El almacenamiento, nuevo motor de inversión energética ante la saturación de la red y el auge renovable

El crecimiento de las energías renovables en nuestro país todavía se enfrenta a algunos desafíos técnicos como son la congestión de la red, el desajuste entre oferta y demanda, y sus costes operativos, tres cuestiones que podrían paliarse en gran medida con tecnologías de almacenamiento. Las baterías emergen así como herramientas estratégicas para garantizar estabilidad, eficiencia y control. Sin embargo, su despliegue está condicionado por un entorno regulatorio complejo, dificultades en el acceso y conexión, y la necesidad de modelos financieros viables. El mercado de capacidad aporta una base, pero los expertos creen que no es suficiente. El éxito dependerá de cómo se combinen mecanismos de ingreso, contratos sólidos y una tramitación ágil que responda a la urgencia del momento.

Para analizar este contexto desde diferentes puntos de vista, El Confidencial organizó junto a Applus+ una mesa redonda titulada Mercado de capacidad en España, clave para la seguridad del suministro y la integración de las energías renovables. El panel de expertos estuvo conformado por Guillermo Arsuaga, Manager of Consultancy de Enertis Applus+; Chema Zabala, Managing Director de Alantra; Sergio Arbeláez, Managing Director, Europe & Latam de Matrix Renewables; y Rita Cazón, Project Finance del Banco Sabadell.

Guillermo Arsuaga comenzó su análisis considerando que “el almacenamiento energético será una pieza clave para consolidar un sistema eléctrico que cumpla con los cuatro pilares esenciales: seguridad de suministro, descarbonización, independencia energética y eficiencia económica”. En su opinión, “las energías renovables, aunque alineadas con estos objetivos, no pueden garantizar por sí solas la estabilidad del sistema, por lo que deben ir acompañadas de soluciones de almacenamiento”. Destacó que “las baterías no solo ofrecen servicios de arbitraje, sino también funciones críticas como el control de frecuencia, la descongestión de nudos, la operación en isla o el arranque en frío”. Para lograr un sistema resiliente, “cada operador deberá definir sus necesidades concretas y proponer configuraciones de almacenamiento acordes, incorporando servicios que vayan más allá del mero respaldo energético”.

Asimismo, concretó que “el mercado de capacidad puede actuar como catalizador para financiar el despliegue de sistemas de almacenamiento, ofreciendo una base mínima de ingresos que facilite el acceso a crédito bancario”. Según el Manager of Consultancy de Enertis Applus+, “los promotores asumen el riesgo inicial en las fases de desarrollo y tecnología, pero cuando se aproximan al ready to build, necesitan condiciones que permitan la financiación”. Aclaró que los contratos asociados al mercado de capacidad —con una duración estimada entre 10 y 15 años— “suponen un elemento crítico para viabilizar proyectos a largo plazo”. Aunque al inicio los bancos exigirán pagos fijos elevados, “con la maduración del mercado se irá flexibilizando el modelo financiero”. Además, recordó que "ya existen tecnologías con una vida útil superior a 20 años".

"Las baterías no solo arbitran: aportan control de frecuencia, descongestión y arranque en frío", G. Arsuaga (Applus+)

Por su parte, Chema Zabala defendió que “el almacenamiento energético es la tecnología más versátil y estratégica para garantizar la seguridad del suministro en un sistema eléctrico cada vez más descarbonizado y con alta penetración de renovables”. Precisó que “el almacenamiento no solo aporta firmeza”, sino que “también equilibra generación y demanda” y “contribuye a reducir los crecientes costes operativos del sistema”. “Solo en 2024 —continuó—, España destinó más de 1.500 millones a servicios de balance y más de 2.500 a restricciones técnicas, cifras que podrían duplicarse tras el apagón”. Remarcó que “el almacenamiento debe tratarse como un activo dinámico, capaz de adaptarse al mercado y aportar múltiples servicios”. “El mecanismo de capacidad es útil para ofrecer visibilidad de ingresos, pero no suficiente para escalar el desarrollo”, añadió.

