centrales del día, lo que hace más atractivo el BESS desde el punto de vista energético, aunque la decisión final sigue dependiendo del nivel de apoyo financiero disponible.
En términos sencillos, instalar baterías para almacenar energía renovable en estaciones de recarga puede parecer una buena idea, pero resulta caro en la actualidad. La opción más rentable sigue siendo generar electricidad solar y eólica directamente sin almacenamiento adicional, ya que ofrece el mejor rendimiento económico a lo largo de los años. Solo cuando existan subvenciones importantes o el precio de las baterías baje notablemente, el sistema de almacenamiento pasaría a ser recomendable.
Para el usuario común esto significa que las estaciones de recarga pueden funcionar bien con energía renovable sin necesidad de baterías grandes, siempre que se diseñen correctamente. Si el coste del almacenamiento disminuye en los próximos años, las infraestructuras podrán capturar más energía limpia y ofrecer un servicio más estable sin depender tanto de la red eléctrica convencional.
Desde una perspectiva técnica, la hibridación fotovoltaica-eólica con limitación de red de 125 MW genera pérdidas por curtailment del orden del 2,32 % durante la vida útil, cifra que puede mitigarse parcialmente mediante BESS. El análisis de sensibilidad confirma que la TIR máxima se obtiene sin almacenamiento, mientras que configuraciones con ratios superiores a 0,5 MWh de batería por MW instalado penalizan la rentabilidad de forma clara. Las proyecciones indican que alcanzar costes de batería inferiores a 120 €/kWh sería necesario para justificar su inclusión sin apoyo externo.
Para aplicaciones donde la calidad del servicio prima sobre la rentabilidad pura, se recomienda dimensionar el BESS para cubrir al menos el 15 % de la energía anual de recarga, priorizando baterías de fosfato de hierro y litio con ciclo de vida superior a 6.000 equivalentes completos. Además, la optimización simultánea del sobredimensionamiento fotovoltaico y la capacidad de almacenamiento requiere algoritmos de despacho que minimicen el número de ciclos diarios, reduciendo así la degradación y mejorando la viabilidad global del proyecto. Esta gestión avanzada de la demanda se alinea con estrategias detalladas en flotas eléctricas y se complementa con soluciones integrales de expansión de redes para CPO.
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