IFC respalda con 48,5 millones de euros la ampliación de un sistema de 250 MW/500 MWh
El almacenamiento energético europeo está entrando en una nueva etapa.
Durante años, el debate sobre las baterías se concentró en la evolución tecnológica, la caída del precio de las celdas y la posibilidad de obtener ingresos mediante el arbitraje eléctrico.
Ahora aparece una pregunta más importante:
¿Puede un gran proyecto BESS convencer a una entidad financiera de que devolverá la deuda durante toda su vida operativa?
En Rumanía, la respuesta empieza a ser afirmativa.
Aukera ha cerrado una financiación de 48,5 millones de euros con la International Finance Corporation, la institución del Grupo Banco Mundial especializada en el sector privado, para desarrollar la segunda fase del sistema de almacenamiento de Gura Ialomiței.
La operación no convierte automáticamente cualquier batería en un activo bancable.
Pero sí demuestra que un proyecto BESS bien estructurado, con una primera fase operativa, asesores técnicos y financieros y una estrategia de ingresos creíble, puede atraer capital institucional.
Un BESS de 250 MW y 500 MWh construido por fases
La primera fase de Gura Ialomiței dispone de 150 MW de potencia y 300 MWh de capacidad, equivalentes a dos horas de descarga a potencia nominal. Según la información publicada por el promotor y medios especializados, esta fase alcanzó la operación comercial en junio de 2026.
La nueva financiación permitirá añadir otros:
Una vez completada la ampliación, el conjunto alcanzará 250 MW/500 MWh y se espera que entre totalmente en operación a comienzos de 2027. Aukera prevé que se convierta en el mayor BESS operativo de Rumanía y uno de los mayores de Europa Central y Oriental.
La estructura por fases tiene una ventaja evidente.
El financiador no analiza únicamente un proyecto sobre el papel. Puede observar la construcción, la puesta en marcha y el comportamiento operativo de la primera fase antes de asumir el riesgo de la ampliación.
En otras palabras, el promotor transforma progresivamente el riesgo de desarrollo en un historial verificable.
El dinero no financia únicamente baterías
Un banco no presta decenas de millones de euros porque las baterías sean una tecnología atractiva.
Presta cuando considera que el proyecto dispone de suficientes mecanismos para:
controlar el riesgo de construcción;
garantizar la disponibilidad técnica;
gestionar la degradación;
operar con seguridad;
generar ingresos suficientes;
y devolver la deuda.
La financiación ha requerido la participación de asesores jurídicos, técnicos, financieros, fiscales, aseguradores y de mercado. Entre ellos aparecen Clifford Chance, Dentons, RINA Consulting, PwC, Aurora Energy Research y Marsh.
Este despliegue de asesores revela algo importante:
Un BESS utility-scale ya no se evalúa como un simple contenedor de baterías, sino como una infraestructura energética compleja.
El valor no depende solo de cuántos MWh se instalen.
Depende también del PCS, el EMS, la conexión, la estrategia de operación, las garantías, los seguros, la seguridad contra incendios, la previsión de ingresos y la capacidad del promotor para gestionar el activo.
La bancabilidad exige más de una fuente de ingresos
El arbitraje energético consiste en cargar cuando la electricidad es barata y descargar cuando es más cara.
Es una función importante, pero confiar exclusivamente en ella puede resultar arriesgado.
Los diferenciales de precios cambian. También lo hacen la competencia, la regulación y los ingresos de los mercados de balance.
Por eso, un proyecto bancable necesita normalmente combinar diferentes fuentes de valor:
arbitraje diario e intradiario;
servicios de balance;
control de frecuencia;
gestión de congestiones;
integración de renovables;
posibles contratos bilaterales;
y, cuando existan, mecanismos de capacidad.
La IFC describe su inversión en Aukera dentro de una cartera rumana de sistemas independientes de almacenamiento, diseñados para prestar almacenamiento de dos horas y servicios de balance en diferentes nodos de la red.
La clave no consiste únicamente en que una batería pueda prestar muchos servicios.
El proyecto debe demostrar cuáles están realmente disponibles, cuánto pueden generar y qué prioridad tendrá cada uno en la estrategia de operación.
Rumanía se convierte en un mercado BESS relevante
El proyecto de Aukera no es un caso aislado.
Rumanía está acelerando el despliegue de almacenamiento mediante nuevos proyectos independientes, sistemas híbridos asociados a renovables y financiación procedente de programas europeos.
Esta expansión responde a una dinámica cada vez más común en los mercados con fuerte crecimiento solar:
caída de los precios durante las horas centrales;
aumento de la rampa de demanda vespertina;
necesidad de balance rápido;
y mayor valor de la energía gestionable.