Sobre la rentabilidad del almacenamiento, el Managing Director de Alantra explicó que depende del volumen y del tipo de señales de mercado disponibles. Frente a una visión simplista, propuso analizarlo como un modelo en capas —revenue stacking—, donde conviven ingresos por arbitraje, servicios de balance, mecanismos de capacidad y contratos privados. Aunque el arbitraje puro puede sostener inversiones moderadas, "su capacidad de escalar es limitada sin una regulación que promueva otros mecanismos", concretó. Asimismo, recalcó la necesidad de un "entorno bancable", especialmente "para actores sin suficiente equity". Si no se articulan señales claras, "no se alcanzarán los 12 GW del PNIEC". "El diseño del mecanismo deberá contemplar aspectos como el coeficiente de firmeza, horas de estrés del sistema o emisiones medias de subastas, premiando también la descarbonización", especificó.

¿Y qué posición tienen las entidades financieras? Rita Cazón Hernández señaló que "los bancos ya estudian estructuras específicas" para financiar proyectos de baterías en España: “Tras años centrados en la fotovoltaica y la eólica, perciben el almacenamiento como una nueva línea de negocio, aunque aún presenta incertidumbres”, señaló. Hace apenas dos años, "la hibridación con plantas solares generaba recelos. Hoy se valora positivamente, especialmente en zonas como el sur, donde la congestión de red impide aprovechar plenamente la producción renovable", señaló. No obstante, para que los bancos financien, exigen una base de ingresos sólida: “El mercado de capacidad puede ayudar, pero no basta”, ya que "los proyectos deberán contar con contratos adicionales con offtakers que garanticen viabilidad desde el primer día", confirmó la experta.

Esta cautela de los bancos responde a la complejidad técnica de las baterías y a la necesidad de contar con garantías claras antes de comprometer capital. La Project Finance del Banco Sabadell recalcó que “las operacionese serán evaluadas caso a caso”. "Los bancos dependerán del asesoramiento técnico para valorar aspectos como vida útil, número de ciclos diarios, degradación, disponibilidad operativa y garantías del fabricante", indicó. “La financiación no irá más allá de la duración de esas garantías”, agregó. Además, en su opinión, "los proyectos deberán estar completamente listos para construir antes de cerrar acuerdos: licencias otorgadas, contratos firmados y adjudicación en subasta". Pese a todo, aunque aún no se han financiado proyectos de baterías en España, su entidad ya estudia varios, esperando un volumen creciente tras las primeras subastas del mercado de capacidad.

"Los bancos evaluarán vida útil, ciclos, degradación y garantías antes de financiar baterías", Rita Cazón (Sabadell)

En su turno de palabra, Sergio Arbeláez destacó "la madurez de promotores e inversores españoles tras años de experiencia internacional". Detalló que "el cierre del mercado hace quince años forzó a los actores a desarrollarse en plazas complejas como California, Reino Unido o Australia". Esa trayectoria "ha permitido importar conocimientos clave para acelerar el despliegue del almacenamiento en España", aseguró. Su compañía, con casi un gigavatio en desarrollo entre proyectos colocated y stand alone, ha apostado capital propio "pese a la ausencia de mecanismos definidos". Arbeláez confirmó que "el mercado ya no está dominado por la especulación, sino por inversores institucionales que exigen certidumbre regulatoria". "En este nuevo contexto —subrayó—, el almacenamiento emerge como un paso natural en la evolución de un modelo que se orienta hacia la gestión activa de los recursos energéticos”.

Igualmente, el Managing Director de Matrix Renewables para Europa y Latinoamérica recalcó que el mercado de capacidad "será útil para atraer financiación", pero "no puede concebirse como el único instrumento de rentabilidad". “La sofisticación del sector exige complementar esa base con esquemas como acuerdos de peaje —tolling agreements— o contratos específicos para venta de electricidad desde baterías”, concretó. El capital que entra hoy en renovables es más exigente: "ya no se conforma con modelos teóricos, sino que analiza la solidez del revenue stack", precisó. Bajo su perspectiva, "la experiencia internacional —como el caso británico de ingresos especulativos de frecuencia— demuestra los riesgos de depender de una sola fuente". Por eso, recomendó "buscar optimizadores que ofrezcan acuerdos robustos, que garanticen estabilidad". "El reto es lograr financiación sin depender exclusivamente de subvenciones", remarcó.

