España ha adjudicado más de 10 GWh de capacidad de almacenamiento energético a través del programa FEDER, con un coste específico notablemente inferior al registrado en el Mercado de Suministro a Término de Capacidad de Almacenamiento Eléctrico (MACSE), el esquema homólogo de Italia. El valor medio español para sistemas stand alone se situó en 64933 €/MWh/año, frente a una estimación de 111000 €/MWh/año en el caso italiano.
“El valor equivalente a un apoyo a capex al inicio de los proyectos italianos, partiendo de los 13.000 €/MWh/año durante quince años con una tasa de descuento del 8%, resultaría en aproximadamente 111000 €/MWh/año”, manifiesta Raúl García Posada, director de la Asociación Española de Almacenamiento de Energía (ASEALEN), en diálogo con Energía Estratégica.
La duración media de los proyectos en MACSE fue superior, rondando las 7 horas, frente a las 4 horas en la convocatoria española. Aun así, el ejecutivo destaca que “parece que ha resultado más eficiente para la administración pública” el diseño español, debido a la menor intensidad de gasto público por unidad de capacidad.
La comparativa deja bien posicionada a la estrategia española en términos de eficiencia de gasto público, y no solo en los sistemas stand alone. En el caso de los proyectos hibridados, el coste específico asciende a 90142 €/MWh, aunque «con intensidades de ayuda del 75% al 85% del CAPEX en muchos casos, lo que refuerza su competitividad financiera», asegura García.
Cabe recordar que Italia ha emergido como uno de los mercados de almacenamiento más relevantes de Europa y un referente técnico por los avances recientes en su esquema MACSE y en la implementación de proyectos BESS.
Distribución tecnológica, criterios de puntuación y riesgos de ejecución hacia 2029
De los 133 proyectos adjudicados, el grueso corresponde a sistemas BESS, con 1925 MW y 6942 MWh, lo que representa una relación de 3,60 horas equivalentes. Estos aportan flexibilidad de ámbito diario y se agrupan principalmente en proyectos de 2 a 4 horas.
También fueron seleccionados proyectos de bombeo, con 182,5 MW y 1327 MWh, incluyendo uno de flexibilidad estacional con 30 horas de duración (32,5 MW / 991 MWh), y otros de ámbito horario. A esto se suman 240 MW y 1165 MWh destinados al almacenamiento térmico en centrales termosolares, con una media de 4,85 horas.
En el ámbito industrial, el almacenamiento térmico en usos térmicos recibió una adjudicación de 84,74 MW y 651 MWh, con una duración media de 7,69 horas, orientado a aportar flexibilidad semanal. De forma destacada, se aprobaron proyectos singulares de muy larga duración con baterías, como uno de 15 horas (7 MW) y otro de 16 horas (5 MW).
“Esto supone flexibilidad semanal con baterías, algo que será singular a nivel mundial”, subraya Raúl García Posada.
También se seleccionaron sistemas térmicos de muy baja potencia, pero con duraciones inéditas: uno de 77 horas (0,39 MW), otro de 43 horas (0,23 MW) y un tercero de 37 horas (2 MW), que podrían ampliar su potencia de carga eléctrica a través de líneas como la IF25 Heat Action abierta por la Comisión Europea.
Otro aspecto destacado del diseño del programa FEDER es el criterio de “puntuación de cadena de valor”, que premia a los proyectos cuyos componentes son diseñados, fabricados, integrados e instalados dentro de la Unión Europea. Según explica el director de ASEALEN, “se obliga a una puntuación mínima de 3 puntos sobre 6”, lo cual en la práctica limita el número de proveedores y exige una evaluación más compleja entre coste e integración local.
“Este criterio ha sido decisivo: la diferencia entre ganadores y perdedores en una misma comunidad autónoma ha estado en menos de 3 puntos”, explica García, y agrega que esto fue “prácticamente el único parámetro de elección”, dado que la madurez del proyecto y la tipología de empresa eran variables fijas.
La resolución definitiva también implicó una reducción de proyectos respecto de la versión provisional, pasando de 143 a 133 iniciativas seleccionadas. Esto implicó una redistribución territorial, con recortes en Andalucía y Baleares, incremento de adjudicaciones en Castilla y León, y ajustes en Cataluña, donde “se reducen los proyectos pero se incrementa la potencia, aunque se reduce un poco la capacidad de almacenamiento”, señala García.
Respecto a los plazos, el cronograma oficial fija el límite de ejecución en enero de 2029, tres años desde la resolución definitiva que deberá publicarse antes de fin de año. Sin embargo, sólo 26 proyectos contaban con licencia de obras al momento de la adjudicación, lo que transforma a la tramitación administrativa en el principal riesgo para el cumplimiento.
Además, García advierte que los proyectos con puntuaciones altas de cadena de valor, con 5 o 6 puntos, podrían verse afectados por la baja capacidad de fabricación de celdas estacionarias en Europa, si varios se ejecutan en paralelo. A esto se suma el riesgo financiero en los casos con baja intensidad de ayuda, aunque aclara que “muchos tienen ayudas por encima del 60% y no deberían tener dificultades para conseguir la financiación restante necesaria”.
Por otro lado, las tecnologías de bombeo y almacenamiento térmico requieren plazos de diseño y obra más extensos, ya sea por necesidades de obra civil o por la integración en procesos industriales, lo que añade un grado de complejidad adicional al calendario.
Aun así, el director de ASEALEN confía en que el ecosistema podrá responder a tiempo: “Creemos que todos los proyectos que están propuestos tienen tiempo suficiente para cumplir las condiciones de las ayudas a tiempo”.
