3 sept 2026

Italia une IA y almacenamiento: el data center empieza a convertirse en infraestructura energética

Cerdeña transformará una antigua mina de carbón en un hub tecnológico que combina inteligencia artificial, renovables y almacenamiento híbrido. El Gobierno italiano lo ha declarado proyecto de interés estratégico nacional. Pero la verdadera noticia puede estar en la arquitectura: el almacenamiento empieza a formar parte del diseño de la infraestructura digital.

Durante años hemos diseñado los data centers siguiendo una lógica relativamente sencilla.

Primero se decidía dónde construir la capacidad de computación.

Después se solicitaba la potencia necesaria a la red.

Y finalmente se añadían sistemas UPS y generación de emergencia para garantizar la continuidad del suministro.

La explosión de la inteligencia artificial está empezando a romper ese modelo.

Italia acaba de ofrecer un ejemplo especialmente interesante.

El proyecto Digital Vault Sulcis, promovido en Cerdeña alrededor de la antigua mina de carbón de Nuraxi Figus, ha recibido del Gobierno italiano la consideración de proyecto de preeminente interés estratégico nacional.

No estamos hablando únicamente de construir un nuevo data center.

Estamos hablando de integrar:

AI COMPUTE + RENEWABLES + ENERGY STORAGE + ENERGY MANAGEMENT

dentro de una misma infraestructura.

Y eso cambia bastante la conversación.

De una mina de carbón a una infraestructura energética para la IA

El simbolismo del emplazamiento es difícil de ignorar.

La antigua mina de carbón de Nuraxi Figus está siendo transformada en un hub tecnológico carbon-free en el que Energy Vault desarrolla un sistema híbrido de almacenamiento.

La arquitectura prevista combina almacenamiento gravitacional utilizando la infraestructura subterránea existente de la mina con almacenamiento electroquímico BESS. Energy Vault identifica una potencia máxima de 100 MW para su proyecto Miniera d'Energia y prevé utilizar su plataforma VaultOS para coordinar el funcionamiento del sistema híbrido con la red de Cerdeña.

Ahora esa infraestructura energética se conecta con otra transformación: la inteligencia artificial.

El 1 de septiembre, Energy Vault anunció que su proyecto de infraestructura de IA de 100 MW en Cerdeña había recibido la designación estratégica del Gobierno italiano.

El mensaje que deja el proyecto es importante.

La transición energética y la revolución digital empiezan a compartir infraestructura.

El verdadero cuello de botella de la IA puede no ser el chip

Durante los últimos años buena parte de la carrera de la IA se ha centrado en GPUs, procesadores, refrigeración y capacidad de computación.

Pero aparece un segundo cuello de botella:

la potencia eléctrica.

Construir un data center no sirve de mucho si después hay que esperar años para conseguir toda la capacidad de red necesaria.

Italia está viviendo precisamente un fuerte ciclo inversor en infraestructura digital. El propio Gobierno ha declarado estratégicos otros grandes proyectos de data centers y habla de convertir al país en uno de los principales hubs europeos de la economía digital.

Esto introduce una pregunta mucho más interesante:

¿Y si la infraestructura energética empieza a diseñarse al mismo tiempo que la infraestructura informática?

Ahí entra el almacenamiento.

El BESS puede dejar de ser simplemente un backup

Esta es probablemente la consecuencia más importante para la industria del almacenamiento.

Una batería instalada junto a un data center no tiene por qué limitarse a esperar un fallo de suministro.

Puede potencialmente convertirse en un activo energético capaz de cumplir varias funciones:

Peak shaving.

Time shifting.

Integración de generación renovable.

Gestión de la potencia demandada a la red.

Resiliencia.

Soporte de una microgrid.

Participación en mercados de flexibilidad cuando la arquitectura y la regulación lo permitan.

No todas estas funciones han sido anunciadas específicamente para Digital Vault Sulcis.

Pero constituyen el verdadero potencial de una arquitectura donde generación, almacenamiento, red y compute se coordinan mediante un sistema de gestión energética.

La batería deja entonces de ser simplemente:

“la energía que utilizamos cuando falla la red”.

Y empieza a convertirse en:

“el buffer energético entre la red y el compute”.

Y eso puede cambiar la economía del data center

Esta diferencia es enorme.

El business case tradicional del BESS suele calcularse comparando CAPEX con ingresos por arbitraje, servicios de ajuste o ahorro energético.

