Durante septiembre, España registró al menos 334,8 MW de almacenamiento energético en diez expedientes publicados en el Boletín Oficial del Estado (BOE), en paralelo a la aprobación de la Orden TED/966/2026, que creó el mercado de capacidad y abrió la posibilidad de acceder a contratos de remuneración de hasta 15 años para nuevas inversiones.
En una entrevista con Energía Estratégica, el abogado especialista partner de Ambar, Carlos Simón Cabo identificó cuatro factores que las entidades financieras deberán evaluar antes de incorporar los contratos de capacidad a las estructuras de financiación de los sistemas de almacenamiento energético con baterías (BESS): la ausencia de indexación de los precios adjudicados, las penalizaciones por incumplimiento, las garantías económicas y la falta de regulación expresa sobre la pignoración de los derechos de cobro.
La distinción resulta relevante porque el mecanismo establece una retribución mensual fija por la prestación del servicio de capacidad, pero esa previsibilidad no elimina los riesgos asociados a la disponibilidad técnica de las instalaciones ni las obligaciones contractuales que deberán asumir sus operadores.
“La retribución mensual fija es un flujo atractivo que otorga ingresos estables y recurrentes”, señaló el entrevistado, aunque advirtió que los financiadores deberán examinar las condiciones concretas de esos ingresos y su exposición a posibles incumplimientos.
El primer elemento fue la ausencia de indexación del precio de adjudicación. Según explicó, el importe no se actualizó automáticamente, una característica especialmente relevante para compromisos de larga duración, en los que los costes operativos y de mantenimiento pueden evolucionar durante la vida contractual.
El segundo riesgo está vinculado con las penalizaciones por incumplimiento de la potencia firme comprometida. Su cálculo dependerá de la potencia firme incumplida y del precio medio de adjudicación, por lo que la disponibilidad real del almacenamiento y la degradación de las baterías adquirirán un peso directo en la evaluación financiera. Esta condición introduce una exigencia adicional para los promotores: no bastará con asegurar la capacidad técnica inicial del sistema, sino que deberán considerar su comportamiento durante todo el período de prestación del servicio.
El tercer aspecto es sobre las garantías económicas exigidas por el mecanismo, cuyo desarrollo reglamentario todavía estaba pendiente. Estas obligaciones deberán contemplarse tanto durante el período previo a la puesta en servicio, cuando corresponda, como durante la prestación efectiva del servicio de capacidad.
Finalmente, Simón Cabo señaló la incertidumbre sobre la pignoración de los derechos de cobro, una herramienta mediante la cual los financiadores pueden recibir esos derechos como garantía de las obligaciones de devolución del préstamo.
La Orden no prohíbe expresamente esa posibilidad, pero tampoco establece una regulación específica para su aplicación. Esta ausencia de desarrollo normativo añadió una cuestión jurídica que las entidades deberán analizar antes de considerar esos ingresos dentro de sus estructuras de financiación.
El especialista también precisó que los contratos de capacidad podrán coexistir con acuerdos bilaterales de compraventa de energía (PPA) o contratos de operación y remuneración de baterías (tolling), siempre que las obligaciones asumidas no resulten incompatibles con los compromisos de disponibilidad exigidos por el mecanismo.
De esta manera, la nueva remuneración podría complementar otras fuentes de ingresos del almacenamiento, aunque su contribución efectiva al cierre financiero dependerá de las condiciones regulatorias definitivas y de la distribución de riesgos entre promotores, operadores y financiadores.
Una diferencia de hasta 14 años que podría alterar el calendario de los BESS
Más allá de las condiciones bancarias, el especialista identificó otra variable capaz de modificar la rentabilidad y la financiación de los proyectos: la fecha en la que obtengan su autorización de explotación respecto de la convocatoria de la subasta.
La normativa distingue entre las instalaciones existentes y las nuevas inversiones a partir de ese hito administrativo. Los proyectos que ya dispongan de autorización de explotación antes de la convocatoria serán considerados instalaciones existentes y, en las subastas principales, podrán obtener contratos de prestación del servicio de 12 meses.
En cambio, las instalaciones que todavía no cuenten con esa autorización podrán clasificarse como nuevas inversiones, siempre que cumplan los restantes requisitos, y optar a períodos contractuales definidos por tecnología, con un máximo de 15 años.
La diferencia entre ambos extremos alcanzó los 14 años y generó una consecuencia particularmente relevante para los BESS que se encontraban en construcción o próximos a alcanzar la fase Ready to Build (RTB).
"La pregunta de fondo es siempre la misma: si llegan a tiempo y en qué categoría", explicó el entrevistado sobre las consultas recibidas de promotores que buscaban definir su posición frente a las futuras subastas.
Según detalló, las nuevas inversiones también podrán disponer de hasta cinco años entre la adjudicación y su puesta en servicio, mientras que las instalaciones existentes deberán concurrir nuevamente a las convocatorias correspondientes para mantener esa fuente de remuneración.
