La resolución definitiva del programa FEDER introduce ajustes significativos respecto a la propuesta anterior: se reduce el número de proyectos adjudicados de 133 a 126, el volumen total de ayudas se ajusta a 818 millones de euros, la capacidad adjudicada final se sitúa en 9,4 GWh, y se modifica el reparto territorial entre adjudicatarios y comunidades autónomas.
Entre las bajas más relevantes figura la renuncia de Aquila Capital Energy a seis proyectos que sumaban en total 170 MWh: cuatro de ellos en Cataluña (Bellissens 2, 3, 4 y 5, de 17,91 MWh cada uno), y dos en Castilla-La Mancha (BESS Manztierra 1, de 31 MWh, y El Cuco BESS, de 66,8 MWh).
También se eliminaron del listado final varios proyectos de almacenamiento hibridado, como Cillamayor (190 MWh) de la empresa Solaer en Castilla y León, Valdezorita (8,8 MWh) de AboWind en Castilla-La Mancha, Llanos de Aldea I (16 MWh) en Canarias, así como La Rubia (15,12 MWh) de la empresa R.Power Renewables y Guadarrama (80 MWh) de Moeve (compañía de Cepsa) en la Comunidad de Madrid. Asimismo, se descartó el proyecto La Farga, un sistema stand-alone de 296 MWh en Cataluña.
Por otro lado, se retiraron tres proyectos de almacenamiento térmico tipo power-to-heat de Iberdrola, enfocados en autoconsumo industrial: uno de 60 MWh en Andalucía (sector de bebidas), otro de 30 MWh en la Comunidad Valenciana (sector cerámico) y un tercero de 100 MWh en Galicia (sector conservero).
En contrapartida, se reconfigura el mapa regional ya que se incorporaron nuevos proyectos stand-alone en Cataluña como Coll de Moro de EDP, Torre Madrina de la compañía portuguesa Finerge y Mateu de RWE Renewables, cada uno de 28 MWh, junto con Penedés y Castellet, ambos de 19,9 MWh de la empresa con nombre fantasía Renew Green Energy pertenecientes al grupo Oside Investments.
También se sumaron dos proyectos hibridados: Trevago I de Our New Energy, de 120 MWh, en Castilla y León, y Cáceres 2023, de Alter Enersun por 46 MWh, en Extremadura.
Los 9,4 GWh de almacenamiento finalmente adjudicados se distribuirán en 126 proyectos de distintas tecnologías. Tal como informó Energía Estratégica, el liderazgo en volumen adjudicado queda en manos de tres operadores que concentran más del 50% de toda la capacidad: Iberdrola, con 2333,7 MWh en 12 proyectos; Atlantica Sustainable Infrastructure Ltd, con más de 1500 MWh en 8 propuestas; y Rolwind Renovables, con solo 2 proyectos pero de gran escala que totalizan 1225 MWh.
En el grupo de adjudicatarios secundarios aparece Naturgy, con siete proyectos que suman 359,3 MWh, desplegados principalmente en Canarias y Murcia. BenBros, por su parte, se adjudica un único proyecto de 225,7 MWh en Galicia. También figuran Ecoener, con cerca de 32 MWh repartidos en proyectos en las islas; y firmas como Sermatec Energy, Viridi RE Group, Celso Solar, Abengoa, CTG Europe, Ignis, Helios y Dcoop, que accedieron a ayudas en iniciativas puntuales.
Distribución territorial del presupuesto: ajustes clave en el mapa regional de adjudicaciones
Del total de 818,3 millones de euros adjudicados por el IDAE en la convocatoria definitiva del programa FEDER, la comunidad más beneficiada fue Andalucía, con 354,5 millones de euros, concentrando más del 43% del presupuesto total. Se mantiene como la región con mayor número de proyectos y volumen acumulado, aunque registra un recorte de 20 millones de euros respecto al listado anterior. Le siguen Galicia, con 97,2 millones € y Castilla-La Mancha con 98 M€.
La única región que ve aumentado su presupuesto en esta versión definitiva es Extremadura, que pasa de 73 a 91 millones de euros, impulsada por el ingreso del proyecto Cáceres 2023 de Alter Enersun.
En cuarto lugar aparece Castilla y León, con 53,6 millones €, seguida por la Comunidad Valenciana, que obtiene 44,5 millones € en ayudas, y Canarias, con 26,1 millones €, destacando su fuerte presencia en proyectos hibridados.
Cataluña obtuvo 21,4 M€ y es el territorio con mayor reconfiguración: cinco proyectos salen y cinco entran. En Madrid se dieron de baja los proyectos La Rubia y Guadarrama, pero la región mantiene su presencia en el reparto final con otras iniciativas que lograron financiación (7,9 M€), por lo que no queda fuera del programa, a diferencia de Ceuta, Melilla, Navarra y La Rioja, que no recibieron fondos en esta convocatoria. A continuación se ubican Asturias (8,6 M€), Murcia (6,1 M€) y Aragón (4 M€).
Desde el punto de vista tecnológico, los datos oficiales del MITECO confirman que predominan los proyectos de almacenamiento hibridado con renovables (69 iniciativas), seguidos por baterías independientes (standalone) (39 proyectos), almacenamiento térmico (15) y bombeos hidroeléctricos (3). Dentro de las hibridaciones, la fotovoltaica es la fuente más habitual, seguida por la eólica y combinaciones mixtas, reflejando la estrategia nacional de acoplar almacenamiento a generación renovable para garantizar flexibilidad de red y firmeza en la entrega.
En cuanto a los precios adjudicados para los sistemas de almacenamiento independientes (stand-alone), España se posiciona por debajo del coste estimado en otras licitaciones europeas. Según reportó Energía Estratégica, el país asignó almacenamiento a un precio medio de 64.933 €/MWh/año, cifra inferior a la observada en procesos similares como el italiano. En diálogo con el medio, Raúl García Posada, director de ASEALEN, consideró que estos valores son “muy competitivos para el mercado europeo, incluso por debajo del coste de capital en algunos casos”, lo que evidencia el interés del sector privado y la eficiencia del modelo de asignación aplicado.
En total, los 818 millones de euros en ayudas públicas no reembolsables permitirán incorporar 2,2 GW de potencia y 9,4 GWh de capacidad al sistema eléctrico español, en un despliegue que se deberá ejecutar a más tardar el 30 de septiembre de 2029. Con este paquete, el Estado español refuerza la columna vertebral de su estrategia de descarbonización, habilitando servicios de almacenamiento clave para el respaldo renovable, la estabilidad del sistema y el cumplimiento de los objetivos del PNIEC y REPowerEU.