Para un data center puede aparecer otra variable mucho más valiosa:

TIME-TO-POWER.

Supongamos que un emplazamiento dispone de una conexión determinada pero necesita considerablemente más potencia para desplegar nuevas cargas de IA.

La solución tradicional sería esperar al refuerzo de la red.

Pero una arquitectura que combine:

GRID + GENERATION + BESS + EMS + FLEXIBLE COMPUTE

abre la posibilidad de gestionar de manera mucho más inteligente esa restricción.

No significa que una batería pueda sustituir automáticamente una conexión insuficiente.

No puede.

Pero sí puede convertirse en uno de los elementos que permitan diseñar alrededor de esa limitación.

Y eso cambia radicalmente su propuesta de valor.

El almacenamiento empieza a competir contra algo inesperado: esperar

Esta puede ser la consecuencia económica más interesante.

Cuando una batería se utiliza exclusivamente para arbitraje, su rentabilidad depende fundamentalmente de spreads, mercados auxiliares, ciclos, degradación y coste del capital.

Pero si ayuda a poner antes en funcionamiento infraestructura informática de enorme valor, aparece una nueva referencia económica.

El coste de esperar.

Un MW de capacidad informática que no puede conectarse no genera ingresos.

Por tanto, el valor de disponer antes de esa potencia puede ser muy superior al simple ahorro obtenido comprando electricidad barata y vendiéndola unas horas después.

La pregunta para determinados proyectos podría dejar de ser:

“¿Cuál es el payback del BESS?”

y convertirse en:

“¿Cuánto vale adelantar la disponibilidad de potencia?”

Ese cambio conceptual puede ser extraordinariamente importante para el almacenamiento C&I.

De UPS a Energy Operating System

También cambia el papel del software.

Cuando existen simultáneamente red, generación renovable, baterías, almacenamiento de larga duración y cargas informáticas, alguien tiene que decidir continuamente qué activo debe responder.

Energy Vault plantea precisamente VaultOS y un power plant controller para orquestar su sistema híbrido de almacenamiento en Cerdeña.

La evolución lógica es evidente:

UPS → BESS → EMS → ENERGY ORCHESTRATION

El valor ya no reside únicamente en almacenar electrones.

Reside también en decidir qué hacer con ellos y cuándo.

Para fabricantes como SolaX Power, esta evolución puede ser especialmente relevante.

En residencial, la batería maximiza autoconsumo.

En C&I, puede combinar autoconsumo, peak shaving, time shifting y backup.

Pero en data centers y microgrids aparece una capa adicional:

gestión activa de la disponibilidad de potencia.

El BESS, el PCS y el EMS empiezan a funcionar como una única infraestructura.

Europa tiene un problema de red y otro de computación

Y ambos pueden encontrarse.

Europa quiere simultáneamente:

más renovables,

más electrificación,

más industria,

más inteligencia artificial,

y mayor soberanía digital.

Todas esas estrategias compiten por un recurso cada vez más escaso en determinadas localizaciones:

capacidad eléctrica disponible en el momento y lugar adecuados.

Construir más red seguirá siendo imprescindible.

Pero tarda años.

El almacenamiento ofrece algo diferente:

flexibilidad temporal.

No crea energía ni elimina mágicamente una restricción estructural de red.

Pero permite desacoplar parcialmente cuándo se produce, cuándo se importa y cuándo se consume la energía.

Para una carga digital potencialmente gestionable, esa capacidad puede ser extremadamente valiosa.

La verdadera noticia de Cerdeña

Por eso Digital Vault Sulcis merece atención más allá de Italia.

No porque demuestre que todos los futuros data centers vayan a funcionar de esta manera.

Todavía estamos lejos de poder afirmar algo así.

Y tampoco porque Italia haya declarado estratégico el almacenamiento energético de forma independiente.

Lo que el Gobierno italiano ha considerado estratégico es el proyecto completo.

Pero precisamente ahí está la señal.

La infraestructura digital y la infraestructura energética empiezan a aparecer dentro del mismo proyecto estratégico.

Una antigua mina de carbón puede convertirse ahora en almacenamiento.

Ese almacenamiento puede integrarse con renovables.

Y alrededor de esa infraestructura energética puede desarrollarse capacidad de inteligencia artificial.

Es una transformación extraordinariamente simbólica.

Durante décadas construimos centrales eléctricas y después conectamos consumidores.

