Sistema italiano de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de 199 MW

Una oportunidad para desarrollar un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) a escala industrial en Oristano, Cerdeña). El proyecto tiene como objetivo alcanzar una potencia nominal de 199 MW en una parcela de 7,5 hectáreas situada a tan solo 0,1 km de una subestación eléctrica de 220 kV de Terna ya existente. La propuesta describe un proceso de adquisición hasta alcanzar el estado «listo para construir» (RTB) mediante la transferencia del 100 % de las acciones de una sociedad instrumental (SPV), respaldado por una conexión a la red ya aceptada (PTO) y un proceso de autorización única (Autorizzazione Unica – AU) en curso, con un plazo estimado de 18 meses.

• Superficie total: 7,5 hectáreas (ha)
• Superficie útil neta: ~4,9 ha (2,6 ha sujetas a restricciones por alto riesgo hidráulico Hi4; no aptas para contenedores BESS, pero compatibles con instalaciones auxiliares)
• Conexión a la red: subestación eléctrica de Terna de 220 kV ya existente (SSE Fenosu), situada a unos 0,1 km de distancia
• Estado de la red: Conexión aceptada y PTO confirmado; tasas de conexión pagadas
• Estado de la tramitación: fase de presentación de la Autorización Única (Autorizzazione Unica – AU)
• Plazo estimado para la obtención de los permisos: 18 meses para alcanzar el estado «Listo para construir» (RTB)

La operación se estructura como un acuerdo de desarrollo por fases que culmina con la adquisición del 100 % del capital social de la sociedad instrumental (SPV) al alcanzar la fase «Ready-to-Build» (RTB):
Depósito inicial (Etapa 1): depósito por adelantado del 15 % del total de los honorarios del promotor al firmar el contrato (6.750 €/MW), lo que supone un compromiso sobre las acciones de la sociedad instrumental

• Reembolsos: El comprador reembolsa al promotor los gastos en que haya incurrido por el depósito del terreno y la aceptación del STMG.
• Apoyo y garantías de la AU: El comprador debe presentar garantías financieras que acrediten la disponibilidad de fondos para la construcción de la planta, tal y como se exige para la emisión de la AU.
• Pago final de cierre (Hito 2 - RTB): Adquisición del 100 % del capital social de la sociedad instrumental (SPV) tras la emisión de AU, correspondiente al 85 % restante de la comisión de promotor (38 250 €/MW).
• Obligaciones del comprador excluidas: El comprador se hace cargo directamente del coste restante de la compra del terreno y del saldo de los gastos de conexión a la red de STMG.

Artículo	Tarifa unitaria	Base / Fórmula	Compromiso total (€)	Notas
Comisión por éxito del promotor – Anticipo (15 %)	6.750 € / MW	199 MW × 15 %	1 343 250 €	A pagar al firmar el contrato
Comisión por éxito del desarrollador – RTB (85 %)	38 250 € / MW	199 MW × 85 %	7 611 750 €	A pagar una vez que la AU lo apruebe (transferencia llave en mano)
Importe total de la contraprestación por la adquisición de la entidad con fines específicos (SPV)	45 000 € / MW	199 MW	8 955 000 €	Comisión total por fusiones y adquisiciones del promotor
Contraprestación por la compra de un terreno	100 000 € / ha	7,5 ha	750 000 €	Una vez descontado el reembolso del depósito inicial del promotor
Reembolso de la cuota de conexión de STMG y saldo final	A precio de coste	Transmisión	Queda por concretar	Se ha abonado el pago inicial de aceptación del STMG; el importe pendiente según Terna STMG
Reembolso del depósito por la compra de un terreno	A precio de coste	Transmisión	Queda por concretar	Se reembolsará el anticipo pagado al promotor
Gasto total de capital previo a la construcción (base)	—	Capital social de la SPV + terreno	9 705 000 €	Sin contar el saldo de STMG ni las comisiones de financiación

