En marzo de 2025, Grecia registró 200 GWh de reducción de energía renovable, casi el 25% del total anual de 2024. Esta situación no es poca cosa: el país podría cerrar el año con un volumen de reducción superior a 1,7 TWh, lo que representa casi el 7% de toda su electricidad generada a partir de fuentes renovables.
“El problema de los recortes es muy crucial y serio en todo el sudeste de Europa y, por supuesto, en Grecia”, dijo el Sr. Christos P. Gkikas , profesional sénior de consultoría energética, en una entrevista exclusiva con Strategic Energy Europe.
Este fenómeno, que afecta la inyección de energía a la red, está afectando gravemente la rentabilidad de los proyectos de energías renovables. Según la consultora, incluso recortes del 1% o 2% pueden tener un impacto económico considerable. « Es evidente que un proyecto con una reducción del 2% al 5% en su facturación puede experimentar una caída significativa de su Tasa Interna de Retorno (TIR)» .
“Aunque esto representa una reducción del 2% o 3% de la energía producida e inyectada, desde una perspectiva financiera, podría decirse que representa una reducción seria de los ingresos”, enfatiza el Sr. Gkikas.
El almacenamiento de energía es la única forma de contener el impacto
Para mitigar estos recortes, el almacenamiento de energía se posiciona como la solución más eficaz. « Necesitamos una tasa de penetración de BESS igual o superior a la de las fuentes de energía renovables. Sin una tasa de penetración proporcional de BESS, tendremos un grave problema de recortes en el futuro próximo . Y necesitamos BESS no solo delante del contador (FtM), sino también detrás del contador», enfatiza el Sr. Gkikas.
El especialista señala que las medidas a corto plazo para mitigar la restricción incluyen optimizar las operaciones de la red y mejorar la respuesta a la demanda. Las medidas a largo plazo implican aumentar la capacidad de almacenamiento de energía y modernizar la infraestructura de la red para gestionar mejor la integración de las energías renovables.
En este sentido, el gobierno griego ha puesto en marcha una serie de medidas para revertir esta situación. Estas incluyen tres subastas del sistema BESS con ayuda estatal que ya han adjudicado 900 MW, además de una convocatoria clave para 4,7 GW de proyectos comerciales sin subsidios que buscan conexión prioritaria a la red.
Añadió: “Cada vez más inversores comprenden la importancia de BESS y están invirtiendo más en esta tecnología”.
Merchant BESS: Una inversión estratégica del Estado
Con la nueva convocatoria de 4,7 GW de energía eléctrica comercial BESS con prioridad de acceso a la red, el gobierno griego busca impulsar el sector sin recurrir a subsidios. «Este es un paso significativo para acelerar la implementación de proyectos. Proporciona un marco regulatorio claro que ayudará a atraer inversores y agilizar el desarrollo de las instalaciones», enfatiza.
El representante de Senior Energy Consulting Professional asegura que habrá un alto nivel de competencia, dado que la capacidad total de Certificados de Almacenamiento de Energía para FtM (Front-of-the-Meter o standalone) BESS ha superado los 50 GW (50,5 GW según los datos publicados oficialmente por la Autoridad Reguladora de Residuos, Energía y Agua en Grecia).
Además, se han presentado solicitudes para la emisión de una Oferta de Conexión a la Red (GCO) por aproximadamente 23 GW de la mencionada capacidad al operador competente . Sin embargo, los requisitos son exigentes: una garantía financiera de 200.000 €/MW para proyectos IPTO y de 50.000 €/MW para proyectos HEDNO, y la aprobación o preaprobación del préstamo si los inversores interesados no cuentan con el capital social necesario para la ejecución de los proyectos .
Se espera que solo participen actores con solidez técnica y financiera. « Prevemos fusiones y adquisiciones en los próximos meses, incluso con actores internacionales del sector energético », mencionó.