Unos obstáculos bien identificados

En el apartado de retos técnicos, Guillermo Arsuaga subrayó “la necesidad de adaptar la metodología de cálculo de capacidad de acceso a la realidad operativa de las baterías, sobre todo en proyectos stand alone”. "En nudos con alta concentración renovable —continuó—, hibridar es la única opción viable por la falta de capacidad libre para instalaciones independientes". Desde su punto de vista, "esta situación bloquea soluciones útiles para la estabilidad del sistema". Así, propuso "flexibilizar el acceso y permitir que las baterías, incluso sin acoplamiento a generación renovable, presten servicios como descongestión, control de tensión o soporte a la red". En paralelo, destacó "la importancia de avanzar hacia contratos de mantenimiento a largo plazo, minimizar riesgos como los incendios y aprovechar la primera subasta del mercado de capacidad como palanca clave".

Chema Zabala expuso los grandes retos regulatorios y administrativos a los que aún se enfrenta el almacenamiento en España. Como asesor de Aepibal —la asociación de referencia del sector— , identificó barreras en la tramitación, "desde el cambio de órgano sustantivo en hibridaciones hasta la falta de prioridad de despacho". "Además —prosiguió— , el almacenamiento es considerado generador para el acceso, por lo que muchos proyectos stand alone se concentran en la cornisa cantábrica, sin resolver problemas reales de congestión". Subrayó "la necesidad de definir permisos de demanda flexible, que faciliten cortar la carga de baterías en momentos de estrés sin comprometer la red". El experto consideró que "el almacenamiento es eficaz y rápido, desplegable en menos de un año, y su impacto supera al de soluciones más lentas o costosas", por todo ello reclamó un marco regulatorio evolucionado.

También Rita Cazón Hernández advirtió que "el permitting sigue siendo uno de los principales cuellos de botella para el desarrollo de proyectos de almacenamiento". “Algunos promotores iniciaron trámites de hibridación hace más de dos años y aún no han alcanzado la fase de construcción”, señaló. Esta incertidumbre impide que "los bancos calendaricen su intervención sin un marco normativo claro", precisó. Aun así, la entidad que representa confía en que "el mercado evolucionará hacia mayor profesionalización y capacidad de asumir riesgos", tal y como aseguró. De hecho, el banco "ya se prepara para atender la demanda del almacenamiento, diseñando estructuras de financiación a medida". Concluyó que "estamos trabajando para dar respuesta a lo que viene porque el almacenamiento será pieza central del nuevo mix energético. El reto será canalizarlo de forma segura y sostenible”.

"Algunos técnicos carecen del conocimiento para evaluar proyectos con la rapidez que el mercado exige", S. Arbeláez (Matrix Renewables)

Finalmente, Sergio Arbeláez abordó los obstáculos administrativos que frenan el despliegue del almacenamiento en España, desde el mencionado permitting hasta el acceso y conexión. Aunque su compañía cuenta con la primera planta colocated completamente tramitada en Huelva, "la construcción sigue bloqueada por la falta de claridad en la prioridad de despacho", aclaró. Consideró este caso "un ejemplo de las zonas grises que deben resolverse con urgencia". Criticó "el cuello de botella en los permisos y animó al sector a formar a las administraciones", ya que "muchos técnicos públicos carecen del conocimiento necesario para evaluar proyectos con la rapidez que el mercado exige”. Para rematar su intervención, confirmó que "el acceso y conexión se han vuelto más disputados con la llegada de nuevos consumidores intensivos, como data centers" y recomendó "orientar el desarrollo hacia zonas menos saturadas".