La fotovoltaica española entra en una fase decisiva: el desafío ya no pasa sólo por construir más plantas solares, sino por evitar que los activos existentes pierdan rentabilidad frente a precios negativos, restricciones de generación y presión financiera.
Ese cambio de etapa empieza a mover a bancos, fondos e inversores, que observan 2027 como un posible punto de inflexión para proyectos que podrían necesitar nuevas fuentes de ingresos para sostener sus estructuras de deuda. En ese contexto, las baterías co-ubicadas aparecen como una respuesta técnica, financiera y regulatoria.
“Muchas plantas fotovoltaicas tendrán que reestructurar su deuda en 2027. No van a poder hacerlo a menos que tengan alguna fuente adicional de ingresos, que la única forma es alguna forma de almacenamiento añadido”, advirtió Seamus Brodie, fundador y CEO de Lunas Energy, en diálogo con Energía Estratégica.
La compañía busca posicionarse en ese nuevo escenario con un modelo concreto: incorporar baterías en plantas fotovoltaicas existentes sin exigir inversión de capital a los propietarios solares. Lunas Energy financia, opera y gestiona el sistema de almacenamiento, mientras captura energía que hoy se pierde o se vende a precios deprimidos.
En esa línea, la firma apunta a sumar baterías en 2000 MW de plantas fotovoltaicas operativas en España. Según Brodie, Lunas Energy ya cuenta con acuerdos sobre activos solares que permitirían instalar aproximadamente 750 MW de BESS co-ubicados, con baterías de cuatro horas capaces de alcanzar alrededor de 3000 MWh de almacenamiento por ciclo.
El plan apunta a plantas operativas y proyectos en desarrollo. El modelo resulta más atractivo en activos de mayor escala, especialmente desde 10 MW en adelante, y puede mejorar la bancabilidad de proyectos nuevos si el almacenamiento se incorpora antes de la operación comercial.
Brodie sostiene que España ofrece una ventaja adicional: sumar almacenamiento a plantas ya permitidas puede tramitarse como un adendo al permiso existente, lo que reduce plazos frente a un desarrollo desde cero.
“Todo lo que estamos haciendo es un adendo a un permiso existente, así que no tenemos que pasar por todo el proceso”, explicó.
Las primeras plantas podrían entrar en operación entre finales de 2026 y principios de 2027. Ese calendario coincide con la ventana en la que bancos e inversores empezarían a mirar con mayor atención la capacidad de los activos solares para sostener sus flujos de caja.
“Lunas Energy permite que las plantas de PV operen para agregar reserva de batería a su planta existente sin necesidad de hacer ningún capital. Tomamos la potencia y el precio negativo que muchas plantas de PV tienen en España, lo usamos para cargar baterías, y luego lo descargamos en un momento más conveniente en el que la red lo necesita”, explicó Brodie.
“Creo que la planta de PV en sí no es un buen modelo de negocio en este momento, pero las baterías lo son”, agregó el fundador de Lunas Energy.
Bancos atentos y baterías sin tocar la deuda solar
El punto financiero es central. Según Brodie, muchos propietarios quieren incorporar almacenamiento, pero se enfrentan a la estructura de deuda existente de sus plantas fotovoltaicas. Añadir baterías dentro del mismo vehículo puede requerir garantías, permisos, nuevas condiciones de financiación y renegociaciones con acreedores.
Frente a ese cuello de botella, Lunas Energy propone una arquitectura separada: la batería se estructura como una compañía independiente, sin quedar atada a la deuda original del activo solar. Eso permitiría sumar una nueva fuente de ingresos sin reabrir completamente el financiamiento de la planta.
El ejecutivo asegura que esa fórmula ya despierta interés en entidades financieras. Incluso bancos con exposición a plantas solares estarían buscando alternativas para que sus clientes incorporen almacenamiento sin tensionar sus estructuras actuales.
El incentivo económico es directo: la compañía estima que la incorporación de almacenamiento sin CAPEX podría sumar entre 15% y 20% de ingresos adicionales para una planta fotovoltaica, según explicó el ejecutivo.
El mercado de capacidad suma una nueva señal
La discusión llega en un momento clave para España. La Comisión Europea aprobó el mecanismo de capacidad español por 9.000 millones de euros, con un presupuesto estimado de 900 millones de euros anuales durante diez años, destinado a garantizar seguridad de suministro y remunerar capacidad disponible en situaciones de escasez.
El mecanismo estará abierto a proyectos situados en España y contempla la participación de generación, almacenamiento y respuesta de la demanda, lo que introduce una señal adicional para tecnologías capaces de aportar firmeza y flexibilidad al sistema.
Sin embargo, todavía hay definiciones clave pendientes para los inversores. Según publicó Energía Estratégica, el mercado apunta a 2027 para las primeras subastas de capacidad, mientras el sector espera conocer el volumen a contratar, criterios de firmeza, límites de precio y el peso que tendrán nuevas instalaciones frente a activos existentes.
Ese contexto regulatorio puede reforzar el caso de negocio de las baterías. Pero Brodie aclara que su modelo no depende exclusivamente del mercado de capacidad: el arbitraje entre horas de carga y descarga ya permite construir una tesis financiera.
“Estamos cargando a un precio y descargando a otro precio ¿Podemos pagar el costo de CAPEX para hacer eso? Y sí, podemos. La optimización va a ser, al final, un bonus y los mercados de capacidad y todo lo demás, el equilibrio y todas esas cosas serán un bonus encima de eso”, aseguró Brodie.
El desafío de la fotovoltaica española, entonces, no será únicamente instalar nuevos megavatios, sino preservar el valor económico de los activos solares, convertir excedentes en ingresos y preparar plantas capaces de competir en un sistema donde la flexibilidad tendrá precio propio.
En esa transición, 2027 aparece como una fecha cargada de señales: posibles tensiones de deuda, primeras subastas de capacidad y una carrera por incorporar baterías.