Ejemplo de hibridación BESS fotovoltaica

Una planta industrial con consumo concentrado entre las 7:00 y las 22:00 puede producir gran parte de su energía solar justo cuando la necesita y, aun así, mantener picos de potencia caros al final de la tarde. Este ejemplo de hibridación BESS fotovoltaica muestra cómo combinar generación, almacenamiento y control de la demanda para reducir el coste eléctrico sin comprometer la continuidad de una instalación productiva.

El punto de partida: autoconsumo que no aprovecha todo su potencial

Consideremos una fábrica alimentaria conectada en media tensión, con una potencia contratada de 1.200 kW y un consumo anual de 4,8 GWh. Su perfil de carga es estable durante los turnos de producción, pero incluye picos de 1.050 kW causados por la coincidencia de compresores, grupos de bombeo, frío industrial y líneas de proceso.

La empresa instala una planta fotovoltaica de 900 kWp en cubierta. La producción anual prevista es de 1.260 MWh, pero el análisis horario detecta dos limitaciones. En primavera y verano se producen excedentes a mediodía, mientras que entre las 19:00 y las 22:00 la fábrica vuelve a depender por completo de la red. Además, ciertos arranques y transitorios mantienen una demanda máxima elevada, aunque su duración sea limitada.

Sin almacenamiento, la fotovoltaica reduce energía comprada, pero no resuelve necesariamente el coste asociado a los picos ni mejora la capacidad de respuesta ante incidencias de red. El BESS entra en el proyecto para cubrir precisamente esas franjas de valor.

Ejemplo de hibridación BESS fotovoltaica en una fábrica

La solución propuesta incorpora un BESS de 1 MW de potencia y 2 MWh de capacidad útil, acoplado en corriente alterna al cuadro general de baja tensión, aguas abajo del centro de transformación. La planta solar dispone de sus inversores propios y el sistema se coordina mediante un EMS, o sistema de gestión energética, integrado con la medida de red, la producción fotovoltaica y las señales de consumo de planta.

El dimensionamiento no se ha definido tomando como referencia la potencia fotovoltaica. Se ha calculado a partir de curvas de carga de 15 minutos, consumos de proceso, producción solar esperada, estructura tarifaria y objetivo operativo. Es una diferencia relevante: un BESS sobredimensionado inmoviliza inversión y un equipo corto de potencia o capacidad deja sin resolver el problema que justificaba el proyecto.

En este caso, el EMS aplica una estrategia priorizada. Primero, la generación fotovoltaica alimenta los consumos instantáneos. Cuando existe producción excedentaria, carga la batería dentro de los límites de potencia, estado de carga y vida útil configurados. Al final de la jornada solar, descarga para reducir la energía tomada de red en las horas de mayor coste. Por último, cuando la potencia demandada se aproxima a un umbral definido, el BESS aporta energía durante el tiempo necesario para limitar el pico registrado.

La batería no debe descargarse al 100% cada día. Se reserva una franja de energía para la función que aporte más valor a la instalación, ya sea la reducción de potencia máxima, el respaldo de cargas críticas o la cobertura de una ventana tarifaria concreta. El control debe decidir con antelación, no limitarse a reaccionar cuando el pico ya se ha producido.

Resultados operativos esperables

Con una producción solar anual de 1.260 MWh, la fábrica autoconsume directamente aproximadamente 950 MWh. Antes de integrar el BESS, unos 310 MWh se exportarían o se perderían como oportunidad de autoconsumo, según la configuración de compensación y el perfil real de consumo.

El almacenamiento permite desplazar una parte de esa energía a la tarde y la noche. Considerando pérdidas de conversión, disponibilidad y una política conservadora de operación, pueden recuperarse para autoconsumo entre 210 y 240 MWh al año. Esta energía sustituye compras de red en periodos de precio superior, por lo que su valor económico no es equivalente al de un excedente vertido.

Por otra parte, el control de picos puede rebajar la demanda máxima medida desde 1.050 kW hasta el entorno de 850-900 kW en los periodos de facturación relevantes. El ahorro exacto depende de los peajes, cargos, potencia contratada, curva de demanda y posibilidad real de ajustar el término de potencia. No conviene prometer una cifra única sin estudiar los datos de medida y las condiciones del suministro.

La instalación también gana capacidad de gestión. El responsable de planta dispone de una plataforma de supervisión para comprobar producción, estado de carga, ciclos, alarmas, potencia de red y ahorro estimado. Esta visibilidad ayuda a detectar desviaciones de consumo y a adaptar la estrategia cuando cambia el ritmo de producción.

