ENTSO-E reclama a Bruselas más redundancia, capacidad de reserva y restauración coordinada para proteger las redes críticas europeas. No habla específicamente de baterías. Pero el sistema eléctrico que está describiendo necesita exactamente muchas de las capacidades que un BESS grid-forming puede aportar.
Europa está empezando a cambiar la pregunta.
Durante años, gran parte del debate sobre redes eléctricas se ha centrado en cuántos kilómetros de red construir, cuánto reforzar las interconexiones y cómo integrar más renovables.
Ahora aparece otra cuestión:
¿Qué ocurre cuando una infraestructura crítica deja de estar disponible?
ENTSO-E reclama a Bruselas más redundancia, capacidad de reserva y restauración coordinada para proteger las redes críticas europeas. No habla específicamente de baterías. Pero el sistema eléctrico que está describiendo necesita exactamente muchas de las capacidades que un BESS grid-forming puede aportar.
Europa está empezando a cambiar la pregunta.
Durante años, gran parte del debate sobre redes eléctricas se ha centrado en cuántos kilómetros de red construir, cuánto reforzar las interconexiones y cómo integrar más renovables.
Ahora aparece otra cuestión:
¿Qué ocurre cuando una infraestructura crítica deja de estar disponible?
ENTSO-E, la asociación que agrupa a los operadores europeos de transporte eléctrico, acaba de pedir a Bruselas un marco reforzado para proteger las infraestructuras eléctricas frente a amenazas físicas, cibernéticas, híbridas y climáticas.
Y dentro de sus recomendaciones aparecen tres conceptos especialmente importantes:
Redundancia.
Capacidad de reserva.
Restauración coordinada.
ENTSO-E plantea además que las inversiones necesarias para proporcionar seguridad a las redes sean reconocidas como costes esenciales del sistema y puedan acceder a financiación europea.
Aquí empieza lo interesante para el almacenamiento.
De proteger infraestructura a diseñar resiliencia
La resiliencia eléctrica no consiste únicamente en construir una infraestructura suficientemente fuerte para que nunca falle.
Eso es imposible.
Consiste también en diseñar un sistema capaz de:
→ absorber una perturbación
→ mantener operativas las cargas prioritarias
→ disponer de capacidad alternativa
→ limitar el impacto de una contingencia
→ recuperar rápidamente la operación normal
Y esa segunda capa de resiliencia necesita activos capaces de reaccionar en segundos.
Ahí el BESS cambia de categoría.
Deja de ser simplemente:
comprar electricidad barata → almacenarla → venderla cuando es cara
para convertirse potencialmente en infraestructura capaz de proporcionar:
reserva + estabilidad + soporte de red + operación en isla + restauración + black-start capability, cuando técnicamente esté diseñado y contratado para hacerlo.
ENTSO-E ya está preparando ese sistema
La conexión no es meramente conceptual.
ENTSO-E lleva tiempo desarrollando requisitos Grid Forming (GFM) para generación no síncrona y módulos de almacenamiento.
Su propia documentación considera estas capacidades fundamentales para mantener la estabilidad y resiliencia del futuro sistema eléctrico europeo, a medida que disminuye el peso relativo de las grandes máquinas síncronas convencionales.
Por eso la conversación sobre BESS probablemente irá evolucionando.
Hasta ahora hemos hablado principalmente de:
€/MWh de arbitraje.
Después llegaron:
FCR, aFRR, mFRR y mercados de capacidad.
La siguiente capa puede ser:
€/MW de resiliencia disponible.
No significa que ese mercado exista ya con ese nombre ni que ENTSO-E esté proponiendo remunerar específicamente baterías.
Es una interpretación.
Pero cuando el operador europeo empieza a pedir explícitamente redundancia, capacidad de reserva y capacidad de restauración, resulta difícil ignorar la dirección del viaje.
Y aparece un segundo actor: el data center
Aquí la historia se vuelve todavía más interesante.