Durante la primera etapa de los data centers construimos capacidad informática y después buscamos electricidad para alimentarla.

La próxima generación puede diseñarse de otra manera:

COMPUTE + ENERGY, desde el primer día.

Y si esa arquitectura se consolida, la oportunidad para el almacenamiento será mucho mayor que proporcionar unas horas de backup.

El BESS puede convertirse en una pieza que conecte tres de las grandes transformaciones de esta década:

renovables, electrificación e inteligencia artificial.

Quizá por eso la pregunta que deberían empezar a hacerse los desarrolladores de data centers no sea únicamente:

“¿Dónde puedo conseguir 100 MW?”

Sino:

“¿Cómo puedo diseñar un sistema capaz de utilizar inteligentemente los 100 MW que realmente tengo disponibles?”

Ahí el almacenamiento deja de ser una batería.

Empieza a ser infraestructura digital.

Cuando no hay red… ni agua: la batería que puede convertir un contenedor solar en una fábrica autónoma de hidrógeno


GFM Fotovoltaica integra solar, 136,8 kWh de almacenamiento, agua extraída del aire, electrólisis y almacenamiento de H₂ en NEBAW. Más que un nuevo electrolizador, el proyecto apunta hacia un concepto mucho más interesante: producir y almacenar energía prácticamente en cualquier lugar.

Hay una forma distinta de mirar el proyecto NEBAW que está desarrollando GFM Fotovoltaica.

No verlo simplemente como otro proyecto de hidrógeno verde.

Sino como una microinfraestructura energética autónoma.

La arquitectura pretende reunir en una plataforma modular y transportable generación fotovoltaica, almacenamiento eléctrico, producción de agua atmosférica, electrólisis, compresión, almacenamiento de hidrógeno y un sistema digital encargado de coordinar todo el conjunto. El demostrador se encuentra actualmente en fase de ensamblaje e integración.

La idea puede resumirse así:

SOLAR → ELECTRICIDAD → AGUA DEL AIRE → HIDRÓGENO → ENERGÍA ALMACENADA

Pero entre esos bloques aparece una tecnología que puede resultar mucho más importante de lo que parece:

el BESS.


136,8 kWh para desacoplar el sol del proceso industrial

GFM ha diseñado para NEBAW una arquitectura eléctrica con varios inversores trifásicos de 15 kW y una capacidad útil de almacenamiento eléctrico de 136,8 kWh.

La batería tiene dos funciones expresamente indicadas por el proyecto: mantener el suministro durante periodos de baja radiación y permitir paradas ordenadas de los equipos evitando posibles deterioros.

Es una diferencia importante.

Un electrolizador, un compresor o un sistema de generación de agua no necesariamente quieren comportarse igual que una instalación fotovoltaica.

La producción solar cambia continuamente.

Los procesos industriales prefieren condiciones operativas controladas.

La batería se convierte así en el buffer energético entre un recurso variable y un proceso industrial.

Y esa función puede acabar siendo más valiosa que limitarse a almacenar excedentes solares.


Dos almacenamientos para dos escalas temporales

Aquí aparece la lectura más interesante.

NEBAW incorpora potencialmente dos tecnologías de almacenamiento:

BESS → almacenamiento eléctrico de corta duración

H₂ → almacenamiento energético de mayor duración

No necesariamente compiten.

Pueden complementarse.

La batería puede absorber fluctuaciones rápidas, mantener buses eléctricos, gestionar transitorios, suavizar rampas y facilitar secuencias de arranque o parada.

El hidrógeno, una vez producido y comprimido, permite trasladar esa energía a horizontes temporales mucho mayores o incluso transportarla físicamente.

Es decir:

la batería gestiona el tiempo operativo de la planta; el hidrógeno gestiona el tiempo energético.

Esta interpretación es nuestra, no una afirmación realizada por GFM, pero constituye probablemente una de las implicaciones más interesantes de arquitecturas híbridas de este tipo.


El segundo recurso renovable está en el aire

La otra innovación de NEBAW está en eliminar una infraestructura que normalmente se da por supuesta.

El agua.

El proyecto integra tecnología de GENAQ para obtener agua directamente de la humedad atmosférica y alimentar posteriormente el proceso de electrólisis.

El objetivo es que la unidad pueda producir hidrógeno sin necesitar una acometida convencional de agua.