“Esta medida, junto con la construcción de una fábrica en el norte de Grecia que producirá en masa baterías orgánicas de flujo sólido (SFF), que ofrecen varias ventajas sobre las baterías de iones de litio, son pasos significativos y decisivos para que Grecia aborde la reducción del consumo de energía debido a la generación intermitente de energía renovable (FER), impulse la penetración y atraiga aún más inversiones verdes”, añade.
Un nuevo modelo de negocio en construcción
La rentabilidad de los proyectos sin ayudas estatales sigue siendo un reto. «Los BESS comerciales pueden ser rentables, pero su TIR depende de muchos factores, como la participación en los mercados eléctricos (DAM, IDM, Mercado de Balance – FCR, mFRR, aFRR, Mercado de Capacidad), el CAPEX, el marco regulatorio comercial y el esquema de financiación», explica el experto.
Se señala que si bien la asistencia financiera puede mejorar la rentabilidad, los proyectos comerciales bien estructurados con una participación adecuada en el mercado pueden seguir siendo viables en el largo plazo, con una TIR cercana al 10%, especialmente con la creciente demanda de estabilidad de la red e integración de energía renovable (la TIR correspondiente para RES con BtM BESS integrado es incluso mayor).
Uno de los problemas actuales es la falta de definición del marco de ingresos en el mercado de balance, lo que dificulta la bancabilidad de los proyectos. Se están analizando esquemas como los contratos de peaje, los PPA personalizados y el reparto de beneficios con agregadores, inspirados en mercados más maduros como el Reino Unido o California.
Subastas BESS: Participación creciente, competencia intensa
El desarrollo del almacenamiento se ha visto estimulado por tres subastas consecutivas de proyectos con ayuda estatal por un total de 900 MW:
- Los dos primeros eran para baterías de 2 horas.
- La tercera subasta, más reciente, se centró en baterías de 4 horas y adjudicó 188,9 MW en nueve proyectos, con un nivel de sobresuscripción de 3 veces la oferta, inferior al de ediciones anteriores, pero aún competitivo.
“En particular, la sobresuscripción fue ligeramente superior a 3,0 veces, mientras que la sobresuscripción correspondiente para la primera y segunda subasta FtM BESS fue superior a 8,0 y 5,6 veces, respectivamente”, analiza.
El precio medio ponderado de las ofertas ganadoras en la tercera subasta BESS FtM (4 horas) fue de 52.589 €/MW/año, en comparación con los 49.748 €/MW/año y los 47.680 €/MW/año de la primera y la segunda subasta, en las que se seleccionaron 12 y 11 proyectos, respectivamente.
“En esta tercera subasta, fue una sorpresa ver que algunas pequeñas empresas lograron obtener una oferta, mientras que otros grandes actores no lo lograron”, comenta el Sr. Gkikas.
Proyecciones y advertencias para 2025 y más allá
Las previsiones para este año no son alentadoras. «No esperamos que ningún proyecto BESS esté operativo este año. Quizás para finales de 2025, pero lo más probable es que los primeros entren en funcionamiento en 2026», reconoce Gkikas.
En este contexto, las reducciones seguirán aumentando. «Podrían duplicarse o triplicarse en comparación con 2024», advierte. Se necesitarán unos 8 GW de almacenamiento para mantener las pérdidas por reducción por debajo del 2 %.
Se prevé una fuerte presión sobre los modelos financieros y de negocio de muchos proyectos renovables, dado que los primeros proyectos de baterías comenzarán a operar el próximo año. Mientras tanto, cada vez más actores del mercado insisten en establecer un mecanismo de compensación específico para cada productor que tenga como objetivo implementar los recortes de producción de forma justa y transparente, señala.
“Soy optimista y creo que es posible lograrlo, siempre que se mantengan las inversiones y las políticas de apoyo”, concluye el Sr. Gkikas. “Las reducciones deben integrarse en los modelos financieros desde el principio. No se trata solo de una pérdida de beneficios, sino de una reducción de la facturación, y eso es crucial”.
