Baterías inteligentes para edificios más inteligentes

Las ciudades son responsables del 70 % de las emisiones mundiales de CO₂ y, sin embargo, la energía solar representa menos del 2 % del suministro eléctrico de Suecia. Cerrar esa brecha no solo requiere más paneles en los tejados, sino formas más inteligentes de gestionar la energía que generan.

Eso es precisamente lo que se propuso investigar nuestra compañera de Qurrent, Linda Lundmark. En un estudio recién publicado en la revista Applied Energy de Science Direct, ella y sus coautores del Departamento de Tecnología Energética del Real Instituto de Tecnología KTH y de Northvolt presentan algo poco habitual en este campo: un modelo de previsión y optimización que se probó y validó realmente en un sistema real y en funcionamiento, no solo simulado.

El montaje: un laboratorio vivo en Estocolmo

La investigación se llevó a cabo en el KTH Live-In Lab, una instalación de investigación residencial donde se prueban tecnologías innovadoras en condiciones reales. Un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de 186 kWh se integró con la instalación solar existente en el tejado del edificio, de 76,4 kW, y se utilizaron datos de contador en tiempo real para entrenar, ejecutar y validar el modelo, lo que otorga a los resultados un nivel de credibilidad práctica del que carece buena parte de la literatura existente.

La gran pregunta: ¿cómo debería comportarse una batería?

El estudio probó cuatro estrategias operativas y las comparó con un escenario de referencia sin batería alguna (que tenía un coste eléctrico anual de unas 210 000 SEK y un 72 % de autoconsumo solar). Los resultados revelan una tensión clara e importante:

La estrategia que más dinero ahorra a corto plazo no es necesariamente la mejor en conjunto.

• Optimizar solo por coste (ignorando las tarifas por potencia máxima) redujo los costes un 32 % y elevó el autoconsumo al 96 %. Pero también provocó ciclos agresivos de carga y descarga que degradaron la batería de forma tan grave que necesitaría una sustitución completa dentro de la vida útil de 25 años de la instalación solar, mermando significativamente las ganancias a largo plazo.
• Optimizar por coste teniendo en cuenta las tarifas por potencia máxima redujo los costes alrededor de un 14 %, elevó el autoconsumo al 98 % y mantuvo la degradación de la batería tan baja que el sistema superó la vida útil de la instalación fotovoltaica. Este escenario ofreció el menor coste normalizado del almacenamiento (LCOS) y el rendimiento más sostenible a largo plazo.
• Maximizar el autoconsumo logró un 100 % de autosuficiencia a partir de la energía solar, pero resultó económicamente inviable y se tradujo en una pérdida neta a lo largo de la vida útil del sistema.

Un conflicto oculto en la facturación eléctrica sueca

Uno de los hallazgos más relevantes del estudio para las políticas es la fricción entre dos señales de precio a las que se enfrentan simultáneamente los consumidores eléctricos suecos: los precios horarios de la energía en tiempo real (que premian un uso rápido y oportunista de la batería) y las tarifas mensuales por potencia máxima (que penalizan un consumo elevado de la red en cualquier hora del mes).

En el caso de conexiones a la red más grandes, como las de los edificios de viviendas, estas dos señales tiran en direcciones opuestas. Una batería a la que se ordena maximizar el arbitraje de mercado dispara su consumo de la red y provoca elevados cargos por potencia máxima. Esta estructura de facturación, sostiene el estudio, es una barrera real para liberar todo el potencial financiero de los sistemas residenciales de energía solar con almacenamiento.

Por qué esto importa más allá de Suecia

El marco de previsión y optimización que desarrollaron Linda y su equipo es adaptable. Puede reentrenarse con datos de otros emplazamientos, gestionar diferentes estructuras de facturación y escalar a distintos tipos de edificios. En mercados sin balance neto (net metering), donde vender el excedente solar a la red es menos rentable, el argumento a favor de un despacho inteligente de baterías cobra aún más fuerza.

El estudio también refuerza una idea que merece más atención por parte de los inversores: las estrategias de despacho de baterías deben ser dinámicas a lo largo de las estaciones. Las condiciones de invierno y verano en los climas nórdicos producen rendimientos solares, entornos de precios e interacciones con la red muy distintos, y una estrategia de control única para todo dejará un valor considerable sin aprovechar.

La conclusión

No existe una única «mejor» forma de operar un sistema solar con baterías. La estrategia adecuada depende del equilibrio entre el ahorro de costes a corto plazo, la salud del sistema a largo plazo, la estructura de facturación y los objetivos energéticos. Lo que este estudio deja claro es que una operación más inteligente, guiada por previsiones y consciente del contexto, no solo es superior en teoría: funciona en el mundo real.

Enhorabuena a Linda y a todo el equipo de investigación por un estudio bien hecho. Estamos orgullosos de que Qurrent contribuya a la investigación hacia sistemas energéticos más inteligentes y resilientes.

Lee el artículo completo en acceso abierto: «A validated forecasting model for optimizing dispatch schedules of PV-battery systems in grid-connected apartment buildings» — de Linda Lundmark, Farzin Golzar, Rafael Guedez y Majid Astaneh. Publicado en Applied Energy, volumen 404, febrero de 2026.