• Riesgo hidráulico (PAI): Una zona de 2,6 ha está clasificada como Hi4 (alto riesgo hidráulico). Las 4,9 ha restantes ofrecen espacio suficiente para la instalación del sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en contenedores de 199 MW.
• Servidumbres de alta tensión: La parcela está atravesada por tres líneas de alta tensión debido a su proximidad inmediata (100 m) a la subestación de Terna. Las reservas de terreno situadas justo debajo de los conductores servirán como vías de acceso, corredores de tendido subterráneo y zonas de maniobra, de acuerdo con las directrices del Cuerpo de Bomberos (VVF).
• Zonas de amortiguación hidráulicas: El canal de recuperación de Spinarba atraviesa el terreno; su zona de amortiguación regulada se encuentra íntegramente dentro de la superficie ya existente del Hi4 y no supone ninguna restricción adicional.

Partida presupuestaria	1.º curso	2.º curso	3.º curso	4.º curso	5.º curso	Notas / Controladores
Capacidad instalada (MW)	199	199	199	199	199	Operatividad comercial plena
Capacidad / Disponibilidad / Ingresos	9.950 €	9.950 €	9.950 €	9.950 €	9.950 €	50 000 €/MW como mínimo contratado / MACSE-CM
Ingresos por arbitraje y compensación (MSD/MGP)	6,965 €	6,825 €	6.690 €	6,555 €	6,425 €	Diferenciales netos tras la eficiencia del ciclo y la degradación
Ingresos brutos totales	16,915 €	16,775 €	16 640 €	16,505 €	16,375 €	Media básica: unos 85 000 €/MW/año
Mantenimiento y operaciones fijos y programados	(1,393 €)	(1,421 €)	(1,449 €)	(1,478 €)	(1,508 €)	Contrato de servicio a largo plazo (LTSA)
Seguros y gestión de activos	(696 €)	(710 €)	(724 €)	(739 €)	(754 €)	Cumplimiento normativo en materia de propiedad, responsabilidad civil y entidades con fines específicos (SPV)
Ampliación de la batería y resto de la planta	(1,194 €)	(1,218 €)	(1,242 €)	(1,267 €)	(1,292 €)	Provisión de reservas para la degradación
Gastos operativos totales (OpEx)	(3,283 €)	(3.349 €)	(3,415 €)	(3,484 €)	(3,554 €)	Aumentado al 2,0 % anual
EBITDA del proyecto	13,632 €	13,426 €	13,225 €	13,021 €	12,821 €	Generación de efectivo operativo en régimen de equilibrio
Margen EBITDA (%)	80,6%	80,0%	79,5%	78,9%	78,3%	Perfil típico de un sistema de almacenamiento de energía por baterías (BESS) a gran escala

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Características de las previsiones financieras y las declaraciones prospectivas
Todas las cifras pro forma, los parámetros operativos, las estimaciones, las previsiones de ingresos de mercado (incluida la remuneración por capacidad, el arbitraje y los servicios auxiliares), las reservas para gastos operativos y las proyecciones de la tasa interna de rentabilidad (TIR) que aparecen en este documento son declaraciones prospectivas. Estas proyecciones son meramente indicativas y se basan en supuestos subjetivos, estimaciones técnicas, el marco normativo vigente y las condiciones del mercado, que son intrínsecamente inciertas. Los resultados reales, el rendimiento operativo y la rentabilidad financiera pueden diferir sustancialmente de los expresados o implícitos debido a numerosos factores, entre los que se incluyen, entre otros:

• Las fluctuaciones en los precios del mercado eléctrico, los diferenciales del mercado diario y la remuneración de los servicios auxiliares;
• Cambios en las políticas energéticas nacionales o europeas, subastas de adquisición (por ejemplo, MACSE, mercado de capacidad) y normativas sobre tarifas de red;
• Retrasos en la concesión de permisos, condiciones medioambientales o modificaciones impuestas durante el procedimiento de Autorización Única (Autorizzazione Unica – AU);
• Las variaciones en los costes de construcción, los plazos de entrega de la cadena de suministro, los precios de las celdas de batería y los tipos de interés o de financiación de la deuda;
• Factores operativos de carácter físico, como el deterioro de los equipos, las restricciones de la red o las modificaciones en las interconexiones realizadas por el operador de la red de transporte (Terna).

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