Esta diferencia condiciona la estabilidad de los flujos de caja y la capacidad de los proyectos para respaldar el servicio de la deuda. Los compromisos de mayor duración permitirían ofrecer más certidumbre a las entidades financieras, mientras que la necesidad de competir anualmente incorporaría un riesgo adicional sobre la continuidad de los ingresos.
Sin embargo, acceder a la categoría de nueva inversión no garantizará automáticamente un contrato de 15 años, cuya duración efectiva dependerá de las condiciones aplicables a cada tecnología.
Tampoco implicará que retrasar la puesta en operación resulte económicamente conveniente. La decisión deberá considerar el calendario administrativo, las obligaciones asociadas a los permisos, los ingresos que podrían obtenerse durante ese período y las condiciones de las convocatorias.
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Por este motivo, Simón Cabo recomendó revisar la fase de desarrollo de cada instalación, las previsiones de autorización de explotación y la vigencia de los permisos de acceso y conexión.
El análisis adquirió especial relevancia ante la expectativa de que las primeras subastas se celebraran durante 2027, aunque la Orden no fijó una fecha concreta para su convocatoria.
La hibridación sumó otra variable económica frente a los BESS independientes
El nuevo marco también introdujo diferencias en el tratamiento de los sistemas de almacenamiento independientes y aquellos integrados con instalaciones renovables existentes.
Esta cuestión cobró importancia dentro de la cartera española. El relevamiento de Energía Estratégica sobre las publicaciones del Boletín Oficial del Estado (BOE) de septiembre mostró que una parte de los promotores priorizó la incorporación de baterías sobre activos que ya contaban con generación, permisos o infraestructura eléctrica desarrollada.
Entre los expedientes identificados se encontraron BESS FV La Puebla 3, con 150,8 MW de almacenamiento en Huelva; Pegaso, con 31 MW en Valladolid; y BESS Hibridación Virgen de Areños III, con 35 MW en Palencia.
El crecimiento de estas configuraciones volvió especialmente relevante una disposición del mercado de capacidad: el denominado umbral de nueva inversión de hibridación.
En este sentido, Carlos Simón Cabo explicó que este parámetro establecerá una relación mínima entre el valor de la nueva inversión y el de la instalación existente, a partir de la cual el precio inferior de reserva dejará de aplicarse al conjunto de la instalación híbrida.
De superar ese umbral, el proyecto podrá acceder a condiciones diferentes de las que se aplicarían cuando la nueva inversión no alcance el límite establecido.
En términos competitivos, el entrevistado señaló que una hibridación podría encontrarse en desventaja frente a un BESS independiente nuevo si no superara dicho umbral, debido a la aplicación del precio inferior de reserva al conjunto de la instalación.
Por el contrario, superar ese límite permitiría eliminar dicha restricción y abrir la posibilidad de obtener una remuneración superior, siempre sujeta al resultado de la subasta.
Otra particularidad del régimen fue que los operadores de instalaciones hibridas podrán decidir cómo distribuir los bloques de capacidad adjudicados entre los distintos módulos que integren el proyecto.
No obstante, aclaró que la competitividad final de cada configuración dependerá también de los coeficientes de firmeza asignados a las tecnologías y de las condiciones específicas de cada convocatoria.
Los parámetros pendientes que definirán las inversiones
A pesar de los avances regulatorios, la determinación de los coeficientes de firmeza continuó siendo una de las principales incógnitas económicas del mecanismo.
Estos valores establecerán qué proporción de la potencia instalada podrá reconocerse como potencia firme y, por tanto, cuántos megavatios podrán ofertarse en las subastas.
“Sin él no se puede modelizar el ingreso”, advirtió el entrevistado, en diálogo con este medio, al referirse al coeficiente de firmeza, cuya definición se realizará por tecnología en cada convocatoria, previa propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).
La falta de concreción también introdujo riesgos asociados al dimensionamiento de los proyectos y a las eventuales penalizaciones por incumplimiento.
A ello se sumaron otras definiciones pendientes, como el procedimiento de operación, las necesidades de potencia firme que se contratarán y el régimen definitivo de garantías económicas.
Para el entrevistado, los proyectos de almacenamiento nuevos, con permisos de acceso y conexión asegurados, sin incompatibilidades retributivas y con contratos alineados con las obligaciones del mercado de capacidad, partieron de una posición más favorable para aprovechar el mecanismo.
De este modo, la financiación de los BESS quedó vinculada no solo a la posibilidad de obtener una nueva fuente de remuneración, sino también a su reconocimiento como ingreso financiable, a la clasificación administrativa de cada instalación y a las condiciones técnicas que determinarán la potencia firme efectivamente remunerada.
Por Matías Medinilla
Por Emilia Lardizabal
