Metodologia

Version 0.2. Toda hipotesis de calculo se documenta aqui y se versiona con el codigo.

Fuentes de datos

OMIE — precio marginal del mercado diario (fichero marginalpdbc), Espana y Portugal, desde 2018 (ZIP anuales) y diario despues. Horario hasta el 1 de octubre de 2025 y 15 minutos desde entonces (MTU15); las series horarias se mantienen continuas promediando los cuatro cuartos de hora.
Red Electrica — apidatos.ree.es — mix de generacion y demanda (diario). Sin token.
Red Electrica — ESIOS — precios de los servicios de ajuste (banda de regulacion secundaria, energia de regulacion, terciaria, desvios) y generacion solar/eolica horaria. Desde 2021.
PVGIS — perfil solar tipico por ubicacion para el modelo de hibridacion.

Hipotesis del modelo de arbitraje

Rendimiento de ciclo (round-trip)	91%
Coste de degradacion por ciclo	1.0 EUR/MWh
Performance ratio (realizado / optimo)	90%
Ciclos/dia (segun duracion)	1h 2,0 · 2h 1,5 · 4h 1,2
Ano base del indice (=100)	2019

Como se calcula el arbitraje

Se parte de una optimizacion con prevision perfecta: conocido el perfil de precios del dia, la bateria carga en los periodos mas baratos y descarga en los mas caros, respetando su potencia, su capacidad y el tope de ciclos. Representa el maximo teorico de ingreso por arbitraje.

Sobre ese maximo se aplica un performance ratio (90%) que recoge que en la operacion real no se acierta el optimo del dia: la decision se toma en el mercado diario sin conocer el futuro y se ajusta despues en el intradiario. Referencia de mercado: day-ahead puro 95-98%; con servicios de ajuste ~90%. Es editable y se documenta en cada resultado.

En la portada, ademas, cada dia se co-optimiza el reparto de potencia entre el arbitraje del mercado diario y la reserva de banda secundaria: se prueban varias fracciones de potencia dedicadas a banda y se elige la que maximiza el ingreso del dia. Reservar banda quita potencia al arbitraje y obliga a mantener energia libre a ambos lados del estado de carga, asi que las dos fuentes no son sumables al 100%. Las baterias cortas (1-2 h) suelen sacar mas de la banda; las largas, de arbitraje.

El indice de ingresos (Fase 1) normaliza el ingreso mensual con base 100 en 2019 para facilitar la comparativa interanual.

La portada incluye un panel "predicho vs liquidado": para cada uno de los ultimos 12 meses, "predicho" es la media diaria de los 90 dias anteriores al mes extrapolada a sus dias (una linea base sencilla, calculable solo con datos previos a ese mes) y "liquidado" es el dato ya cerrado. No es un modelo de prevision de precios — es un backtest transparente de cuanto se habria desviado esta cifra de la realidad.

La cifra "en directo" de la portada es el ingreso ya calculado del dia (previsto con precios de OMIE ya publicados), con un indicador de si la bateria estaria cargando, descargando o parada en la hora actual de Madrid — no es una medicion en tiempo real del mercado. El feed de "Novedades" combina hitos detectados automaticamente sobre los ultimos 90 dias (records de ingreso, rachas de spread alto, retorno de precios negativos) con un registro corto de cambios de la propia herramienta.