Qué equipos intervienen y cómo se integran

La hibridación no consiste en colocar una batería junto a una instalación solar. Requiere una arquitectura eléctrica, de control y de protección diseñada para el punto de conexión concreto. En el ejemplo intervienen el sistema de baterías con su BMS, el PCS o convertidor bidireccional, el EMS, las protecciones de corriente alterna y continua, la medida de energía, los cuadros de distribución y las comunicaciones industriales.

También es necesario revisar el centro de transformación, embarrados, poder de corte, selectividad de protecciones, calidad de red y capacidad de evacuación interna. Si el BESS se conecta en baja tensión, hay que verificar que los conductores y cuadros admiten los nuevos flujos de potencia. En proyectos de mayor escala puede ser preferible conectar en media tensión, con las celdas, transformadores y protecciones correspondientes.

El acoplamiento en corriente alterna es habitual cuando se añade almacenamiento a una fotovoltaica existente, porque permite conservar los inversores solares y ejecutar la ampliación con menor intervención sobre el campo fotovoltaico. En una instalación nueva, el acoplamiento en corriente continua puede mejorar determinados rendimientos y reducir conversiones, aunque exige estudiar compatibilidades, operación y mantenimiento desde la fase de ingeniería.

La continuidad de suministro exige una función específica

Un error frecuente es asumir que cualquier BESS proporciona respaldo ante un corte de red. No siempre es así. Para alimentar cargas durante una ausencia de tensión, el sistema debe disponer de capacidad de operación en isla, lógica de desconexión de red, esquema de protecciones adecuado y definición clara de las cargas prioritarias.

En la fábrica del ejemplo, no se pretende alimentar toda la producción durante un apagón. Se crea un cuadro de cargas críticas que incluye control de proceso, comunicaciones, alumbrado de seguridad, determinadas bombas, sistemas de frío seleccionados y servidores. Con una potencia crítica de 300 kW, una reserva de 600 kWh útiles permite sostener aproximadamente dos horas de operación, siempre que la estrategia de descarga y el consumo real se mantengan dentro de lo previsto.

Si la fotovoltaica debe seguir operando en modo isla, los inversores y el EMS deben poder trabajar con una red de referencia creada por el BESS. Esta condición debe validarse en diseño y puesta en marcha. No basta con que los equipos estén presentes: han de comportarse como un sistema coordinado ante cada escenario de fallo.

Rentabilidad, degradación y marco regulatorio

La viabilidad económica se apoya normalmente en varias fuentes de valor: mayor autoconsumo solar, arbitraje horario, reducción de picos de demanda y continuidad de cargas críticas. En algunos proyectos se suman servicios de flexibilidad o necesidades de calidad de suministro, pero estos ingresos no deben ser la única base de un caso de negocio industrial si no están contractualmente definidos.

La degradación de la batería es otro elemento central. La vida útil depende de la química, la profundidad de descarga, la temperatura, la tasa de carga y descarga y el número de ciclos. Una ingeniería correcta establece límites operativos, garantías exigibles y previsiones de capacidad residual. El objetivo no es exprimir la batería cada día, sino obtener ahorro sostenido durante toda la vida económica del activo.

En España, la legalización debe analizar la normativa de autoconsumo, conexión y protección aplicable, además de la reglamentación de baja o media tensión que corresponda. Si existe vertido a red, se revisan permisos, medida, configuración de anti-isla y condiciones de la distribuidora. Si el proyecto integra ayudas, CAE o financiación mediante renting, la documentación técnica y la trazabilidad de la ejecución deben planificarse desde el inicio.

Cómo convertir el ejemplo en un proyecto ejecutable

El primer paso consiste en recopilar datos de consumo de, al menos, un año y, cuando sea posible, curvas cuarto-horarias. Después se modela la producción solar, se identifican picos repetitivos y se define qué cargas necesitan respaldo real. Con esa información se comparan escenarios de potencia y capacidad de BESS, incluyendo pérdidas, degradación, restricciones de operación y retorno esperado.

La siguiente fase es la ingeniería de detalle: punto de conexión, protecciones, comunicaciones, obra civil, ventilación o climatización, seguridad contra incendios, integración con SCADA y plan de puesta en servicio. Centralizar estas tareas bajo un único interlocutor evita que la batería, la fotovoltaica, la instalación eléctrica y la tramitación avancen con criterios incompatibles.

Enertran aborda este tipo de proyectos desde la evaluación de la instalación hasta la puesta en marcha, integrando BESS, infraestructura eléctrica, control, legalización y soporte técnico. Para una planta industrial, la decisión relevante no es solo cuántos kWh instalar, sino qué problema operativo debe resolver cada kWh. Cuando esa respuesta está bien definida, la hibridación deja de ser un activo aislado y pasa a ser una herramienta de control energético con impacto directo en coste, disponibilidad y planificación de producción.