La actividad en el mercado de baterías en España es frenética y hay mucho apetito inversor. Aunque la regulación actual es considerada suficiente para proyectos de baterías, existen desafíos en la obtención de permisos locales y regionales debido a la falta de experiencia en proyectos de almacenamiento de energía. El esperado mercado de capacidad es la pieza que le falta al revenue stack para que las entidades financieras estén dispuestas a la financiación sin recurso de los proyectos de baterías.

El pasado día 15 de febrero se celebró la 41 edición de la serie de webinars mensuales organizados por AleaSoft Energy Forecasting. En esta ocasión, además del habitual repaso a los mercados de energía de Europa y a la evolución de los mercados de futuros, se contó con la participación Tomás García, Senior Director, Energy & Infrastructure Advisory en JLL, quien analizó el contexto y las tendencias del mercado de los sistemas de almacenamiento de energía con baterías en España. En el sitio web de AleaSoft Energy Forecasting se puede solicitar la grabación del webinar.

Los objetivos del PNIEC para baterías
La publicación del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) en 2021 establecía un objetivo de 2,5 GW de baterías para 2030. El borrador de actualización del plan presentado en 2023 revisaba este objetivo muy al alza hasta los 9,0 GW. Para Tomás García, el mercado será quien determine cuánto almacenamiento finalmente cabrá o se necesitará en el sistema eléctrico español, pero, en su opinión, la capacidad instalada en 2030 superará ese objetivo de 9,0 GW.

¿Pero existe la regulación para instalaciones de baterías a gran escala?
Un aspecto sobre el que reciben muchas consultas en JLL es sobre la regulación en el mercado español para la instalación de baterías. La respuesta de Tomás García fue muy clara en este aspecto: la regulación existente es suficiente para permitir y hacer viables los proyectos de baterías en España. La regulación no debe ser un problema.

Si bien, matiza, que sí que hay incertidumbre y falta de experiencia, sobre todo por parte de las administraciones, a la hora de tramitar los permisos para proyectos de almacenamiento. También se necesitan algunas aclaraciones y matizaciones y, quizás, algunas pequeñas modificaciones de los procedimientos de operación y algunos detalles técnicos. Pero todo ello debido a la falta de antecedentes de este tipo de proyectos.

Mercado de capacidad: clave para los proyectos de baterías
“El mercado de capacidad aún no está, pero se le espera”, afirmó Tomás García. La última propuesta del Gobierno español está siendo revisada por parte de las autoridades de la competencia en la Unión Europea. Las perspectivas son de poder publicar un nuevo borrador en verano de 2024 y poder realizar las primeras subastas de capacidad en 2025.

Este mercado es un mercado clave para la implantación de las baterías en España. “Mejorará el caso de negocio” ya que supondrá unos ingresos fijos y seguros a largo plazo, lo que mejorará las condiciones para conseguir la financiación sin recurso de los proyectos de baterías.

Tendencias del mercado de baterías en España: mucha actividad de desarrollo y mucho apetito inversor
Tomás García comentó que están viendo una “actividad frenética y muy intensa” en el desarrollo de proyectos de baterías en los últimos dos años. Gran parte de esta actividad viene de pequeños desarrolladores que intentan posicionarse en un mercado creciente. Hay ya muchos proyectos con punto de conexión a la red y con terrenos ya adquiridos o contratados, y algunos podrían llegar a al estado de ready to build este mismo año.

Los retos más importantes a los que se enfrentan ahora mismo los proyectos son la obtención de permisos a nivel local y regional, debido a la falta de experiencia en la tramitación de este tipo de proyectos. Falta de experiencia que viene tanto del lado de las administraciones como por parte de los propios desarrolladores.

En cuanto a las transacciones de proyectos, se están empezando a ver las primeras operaciones. Lo que se está viendo es mucho apetito por parte de inversores tanto locales como internacionales, provenientes, sobre todo, de otros mercados, como Reino Unido, con un mercado de baterías mucho más maduro. El apetito inversor es tan grande que muchos inversores están dispuestos a invertir en proyectos green field asumiendo el riesgo de desarrollo.

En cuanto a la financiación, los proveedores de deuda se muestran interesados en los proyectos de baterías, porque ven que es un mercado que está creciendo mucho, pero consideran que aún no se dan las condiciones necesarias para aplicar la financiación sin recurso en estos proyectos. En este aspecto, durante el webinar se destacó la importancia de contar con previsiones de precios de largo plazo confiables para un modelo financiero robusto. Para un tipo de activo como son las baterías, las simulaciones de precios horarios en el largo plazo permite estimar los ingresos del proyecto y a dimensionarlo adecuadamente para posibles estrategias de explotación.

¿Cómo rebajar las incertidumbres en el revenue stack de las baterías?
La incertidumbre en los ingresos que percibirán las instalaciones de baterías durante su vida útil es el principal freno a la hora de conseguir financiación sin recurso. Según Tomás García, las incertidumbres en el revenue stack para los proyectos de baterías tienen tres dimensiones.

La incertidumbre en el nivel de los ingresos, la composición del revenue stack y cómo la evolución durante la vida de los proyectos tiene un impacto directo en la tasa de retorno (TIR) del proyecto. En este aspecto, las simulaciones de precios horarios de largo plazo permiten estimar los ingresos por el arbitraje de precios en los mercados mayoristas y por la participación en los servicios de ajuste en el largo plazo. Pero hasta que no esté completamente definido el mercado de capacidad (plazo, factores de de-rating…) no se podrá completar la estimación de todas las piezas del revenue stack.

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.