Cada pestana en breve

Arbitraje — prevision perfecta intradia con corte marginal y tope de ciclos, en resolucion horaria o de 15 min. Indice base 100 en el año 2019 (o el primer año completo disponible).
Servicios de ajuste — precios de ESIOS. La estimacion de ingreso por banda es tarifa media × horas × disponibilidad; es un ingreso bruto potencial, no descuenta la energia activada ni el coste de oportunidad frente al arbitraje. Incluye ademas una tabla de precio ponderado por energia activada (2023-2026) para aFRR, mFRR, restricciones tecnicas (3 fases) y desvios, sembrada una vez desde un recopilatorio de mercado — mas fiel que la media simple de las graficas en vivo, que no pondera por volumen.
Solar y captura — precio de captura = Σ(precio·generacion FV) / Σ(generacion FV) por mes, frente al precio medio aritmetico.
Hibridacion — dia tipo mensual: perfil solar de PVGIS × perfil de precio horario real por mes. Sin arrastre de carga entre dias; la media diaria suaviza los picos, asi que tiende a infraestimar el curtailment real.
Rentabilidad — tres escenarios: bajo (solo arbitraje del mercado diario, sin banda, con alta canibalizacion) · central (stack co-optimizado) · alto (operacion dinamica: re-optimizacion intradia continua + captura activa de aFRR, +15% sobre el central). Con VAN, TIR de proyecto y accionista, DSCR minimo y medio (metrica de bancabilidad), LCOS, y repago por cash sweep. Presets de financiacion por tipo de prestamista y DSCR objetivo de mercado (1,20x en el bajo, 1,90x en central y alto). Toggle de permiso de carga de red (+20%). Canibalizacion anual sobre el ingreso segun crece la flota BESS. Estructura de ingresos merchant + PPA/forward parcial: cubre un % editable del ingreso a un precio con su propia curva anual (declinante o creciente, como un forward OMIP) durante N años; pasado ese plazo vuelve a ser 100% merchant.
Revenue stack + co-optimizacion — cada dia el modelo reparte la potencia de la bateria entre arbitraje del mercado diario y reserva de banda secundaria (aFRR) y se queda el reparto que mas renta: no se pueden hacer los dos a plena potencia porque comparten potencia y energia. Reservar banda exige mantener energia libre a ambos lados del estado de carga. El diario y la banda salen de datos reales (OMIE / ESIOS); el intradiario y la energia de balance se escalan a partir del diario con el reparto por duracion habitual del sector (1h: 21/31/20/27 · 2h: 28/22/23/27 · 4h: 41/16/27/16 en diario/intradiario/balance/banda). Ciclos/dia por duracion: 1h→2,0 · 2h→1,5 · 4h→1,2. La banda se descuenta con un factor propio (~0,6) que recoge que la oferta no casa todas las horas y el neteo de la energia activada.

Glosario

Spread — diferencia entre el precio máximo y el mínimo del día (€/MWh). Es lo que puede capturar el arbitraje.

Spread capturable — el spread que una batería real monetiza tras eficiencia, potencia, duración y límite de ciclos. Siempre menor que el teórico.

Performance ratio (PR) — ingreso realizado / ingreso óptimo con previsión perfecta. Referencia: 95-98% en day-ahead puro.

Revenue stacking — sumar varias fuentes de ingreso a la vez (arbitraje + banda + energía de balance + capacidad). No todas son sumables al 100%: arbitraje y banda compiten por la misma potencia y energía.

Co-optimización — decidir cada día (o cada hora) cuánta potencia de la batería va a cada mercado para maximizar el ingreso conjunto, en vez de asumir que se hacen todos a la vez a plena potencia.

DoD / SOC / SOH — profundidad de descarga / estado de carga / estado de salud (capacidad útil restante frente a la nominal).

RTE — eficiencia total de ida y vuelta (round-trip): la energía que sale entre la que entró.

LCOS — coste nivelado de almacenar una unidad de energía (€/MWh), incluye CAPEX, OPEX y ciclado.

DSCR — ratio de cobertura del servicio de la deuda: caja disponible / (intereses + principal). Métrica clave de bancabilidad.

Cash sweep — dedicar un % de la caja sobrante a repagar deuda por adelantado. Es el motor real del repago en proyectos merchant.

Canibalización — caída del ingreso capturable a medida que entra más capacidad del mismo tipo (solar sobre solar, o BESS sobre BESS).

Augmentation / ampliación — añadir módulos de batería a mitad de vida para compensar la degradación y mantener la energía útil.

