Pon el % de la energía de las horas paradas que quieres aprovechar. Se calcula con el proyecto abierto en el Simulador (serie, duración de la batería, CAPEX por MWh, spread…) y se recalcula solo al cambiar el % o el proyecto.
Calculando…
Marca los proyectos que quieres ver juntos. El proyecto abierto en el simulador se incluye como «actual» aunque no esté guardado.
€ por año, antes de impuestos, precios constantes de la serie horaria.
Vienen cargados los precios de tu Excel: 2025 (horarios; OMIE pasó a periodos de 15 minutos el 1 de octubre de 2025) y 2026 cuartohorarios hasta el 28 de septiembre. Para añadir días nuevos o cambiar los de octubre a diciembre de 2025 por sus valores de 15 minutos, importa los ficheros de OMIE. Las series «OMIE» del simulador se actualizan solas con lo que importes.
Une los precios OMIE de esas fechas con el perfil de producción real de Naranjo 2025 (mismo día y hora). Si el rango no cubre un año, el resultado se anualiza.
En las series OMIE, cuando el precio es ≤ 0 la planta se considera parada y esa producción puede cargar la batería a coste 0.
Estimación con los precios OMIE cargados y el perfil de producción de Naranjo: la planta se para (consigna 10) cuando el precio es negativo. Las horas a 0 € se muestran aparte, pero no cuentan como parada. Si importas el Excel de Resenergie, las horas paradas reales sustituyen a la estimación en el % y en el acumulado.
Sube el Excel o CSV de producción que descargas de Resenergie (cuartohoraria, horaria o diaria, en kWh, MWh o kW). Las series OMIE usan esta producción real en lugar del perfil de 2025; en las horas en que la planta estuvo parada se sigue usando el perfil para estimar la energía que se podría haber cargado en la batería.
Cada proyecto usa una serie: producción FV exportada, precio OMIE y, si existe, energía en consigna (planta parada por precio ≤ 0).
Sube un CSV horario de un año. Columnas en este orden, con cabecera:
Fecha AAAA-MM-DD o DD/MM/AAAA. Hora 0–23 (o 1–24). Separador «;» con decimales «,» o separador «,» con decimales «.». parada_MWh es la producción que se habría generado en horas con la planta parada; si no la tienes, deja la columna vacía.
Vista previa del contenido con los valores actuales del proyecto elegido.
Cada día la batería se divide en tramos iguales de su capacidad útil (nominal × DoD × SoH año 1). Las horas de carga son las anteriores a la hora de inicio de descarga con FV disponible, limitadas a la potencia de los PCS, ordenadas de la más barata a la más cara. Las horas de descarga son las posteriores, de la más cara a la más barata. Un tramo se opera solo si precio de venta − precio de carga ≥ spread mínimo.
Si la planta estaba vendiendo, cargar significa dejar de vender: el coste es el precio OMIE de esa hora. Si estaba parada por precio ≤ 0, la energía no se iba a vender y su coste es 0. La descarga es la carga × RTE.
Con la opción activada, la potencia que la FV no cubre en cada hora de carga se puede tomar de la red al precio OMIE más el coste adicional indicado. Necesita permiso de acceso flexible tipo 0 y contador separado.
Margen anual = margen del año de la serie × disponibilidad × (SoH del año / SoH año 1), menos comisiones. Flujo neto = margen − OPEX + subvención (año 1) + valor terminal (último año). Año 0 = −CAPEX. Payback simple interpolado dentro del año en que el acumulado pasa a positivo. Precios constantes, antes de impuestos.
Cuanto más alto, mejor se paga cada MWh pero menos días trabaja la batería. Con RTE 86 %, cargar a 40 €/MWh exige vender por encima de unos 46,5 €/MWh para no perder: un spread mínimo de 0–20 €/MWh suele dar el mejor payback.
Los tres escenarios de «Análisis BESS Naranjo Solar.xlsx» (pestaña A.R Real 2025), recalculados en directo con la serie Naranjo 2025 y comparados con los valores guardados en el libro.