Cuando el proveedor se convierte en el banco

Un proyecto de baterías, le gusta señalar a Ruben Valiente, es en su mayor parte el balance de otra persona. "El 80-90% de su capex está relacionado con proveedores como nosotros", dijo el managing director de Maxxen en un webinar de RENMAD celebrado este mes, organizado por la marca hermana de ATA Insights. Quítale el cableado, los transformadores y la obra civil, y lo que queda, las celdas y los armarios, pertenece a la empresa que los fabricó. Lo cual plantea una pregunta incómoda para el desarrollador que tiene que pagarlo todo: si el proveedor ya es dueño de la mayor parte del activo, ¿por qué no dejar que el proveedor sea dueño también del préstamo?

Esa pregunta se está convirtiendo en la más interesante del almacenamiento europeo. El hardware ya no es la parte difícil. Los precios de las celdas de iones de litio han estado, en palabras de Valiente, "desplomándose", y el equipo abunda. Lo que escasea es el dinero para financiar los proyectos de tamaño medio que están a punto de inundar la red, y el ingenio para exprimirles una rentabilidad una vez construidos. El webinar, titulado "Monetizing BESS with as-a-service models and revenue stacking strategies", reunió en la misma pantalla a cuatro personas que venden ese dinero y ese ingenio. El retrato que pintaron es el de una industria en la que el cuello de botella es la brecha de financiación, no la batería.

El medio que falta

Empieza por la escala de lo que viene. Bloomberg espera algo cercano a los 500 gigavatios-hora de almacenamiento en Europa a principios de la década de 2030; Valiente calcula que la parte a escala de red se acerca más a 200, lo que aun así se traduce en unos 5.000 proyectos independientes. Y aquí está la trampa: al menos la mitad de ellos son de tamaño medio o pequeño.

Esos son precisamente los proyectos que nadie quiere financiar. Son, como lo puso Valiente, "demasiado pequeños para tener algo de atractivo para los prestamistas institucionales, y quizá demasiado grandes para que los promotores los financien solo con equity". El project finance, el capital más barato que existe, viene con un proceso de due diligence que requiere tiempo y dinero y que hay que repetir desde cero en cada operación. Para una batería grande a escala de red, ese sobrecoste merece la pena. Para un proyecto de 40 megavatios-hora en medio de la nada, solo la factura legal puede hundir la economía. "El project finance es el rey", concedió Valiente, y financiará la mayoría de los megavatios-hora. Pero deja un agujero en el medio del mercado.

El vendor finance lo llena. En lugar de venderle una batería a un desarrollador y desentenderse, el fabricante se la arrienda, o le vende el derecho a usarla, y carga con la deuda. Como el proveedor ya suministra el 80-90% del capex, puede financiar esa misma parte, y en proyectos behind-the-meter a veces la totalidad. La due diligence es más ligera, el ticket mínimo más pequeño, y los incentivos son honestos de una manera que el préstamo a distancia nunca acaba de lograr. "Si la batería no funciona, la SPV no le pagará al proveedor, así que más le vale que funcione", dijo Valiente. Es más caro que un préstamo bancario y conlleva más riesgo. Pero para un proyecto que genera una rentabilidad de dos dígitos y que no consigue que un banquero le devuelva las llamadas, un sí más caro le gana a un no más barato.

Un ganador distinto de la Champions League cada año

Financiar la caja es media batalla. Llenarla de ingresos es la otra mitad, y resulta ser un blanco móvil.

Max Müller, que vende trading-as-a-service para el optimizador austriaco enspired, trajo un gráfico de los ingresos de las baterías alemanas y, para mantener despierto al público, una analogía futbolística. Cada año tuvo un ganador distinto de la Champions League, y cada año tuvo una fuente de ingresos ganadora distinta. En 2023, la energía mayorista y de balance pagó la mayor parte de las facturas, hasta junio y julio, cuando los pagos por capacidad para la restauración automática de frecuencia saltaron de repente de una décima parte de los ingresos a bastante más de la mitad. En 2024, el mayorista volvió a estar arriba. Para 2025, el mercado de capacidad volvía a trepar hacia la mitad del total, mientras que el producto de frecuencia primaria antaño dominante, FCR, se desvanecía hacia la irrelevancia. "Puede cambiar mucho a lo largo del año, y también puedes ver que puede cambiar de forma abrupta", dijo Müller. La lección no es que un mercado sea el mejor. Es que no puedes saber de antemano cuál lo será, así que más te vale poder repartir una batería entre todos ellos y volver a repartirla a medida que los precios se mueven. El producto es el optimizador, no la celda.