Tolling / floor — contratos que transfieren riesgo de mercado a un tercero (pago fijo, o suelo garantizado): bajan la TIR pero mejoran la bancabilidad.

SRAD — Servicio de Respuesta Activa de la Demanda: reducción de consumo remunerada, gestionada por Red Eléctrica.

aFRR / mFRR / RR — reservas de restauración de frecuencia automática / manual / de reposición. La banda secundaria (aFRR) cobra por estar disponible aunque no se despache.

Disponibilidad vs activación — en la banda secundaria: la disponibilidad es reservar potencia el día anterior (€/MW, la paga la demanda); la activación es entregar energía cuando el operador la pide (€/MWh, la pagan quienes causaron el desvío).

Restricciones técnicas — reprogramación del despacho por el operador para respetar la red. Pago según oferta y muy dependiente del nudo.

Apuntamiento (capture ratio) — precio medio que capta una tecnología con perfil (p.ej. solar) frente al precio medio del mercado. Baja al aumentar la penetración de esa tecnología.

PBF / PVP / PHF / P48 — programas sucesivos del día: base de funcionamiento → viable provisional → horario final → operativo, según pasan por restricciones técnicas y mercados intradiarios.

MIBEL · OMIE · OMIP — el mercado ibérico: OMIE opera el diario e intradiario (spot), OMIP el mercado a plazo (futuros: Base, Punta, Solar).

Renta de congestión — ingreso por la diferencia de precio entre dos zonas cuando la interconexión está saturada (p.ej. España-Francia).

PPA · pay-as-produced — contrato de compraventa a largo plazo. "As produced" liquida exactamente lo que genera la planta; "baseload" un bloque plano. El plazo suele coincidir con el de la deuda.

Curva forward (OMIP) — precios pactados hoy para entrega futura. En baseload suele ser una curva algo declinante en el largo plazo por la expectativa de mas renovables entrando al sistema.

BSP / BRP — proveedor de servicios de balance / sujeto responsable del balance (quien responde de sus desvíos).

RTB (Ready To Build) — proyecto con todos los permisos y autorizaciones concedidos, listo para construir.

Limitaciones

No es una prevision probabilistica de precios. Los escenarios a futuro son simples y explicitos.
Los ingresos de 2025-2026 reflejan una volatilidad de mercado excepcionalmente alta —agravada tras el apagon peninsular de abril de 2025, que disparo el coste de los servicios de ajuste—; extrapolarla a 15 años sobreestima la rentabilidad. La pestaña de Rentabilidad usa la media de los últimos 3 años.
El intradiario y la energía de balance del revenue stack se modelan a partir del diario; no se calculan con precios propios de esos mercados.
La comparativa "FV sola vs FV + BESS" de la portada usa la forma horaria de la generación solar peninsular normalizada a 1 MWp y una batería de 1 MW que solo almacena energía solar propia (sin carga de red). El despacho es el mismo merit-order de previsión perfecta que el resto de la app — empareja el MWh solar más barato disponible con la hora más cara, de mayor a menor margen, hasta el tope de ciclos/día de esa duración — así que cada hora extra de batería vale menos que la anterior de forma natural, sin límites artificiales. Es un techo (previsión perfecta × performance ratio) y no descuenta la caída del pico de tarde si muchas plantas hacen la misma maniobra a la vez.
Los servicios de ajuste, las restricciones técnicas y el SRAD son nodales: el ingreso real depende de la ubicación del activo en la red.
La tabla de precio ponderado por energía (Servicios de ajuste) es un histórico sembrado una vez (2023–2026, mes en curso parcial); no se actualiza en vivo como el resto de gráficos de la pestaña.
El panel "predicho vs liquidado" usa una línea base ingenua (media móvil de 90 días); no es una previsión de precios — sirve para ver cuánto tarda el modelo en reaccionar a un cambio de tendencia, no para predecir el futuro.
El mercado de capacidad todavia no tiene resultados de subasta en Espana.
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