En mayo de 2026 ENTSO-E publicó un informe específico sobre data centers.
Su conclusión de fondo es importante: debido a su tamaño, estas instalaciones están convirtiéndose en consumidores sistémicamente relevantes, pero al mismo tiempo existe potencial para utilizar su flexibilidad como instrumento de grid support y participación en mercados eléctricos.
La Comisión Europea ha ido incluso un paso más allá.
Su estrategia de junio de 2026 plantea desarrollar soluciones de data-centre flexibility, instrumentos de mercado y flexible connection agreements para facilitar la integración de estas grandes cargas en redes congestionadas.
Esto cambia completamente la arquitectura conceptual de un data center.
Un DC equipado con:
BESS + generación local + UPS + gestión flexible de carga + control energético avanzado
no tiene necesariamente que comportarse siempre como una carga rígida de 50, 100 o 200 MW.
Puede convertirse en una carga capaz de modificar temporalmente su interacción con la red.
Y, en determinadas condiciones, incluso ayudar al sistema precisamente cuando éste atraviesa una contingencia.
El BESS como shock absorber
Aquí puede estar una de las aplicaciones más interesantes del almacenamiento durante la próxima década.
Una gran interconexión offshore puede transportar gigavatios.
Un fallo repentino no puede compensarse construyendo instantáneamente otra interconexión.
Pero un sistema eléctrico con almacenamiento distribuido, generación flexible y grandes consumidores capaces de modificar temporalmente su demanda tiene mucha más capacidad para absorber el shock mientras el sistema se reconfigura.
El BESS no sustituye a la red.
La complementa.
No sustituye a las interconexiones.
Las hace potencialmente más resilientes.
Y no elimina la necesidad de generación firme.
Pero puede convertirse en el elemento que conecta generación, red y demanda durante los segundos y minutos críticos posteriores a una perturbación.
La verdadera oportunidad
Durante mucho tiempo hemos preguntado:
“¿Cuánto dinero puede ganar una batería haciendo arbitraje?”
Quizá deberíamos empezar a formular otra pregunta:
“¿Cuánto vale para Europa disponer de potencia instantáneamente disponible cuando una infraestructura crítica deja de estarlo?”
ENTSO-E todavía no ha puesto ese precio.
Pero acaba de dejar algo bastante claro:
redundancia, reserva y restauración ya no son elementos accesorios de la red europea.
Son parte de su seguridad.
Y cuando Europa empieza a considerar la resiliencia un coste esencial del sistema, el business case del almacenamiento empieza a ser bastante más grande que el spread diario del mercado eléctrico.
El próximo mercado del BESS puede no estar únicamente en mover energía en el tiempo.
Puede estar en garantizar que, cuando algo falla, el sistema siga funcionando.
Las baterías de cuatro horas alcanzaron en julio unos ingresos anualizados de 650.000 €/MW, mientras que los sistemas de dos horas llegaron a 477.000 €/MW. Pero la noticia realmente importante no es la cifra: es de dónde están empezando a venir esos ingresos.
Durante años, buena parte del debate sobre almacenamiento en España se ha concentrado en una pregunta:
La CNMC acaba de completar un cambio silencioso pero importante en el mercado eléctrico español: el mercado intradiario continuo pasará de 24 a 96 rondas de programación.
En otras palabras, los agentes podrán actualizar sus posiciones cada 15 minutos, en lugar de hacerlo únicamente con frecuencia horaria, y acercar esas correcciones hasta aproximadamente una hora antes de la entrega física de la energía.
Para las energías renovables, significa ajustar mejor la producción prevista a la radiación solar o al viento realmente disponibles.
Para el almacenamiento, significa algo más profundo:
el BESS dispone de cuatro veces más momentos para decidir si compra, vende, espera o reserva capacidad.