El apunte más afilado de Müller fue sobre la letra pequeña. Dos baterías físicamente idénticas pueden ganar dinero muy distinto según lo que permita su garantía. Un descanso obligatorio de una hora tras cada ciclo completo puede costar hasta un 12% de los ingresos frente a una batería sin período de descanso. Aprieta el recuento de ciclos, la ventana de estado de carga o la eficiencia de ida y vuelta y la brecha se ensancha. En su ejemplo trabajado, una batería alemana que ganaba 260.000 euros por megavatio al año podía elevar esa cifra en más de un 11%, unos 30.000 euros por megavatio, simplemente negociando mejores condiciones. A lo largo de diez años y de todo un proyecto, calculó, eso eran 15 millones de euros metidos en una cláusula que la mayoría de los compradores lee por encima. "Discútelo con tus socios", instó. El contrato es una fuente de ingresos.

Incluso en la España de precio cero

Si Alemania es donde los mercados están maduros, España es donde viven los escépticos, y Cristina Corchero fue directa a por ellos. La chief technology officer de la barcelonesa Bamboo Energy abrió con las quejas que oye una y otra vez: los números no salen, el behind-the-meter necesita más regulación, los modelos son demasiado complejos, la batería ya es inteligente. Desmontó la última con deleite. "Las baterías todavía no son lo bastante inteligentes", dijo. Dejada a su suerte, una batería situada tras el contador de una fábrica no conoce la previsión solar local, el consumo del emplazamiento ni los precios del día. Un optimizador sí.

Su prueba vino de España en su peor momento, las horas de mediodía en las que la solar inunda la red y el precio mayorista cae a cero. Una fábrica con paneles en tejado y una batería no solo almacena su propio excedente; también carga desde la red, porque la energía es gratis, y luego descarga en el pico de la tarde o la revende. Los emplazamientos behind-the-meter que gestiona Bamboo han elevado el autoconsumo hasta un 42% y recortado los costes de energía un 35%. "El behind the meter tiene oportunidades hoy", dijo, "si sabes cómo capturarlas". En un país donde la solar puede no valer nada a la hora de comer, esa es una afirmación llamativa, y descansa por completo en el software, no en el acero.

El suelo bajo el mercantil

Juan Galiardo Sosa cerró explicando por qué todo esto importa ahora, en España en particular. El regional manager para Iberia en Entrix, un optimizador algorítmico, expuso un mercado en plena transición. Los precios de captura solar se han deslizado a medida que se acumulan los paneles, probablemente ya por debajo del punto medio, y pueden caer por debajo del 40% de la media para 2027. Esa miseria para la solar es la razón por la que el almacenamiento se robó el protagonismo en el mayor evento solar de España la semana pasada: una batería es la palanca que arrastra la economía de un proyecto renovable de vuelta a los números negros.

El pipeline lo refleja. España tiene apenas 30 megavatios de almacenamiento a escala de red en marcha hoy, frente a 20 gigavatios de proyectos con permisos de conexión a red y un salto de cinco veces en las solicitudes de evaluación ambiental en un solo trimestre. Lo que ha faltado es una manera de financiar la apuesta mercantil. Una batería totalmente mercantil es lucrativa pero difícil de bancar; un contrato de tolling completo es bancable pero, en palabras de Galiardo Sosa, "es probable que dejes mucho dinero sobre la mesa". Su vía intermedia preferida es un suelo de ingresos con una contraparte alineada, suficiente certeza para satisfacer a un prestamista sin renunciar al potencial de los jugosos mercados de balance de España. El ingrediente que falta, un suelo contratado para todo el sistema, está llegando: "somos cautelosamente optimistas de que en la primera mitad del año que viene" se lance el largamente demorado mercado de capacidad de unos nueve mil millones de euros. Un caso mercantil y un suelo contratado, formándose al mismo tiempo, es lo que convierte un pipeline en una flota.

El equipo nunca fue el problema

Junta los cuatro hilos y emerge una sola historia. La batería es barata y cada vez más barata. Las rentabilidades son reales pero saltan entre mercados, se esconden en cláusulas de garantía y dependen de un algoritmo más inteligente que el hardware. Y el dinero para construir el medio poco glamuroso del mercado, los miles de proyectos de tamaño medio que la financiación institucional considera demasiado pequeños como para molestarse, viene cada vez más de la gente que construyó las baterías en primer lugar.

Ese es el cambio silencioso detrás de la jerga del as-a-service. Cuando el proveedor financia el activo, el optimizador se gana el pan y el Estado garantiza un suelo, el trabajo del desarrollador se reduce a ensamblar las piezas. Como lo puso Valiente, con un floreo de vendedor que resulta ser cierto: "Bienvenidos todos a sumaros a la revolución del BESS". La revolución, resulta, va menos de la batería que de todos los que están dispuestos a prestar contra ella.

Mira el webinar completo de RENMAD, "Monetizing BESS with as-a-service models and revenue stacking strategies", en diferido, y sigue la conversación en RENMAD Almacenamiento en Sevilla, los días 17 y 18 de marzo.