Eso cambia radicalmente algunos posibles emplazamientos.

Una futura unidad podría, en principio, instalarse donde coincidan:

☀️ recurso solar

🌬️ humedad atmosférica suficiente

📦 espacio para una infraestructura modular

pero donde no exista necesariamente:

❌ una red eléctrica potente

❌ una infraestructura hidráulica desarrollada.

GFM apunta precisamente a ubicaciones rurales, instalaciones industriales aisladas y emplazamientos con infraestructuras energéticas limitadas.


El KPI que realmente importa

Sin embargo, hay que evitar una lectura demasiado optimista.

El agua atmosférica no aparece gratis energéticamente.

Hay que captarla.

Después hay que producir el hidrógeno.

Después comprimirlo.

Y entre cada etapa existen pérdidas.

Precisamente por eso resulta especialmente interesante que GFM pretenda medir la eficiencia del sistema completo y no únicamente la eficiencia del electrolizador.

El proyecto plantea evaluar conjuntamente:

η FV × η almacenamiento × η generación de agua × η electrólisis × η compresión

para obtener el rendimiento real del conjunto.

Ese debería ser también el KPI económico fundamental:

kWh solares necesarios por kg de H₂ finalmente almacenado.

No simplemente la eficiencia nominal del electrolizador.


El verdadero producto podría no ser el electrolizador

Y aquí está, quizá, la consecuencia industrial más interesante.

Si el demostrador funciona, el activo comercializable podría dejar de ser simplemente un electrolizador.

Podría convertirse en algo mucho más parecido a una:

Autonomous Energy Factory

Una infraestructura modular capaz de transformar recursos locales —sol y humedad atmosférica— en un vector energético almacenable y transportable.

El proyecto está además concebido dentro de una estructura contenerizada y transportable, precisamente para facilitar su despliegue descentralizado.

Eso podría abrir aplicaciones en minería, telecomunicaciones, agricultura, infraestructuras remotas, islas energéticas, instalaciones temporales o determinados consumos industriales alejados de redes robustas.

Son aplicaciones potenciales; NEBAW todavía no ha demostrado comercialmente esos casos de negocio.


De la generación renovable a la autonomía energética

La transición energética ha estado durante años centrada en una pregunta:

¿cómo generamos electricidad renovable más barata?

Solar y eólica han avanzado enormemente en esa dirección.

La siguiente pregunta puede ser bastante diferente:

¿cómo convertimos esa electricidad variable en energía disponible cuándo y dónde la necesitamos?

Ahí empiezan a converger tecnologías que durante años se han analizado por separado:

Solar + BESS + gestión digital + producción flexible + hidrógeno.

NEBAW añade todavía otra capa:

el agua.

El proyecto, coordinado por GFM junto con GENAQ, ATD, ABC Compressors, Novation IT Systems y la Universidad de Castilla-La Mancha, cuenta con una inversión total declarada de 2,77 millones de euros y financiación del programa de incentivos del IDAE dentro del PRTR/NextGenerationEU.

Todavía es un proyecto de investigación y demostración.

Pero la dirección tecnológica merece atención.

Porque quizá el futuro del hidrógeno distribuido no sea construir plantas cada vez mayores alrededor de infraestructuras existentes.

Quizá, para determinados nichos, sea exactamente lo contrario:

llevar la infraestructura energética completa dentro de un contenedor.

☀️ Generación solar
🔋 BESS
💧 Agua atmosférica
⚡ Electrólisis
🟢 Hidrógeno
🧠 Control inteligente

Una pequeña fábrica energética prácticamente autónoma.

Y en esa arquitectura, la batería deja de ser simplemente almacenamiento.

Se convierte en el elemento que permite que todos los demás subsistemas funcionen como un único sistema energético.

2 sept 2026

Redundancia, reserva y restauración: Europa empieza a describir el próximo gran mercado del BESS


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?

Redundancia, reserva y restauración: Europa empieza a describir el próximo gran mercado del BESS


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.

650.000 €/MW al año: España empieza a poner números al verdadero valor del BESS


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:

¿Cuándo será rentable instalar baterías?

España pasa de 24 a 96 rondas intradiarias: el BESS gana más oportunidades, pero también necesita más inteligencia

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.

El mercado eléctrico se acerca al tiempo real

Países Bajos acaba de demostrar que una conexión flexible puede ser financiable

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.

Pero Sirius tiene una particularidad decisiva.