El almacenamiento permite absorber parte del excedente solar y trasladarlo hacia las horas en las que desaparece la producción fotovoltaica.
Por eso las baterías no deben analizarse únicamente como una tecnología que compra barato y vende caro.
También reducen la diferencia entre cuándo se produce la energía renovable y cuándo la necesita el sistema.
Qué debería aprender España
España presenta una combinación especialmente favorable para el almacenamiento:
abundancia de generación solar;
episodios de precios cero o negativos;
fuertes diferencias entre el mediodía y la noche;
restricciones de red;
y una necesidad creciente de flexibilidad.
Sin embargo, disponer de una buena oportunidad técnica no garantiza que los proyectos obtengan financiación.
Para convertir el potencial español en activos bancables hacen falta:
reglas estables;
acceso efectivo a mercados de balance;
tiempos de conexión previsibles;
claridad sobre peajes y cargos;
contratos o mecanismos de ingresos a largo plazo;
y garantías técnicas que los financiadores puedan evaluar.
La experiencia rumana sugiere además que el desarrollo por fases puede ser una herramienta eficaz.
Una primera instalación permite validar la conexión, la tecnología, el EMS, la operación y la estrategia de ingresos. Posteriormente, el proyecto puede ampliarse con menos incertidumbre.
No siempre será la estructura más eficiente, pero puede reducir el riesgo inicial y facilitar la entrada de deuda institucional.
Dónde encaja SolaX Power
La nueva etapa del mercado exige algo más que suministrar baterías.
Un proveedor competitivo debe ser capaz de integrar:
En utility-scale, el sistema ORI de SolaX Power combina un PCS de 2,5 MW con aproximadamente 5,015 MWh de capacidad en una arquitectura contenerizada y refrigerada por líquido. SolaX indica que el sistema se entrega con componentes preinstalados y precomisionados en fábrica para reducir el trabajo y los plazos de instalación en campo.
SolaX también ha sometido la plataforma ORI a un ensayo de incendio a escala de sistema con varios contenedores de batería, PCS, comunicaciones y cableado, orientado a evaluar la propagación del riesgo y el comportamiento conjunto de la instalación.
Este tipo de validación es importante porque la bancabilidad no se construye únicamente con una ficha técnica.
Los financiadores necesitan pruebas sobre:
Para el segmento comercial e industrial, la plataforma TRENE ofrece una configuración de 125 kW/261 kWh por armario, con refrigeración líquida y diseño modular.
ORI y TRENE se dirigen a escalas distintas, pero comparten una misma evolución del mercado:
el cliente ya no compra solamente almacenamiento.
Compra una capacidad operativa que debe ahorrar, prestar servicios, responder a señales externas y mantener su rendimiento durante años.
De proveedor tecnológico a socio de un activo financiable
La financiación de Gura Ialomiței deja una lección clara para fabricantes, integradores y promotores.
El ganador no será necesariamente quien ofrezca el contenedor más barato.
Tendrá ventaja quien pueda demostrar que su solución:
se integra correctamente con la red;
mantiene una disponibilidad elevada;
controla la degradación;
opera de forma segura;
dispone de servicio local;
y permite construir un modelo financiero defendible.
Esto cambia también la conversación comercial.
En lugar de preguntar únicamente cuánto cuesta cada kWh de capacidad, el cliente deberá preguntar:
¿Cuál será la disponibilidad contractual?
¿Cómo se garantiza la capacidad con el paso de los años?
¿Qué ocurre si falla un módulo?
¿Cuál es el tiempo de reposición?
¿Quién opera el EMS?
¿Qué ingresos puede prestar realmente el sistema?
¿Aceptará el financiador las garantías del fabricante?
Estas preguntas convierten una venta de equipos en una decisión de infraestructura.
El próximo salto será financiero y tecnológico
La financiación de IFC no demuestra que todos los proyectos BESS sean rentables.
Tampoco elimina la incertidumbre de los mercados eléctricos ni el riesgo de caída de los ingresos por servicios auxiliares.
Lo que sí confirma es que el almacenamiento europeo está madurando.
Las baterías están dejando de ser únicamente una apuesta sobre la volatilidad futura para convertirse, cuando están correctamente estructuradas, en activos capaces de atraer financiación institucional.
Rumanía ya está demostrando que la construcción por fases, la operación verificable y una estructura profesional pueden reducir el riesgo.
España dispone de condiciones incluso más favorables en generación solar y necesidad de flexibilidad.
Ahora necesita convertir esa ventaja energética en proyectos financiables.
El próximo salto del BESS europeo será tan financiero como tecnológico. Y el proveedor que combine batería, control, garantías y bancabilidad tendrá la ventaja.
La electricidad renovable ha reducido la exposición al gas y mejorado la competitividad. El siguiente reto es aprovecharla cuando realmente se necesita.