Un BESS de 200 MW / 800 MWh consigue el financial close pese a aceptar restricciones de acceso a la red. La clave no está en eliminar la incertidumbre física, sino en convertirla en un riesgo contractual que los bancos puedan entender.
Durante años hemos planteado el acceso a red casi en términos binarios.
Hay capacidad.
O no hay capacidad.
Y si no existe capacidad firme, el proyecto queda bloqueado.
Países Bajos acaba de presentar una tercera posibilidad bastante más interesante.
Conectarse igualmente, aceptar ciertas restricciones operativas y construir alrededor de ellas un modelo económico financiable.
Eso es exactamente lo que está ocurriendo con Sirius.
Return desarrollará en Winschoten, Groningen, un BESS de:
200 MW / 800 MWh.
Cuatro horas de almacenamiento.
Una inversión aproximada de 180 millones de euros.
Entrada prevista en operación comercial en el cuarto trimestre de 2027.
Hasta aquí podría ser simplemente otro gran proyecto europeo de baterías.
NERC acaba de poner sobre la mesa un problema que puede cambiar el diseño eléctrico de los grandes campus de IA: no basta con garantizar que tengan energía. También habrá que controlar cómo toman —y dejan de tomar— cientos de megavatios de la red.
Durante los últimos dos años hemos discutido obsesivamente cuánto van a consumir los data centers.
10 MW. 100 MW. 500 MW. Campus de 1 GW.
Pero quizá estamos mirando el problema equivocado.
El verdadero desafío puede no ser solamente conseguir suficiente energía para alimentar un data center, sino impedir que su comportamiento eléctrico termine convirtiéndose en un problema para la propia red.
Y ahí aparece un nuevo caso de uso para el almacenamiento.
El BESS como shock absorber entre el data center y la red.
DNV propone replantear cómo protegemos el sistema energético. Y esa nueva forma de medir el riesgo puede cambiar también la forma de valorar un BESS.
Durante años hemos explicado el almacenamiento energético con una lógica relativamente sencilla:
cargar barato, descargar caro.
Después llegaron los servicios de ajuste, el capacity market, el peak shaving, los vertidos renovables y las restricciones de red.
Pero empieza a aparecer una nueva capa de valor que probablemente termine siendo igual de importante:
la resiliencia.
DNV acaba de publicar From concern to control: Rethinking energy resilience for the new threat era, un documento que plantea algo bastante más profundo que proteger individualmente centrales, redes o subestaciones.
El problema, según DNV, es que el sistema energético se ha vuelto extraordinariamente interdependiente.
Electrificación, renovables, digitalización, telecomunicaciones, cadenas de suministro y nuevas cargas eléctricas están cada vez más conectadas. Eso aumenta la eficiencia, pero también provoca que un problema localizado pueda propagarse rápidamente hacia otros sectores.
Y los datos muestran que queda bastante trabajo por hacer.
Solo el 49% de los responsables energéticos consultados por DNV afirma disponer de una estrategia de resiliencia claramente definida y actualizada regularmente. Apenas el 45% considera suficientemente diversificada su cadena de suministro para resistir grandes disrupciones.
El apagón termina donde empieza la resiliencia
El apagón de España y Portugal de abril de 2025 mostró perfectamente el problema.
No fue únicamente una interrupción del suministro eléctrico.
El impacto alcanzó transporte, telecomunicaciones, hospitales y otras infraestructuras críticas. DNV utiliza precisamente este tipo de acontecimientos para defender que la resiliencia debe analizarse desde una perspectiva sistémica y no activo por activo.
Esta distinción es fundamental.
Fiabilidad significa que el sistema funciona correctamente la mayor parte del tiempo.
Resiliencia significa que, cuando algo grave ocurre, el sistema puede resistirlo, mantener las funciones críticas y recuperarse.
Y eso cambia completamente la conversación sobre almacenamiento energético.
