“El manual está roto”: la escasez de acuerdos PPA de Solar hace que el BESS ubicado conjuntamente sea una necesidad

Imagen: ESS News

El mercado europeo de energías renovables se tambalea bajo el peso de su propio éxito. La era del desarrollo de proyectos solares autónomos respaldados por PPAs podría estar llegando a su fin, ya que la generación solar al mediodía experimenta canibalización de precios y horas con precios negativos en múltiples regiones.

Si bien sigue siendo un problema relativamente agradable frente a la insuficiente generación para la descarbonización y el progreso general en materia de energía limpia, sigue siendo un dilema. Y quienes tienen fondos (los bancos) claramente están apretando más los bolsillos, lo que dificulta la financiación de los activos solares estándar. De ahí las oportunidades en torno a la coubicación con baterías de gran tamaño.

Este fue el tema de una discusión detallada en la conferencia ‘Get Enspired! 2025’, celebrada la semana pasada en Berlín y centrada en las baterías.

Visión general del mercado

Dominique Hischier, de la firma de análisis Pexapark, abrió el debate sobre la colocación, detallando las realidades que enfrentan los desarrolladores e inversores de energía renovable reunidos en la conferencia: caída de los ingresos, aumento de las horas negativas y largas colas de conexión a la red.

La otra cuestión seria, discutida a lo largo de la conferencia, es la obtención de una conexión a la red por parte de los Operadores del Sistema de Transmisión (TSO).

Hischier lo explicó con claridad. «Empecemos por el porqué. ¿Por qué deberíamos siquiera molestarnos en hablar de coubicación? ¿Por qué no optamos por la opción independiente, mucho más sencilla?», empezó. «Bueno, si analizamos el valor de un perfil solar alemán genérico hoy en día, las cifras son bastante preocupantes».

“Nuestra estrategia habitual para comercializar energía solar autónoma ya no funciona”, explicó Hischier. “Hemos visto cómo el valor de ese perfil solar alemán se ha reducido de aproximadamente un 90 % a aproximadamente un 50 % en tan solo dos años, en comparación con una carga base”, afirmó. “En términos interanuales, hemos visto una caída del 87 % en el volumen de acuerdos firmados [para PPAs solares alemanes]”.

Esta falla del mercado exige un cambio en el diseño del proyecto, lo que resulta en la necesidad de baterías. Esto lleva a una conclusión, según Hischier: «Explorar el almacenamiento y la coubicación se está convirtiendo en una necesidad».

El analista añadió que en el Reino Unido esto ya está sucediendo de forma mayoritaria.

En el Reino Unido, actualmente, el 70 % de los nuevos proyectos solares ya cuentan con un activo BESS, ya coubicado. El modelo estándar de comercialización suele consistir en un activo solar bajo un contrato de diferenciación (CFD) gubernamental o un contrato de compraventa de energía (PPA), y luego el BESS se comercializa de forma independiente mediante un acuerdo de optimización. Este podría ser totalmente comercial, podría ser un acuerdo de peaje, etc., pero en realidad relativamente independiente.

La propuesta híbrida

Se debatió entonces el proyecto híbrido, que combina la generación solar con un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS). La idea, sencilla, es almacenar la energía solar generada al mediodía, que puede reducirse o venderse a precios spot negativos, para luego venderse durante los picos vespertinos de alta demanda. 

Esto no se presentó como un concepto innovador. Sin embargo, la clave reside en cómo combinar los ingresos fijos de un PPA con los ingresos comerciales de una batería sin sacrificar demasiado su potencial y demostrando a los inversores que el modelo funcionará.

Wolfgang Eichberger, director de tecnología y cofundador de Enspired, presentó un análisis detallado de una serie de diapositivas y escenarios de pronóstico, demostrando que el coste económico, o «penalización por coubicación», asociado con la energía solar con almacenamiento en comparación con el almacenamiento solo es menor de lo que muchos suponen. El problema puede ser que el punto de conexión a la red sea un cuello de botella.

Eichberge mostró un modelo de un activo ubicado en el mismo lugar que comparte un punto de conexión a la red de 10 MW con una planta solar, contra una batería independiente totalmente comercial, revelando una reducción de ingresos de solo “3,2% a 4,4%” para el activo ubicado en el mismo lugar.

Eichberger, durante las preguntas de la audiencia, dio a entender que el análisis que había realizado había llevado alrededor de tres semanas.

Este análisis, si bien se basa en modelos, sugiere que los desarrolladores pueden obtener la certeza de ingresos necesaria para el financiamiento y al mismo tiempo conservar la mayor parte de los beneficios comerciales de la batería.

El arte del acuerdo PPA

Esta realidad financiera está dando lugar a una nueva generación de contratos. Si bien algunos mercados logran el éxito con contratos separados para los componentes solar y BESS, se está innovando en los PPA híbridos integrados.

Edoardo Simioni, director de Comercio y Flexibilidad de Reel, describió uno de esos modelos que proporciona un flujo de ingresos fijo para el propietario del activo y al mismo tiempo preserva la capacidad de la batería de participar en otros mercados.

«¿Qué pasaría si te dijera que puedes tener este contrato a largo plazo con ingresos fijos, pero conservar las ventajas en servicios auxiliares?»

Otras estructuras también están cobrando impulso. Lisa McDermott, directora general de Financiación de Proyectos de Transición Energética del Banco ABN AMRO en los Países Bajos, destacó el auge de los peajes financieros y los swaps de ingresos. 

Un modelo “muy rentable” que describió es un “swap de ingresos sobre ingresos totales”, donde una institución financiera ofrece un precio mínimo garantizado para toda la producción del proyecto a cambio de una parte de los beneficios. 

Esto permite a los prestamistas de financiación de proyectos garantizar un piso de ingresos predecible y al mismo tiempo brindar al propietario del activo exposición a la volatilidad del mercado.

Sin embargo, conseguir financiación para estos proyectos híbridos sigue siendo un reto que invita a la confianza de los bancos. Dado que las entidades crediticias están acostumbradas a la producción de un parque eólico o solar, la suscripción de un activo más dinámico conlleva complejidad; aunque bancos e inversores pueden disfrutar de ello, dada la profunda complejidad de los mercados.

“Financiar una batería es, en realidad, financiar una estrategia comercial”, explicó Lisa McDermott, un concepto para el que la financiación de proyectos nunca se utiliza. 

“Y esta es la razón”, dijo McDermott, “por la que presentaremos ciertas medidas de mitigación de la estructuración financiera para intentar incluir esto en el paquete de financiación de proyectos. Los ingresos por baterías, como todos sabemos, se acumulan con muchos tipos de ingresos diferentes. Es una estructura compleja de ingresos”.

Para cerrar esta brecha, las entidades financieras se están adaptando, a la vez que crece la jerga financiera. Utilizan soluciones como los «mini préstamos permanentes», donde, por ejemplo, se ofrece un préstamo a siete años para un activo a 20 años, lo que reduce el riesgo a largo plazo del banco. Al final de ese plazo más corto, una gran parte de la deuda original, el «globo», aún está vencida, lo que obliga al propietario del proyecto a refinanciar. Los prestamistas también incorporan mecanismos de «barrido de efectivo», que utilizan los excedentes de ganancias para liquidar el préstamo más rápidamente, actuando como red de seguridad.