Una batería puede tener dos balances
Hasta ahora, al analizar un BESS normalmente construimos un Excel con:
Pero existe otro balance económico que muchas veces permanece fuera del modelo:
¿cuánto cuesta que mi instalación deje de funcionar?
Para una industria crítica, una infraestructura de telecomunicaciones o un data center, la respuesta puede ser mucho mayor que el ingreso anual obtenido haciendo arbitraje.
Ahí aparece un segundo business case.
Un BESS puede no solamente comprar y vender electricidad.
Puede formar parte de una arquitectura preparada para:
mantener cargas críticas, proporcionar capacidad instantánea, facilitar operación en isla, coordinarse con generación local y ayudar a recuperar la instalación después de una perturbación.
Ese salto conceptual es enorme.
El almacenamiento pasa de ser un activo puramente energético a convertirse también en infraestructura de continuidad operativa.
Del €/MWh al €/hora de indisponibilidad
Y esto introduce una métrica completamente diferente.
Hasta ahora preguntábamos:
¿qué spread diario necesita el BESS para ser rentable?
La nueva pregunta puede ser:
¿cuánto vale evitar una hora de indisponibilidad?
Imaginemos una instalación industrial cuya parada tenga un coste muy elevado.
Un BESS que durante prácticamente todo el año participa en mercados eléctricos puede mantener reservada parte de su capacidad para responder ante contingencias.
Entonces aparecen dos valores simultáneos:
valor de mercado + valor de resiliencia.
Y dependiendo del consumidor, el segundo puede superar ampliamente al primero.
Aquí grid-forming empieza a importar mucho más
Esta evolución también puede modificar qué características buscamos en un BESS.
Si únicamente queremos arbitraje, el criterio dominante es económico:
€/kWh, eficiencia, ciclos, disponibilidad y coste financiero.
Cuando introducimos resiliencia aparecen otras preguntas:
¿Puede mantener una red local estable?
¿Puede funcionar cuando desaparece la referencia de la red?
¿Puede sostener cargas críticas?
¿Puede coordinarse con generación distribuida?
¿Puede participar en una estrategia de recuperación?
Es aquí donde conceptos como grid-forming, islanding, black start y resynchronisation empiezan a tener un valor económico mucho más tangible.
No porque DNV los presente como la solución —no lo hace— sino porque su marco obliga a pensar precisamente en dependencias críticas, alternativas operativas y procedimientos de reinicio y recuperación.
Pero cuidado: BESS no significa resiliencia
Sería igualmente equivocado concluir que instalar una batería convierte automáticamente una instalación en resiliente.
No lo hace.
La resiliencia también necesita redes robustas, protecciones adecuadas, redundancia, comunicaciones, ciberseguridad, generación de respaldo, mantenimiento y procedimientos operativos ensayados.
Precisamente esa es una de las ideas centrales de DNV:
hay que diseñar el sistema completo.
Su framework propone un ciclo continuo de cuatro etapas:
Pero puede convertirse en una pieza extraordinariamente valiosa.
La oportunidad para el BESS
Durante la primera fase del mercado vendimos almacenamiento como una forma de ahorrar energía.
Después empezamos a venderlo como una forma de ganar dinero en los mercados eléctricos.
La siguiente etapa puede ser venderlo también como una forma de reducir riesgo empresarial.
Y esa conversación interesa especialmente a industria, data centers, telecomunicaciones, hospitales, infraestructuras críticas y cualquier consumidor para el que quedarse sin electricidad no sea simplemente una molestia.
Para fabricantes e integradores como SolaX Power, esto abre una conversación comercial mucho más amplia que el simple precio de la batería.
El cliente ya no pregunta únicamente:
“¿Cuál es el payback?”
Empieza a preguntar:
“¿Qué ocurre con mi negocio cuando falla la red?”
Y probablemente ahí esté uno de los próximos grandes mercados del almacenamiento energético.
Porque después del arbitraje, los servicios de red y el capacity market, el siguiente producto que puede vender el BESS no es electricidad.
