NeoVolta firma un compromiso vinculante de unos 53 millones de dólares para suministrar BESS a proyectos de Edge AI Data Centers en Ontario. La carrera por la infraestructura de IA empieza a convertirse también en una carrera por asegurar capacidad de almacenamiento.
Durante meses hemos hablado de una cuestión aparentemente inevitable:
si los data centers de IA necesitan cada vez más potencia, ¿de dónde saldrá esa electricidad?
Ahora empieza a aparecer una segunda pregunta:
¿dónde se almacenará?
NeoVolta anunció el 17 de septiembre un acuerdo vinculante de reserva de capacidad con Infinite Grid Capital para suministrar sistemas BESS destinados a proyectos de Edge AI Data Centers en el norte de Ontario durante 2027.
El compromiso asciende aproximadamente a:
53 millones de dólares
Pero la cifra más interesante está detrás.
El acuerdo constituye el primer compromiso comercial importante dentro de un marco previamente anunciado entre ambas compañías que contempla potencialmente:
Dos proyectos publicados en el BOE muestran hacia dónde puede dirigirse una parte importante del mercado BESS español: añadir almacenamiento a plantas fotovoltaicas que ya están construidas, conectadas y produciendo.
Durante años, el crecimiento renovable español se ha medido principalmente en una unidad:
MW solares instalados.
Pero el siguiente gran mercado puede estar en otro sitio.
No necesariamente en construir más plantas.
Sino en transformar las que ya existen.
El BOE del 17 de septiembre acaba de publicar la tramitación de dos proyectos de almacenamiento vinculados a instalaciones fotovoltaicas de Solaria en Valladolid.
Y juntos representan aproximadamente:
51 MW de BESS + 261 MWh de almacenamiento.
Pero esa no es realmente la cifra importante.
Lo importante es que las plantas solares ya existen y están operando.
La batería ya no solo desplaza electricidad. Empieza a desplazar también el atributo renovable en el tiempo.
Y eso llega justo cuando España está planteando exigir a los nuevos centros de datos algo especialmente difícil: que al menos el 80% de la electricidad consumida en cada hora de funcionamiento esté respaldada por generación renovable producida en esa misma hora.
Durante años, el Corporate PPA ha tenido una lógica relativamente sencilla: un gran consumidor contrata suficiente generación renovable para cubrir, en términos anuales, una parte significativa de su consumo eléctrico.
El proyecto de Real Decreto español para centros de datos cambia radicalmente esa lógica.
La propuesta sometida a audiencia pública por el MITECO plantea que los centros de datos afectados respalden mediante nueva generación renovable al menos el 80% de su consumo en cada hora de funcionamiento. No basta, por tanto, con que al final del año coincidan los MWh renovables contratados con los MWh consumidos. La generación debe acompañar temporalmente a la demanda.
Esto puede parecer una diferencia contable.
No lo es.
Puede transformar la forma en que se diseñan los PPAs para algunos de los mayores consumidores eléctricos del país.
España acaba de dar un paso que puede cambiar la economía del almacenamiento.
La Orden TED/966/2026, publicada el 17 de septiembre, crea formalmente el mercado de capacidad del sistema eléctrico peninsular. Su objetivo es contratar potencia firme suficiente para cubrir situaciones de estrés y reducir el riesgo de energía no suministrada. (BOE)
El almacenamiento está dentro.
Pero la pregunta interesante ya no es simplemente:
¿Cuántos MW de baterías necesita España?
La pregunta empieza a ser:
¿Cuántos MW firmes puede aportar realmente cada tipo de batería y cuánto debería pagar el sistema por ellos?
La transición energética española está cambiando de fase. Ya no basta con producir más electricidad renovable: ahora hay que conseguir que la red pueda transportarla, almacenarla y entregarla exactamente cuando y donde se necesita.
La crisis de Ormuz vuelve a recordar algo incómodo: Europa puede controlar los tipos de interés, pero no controla el precio del petróleo ni del gas que importa. La respuesta estructural no es únicamente instalar más renovables. Es conseguir que esa energía renovable esté disponible cuando el sistema realmente la necesita. Ahí entra el almacenamiento.
Cada gran crisis energética europea termina pareciéndose a la anterior. Sube el petróleo o el gas, aumenta el coste de producir electricidad, transportar mercancías y fabricar bienes, y ese incremento acaba propagándose por toda la economía.
El nuevo informe de la New Economics Foundation (NEF), Stabilising the Shock Market, intenta cuantificar precisamente ese mecanismo. Su modelización concluye que un shock del 50% en los precios de los combustibles fósiles y la energía podría añadir entre 0,8 y 1,8 puntos porcentuales a la inflación en los países europeos estudiados.
No es una previsión. NEF lo deja claro: utiliza un modelo de precios de Leontief y trabaja con hipótesis ilustrativas, entre ellas un 20% de transmisión del shock al consumidor durante el primer año.
Pero el mecanismo económico que muestra resulta difícil de ignorar.
Petróleo por encima de 100 dólares, gas europeo cerca de 84 €/MWh, electricidad por encima de 200 €/MWh en algunos mercados e inflación al alza. Las noticias de estos días parecen una tormenta perfecta. Pero el verdadero problema no está en Ormuz. Está en una vulnerabilidad energética europea que sigue sin resolverse: depender del combustible importado justo cuando necesitamos energía firme y gestionable.
Hay días en los que basta con mirar una portada energética para entender que algo está ocurriendo.
El Brent vuelve a moverse por encima de los 100 dólares por barril y este martes llegó a situarse alrededor de 107 dólares, después del cierre temporal del oleoducto Este-Oeste de Arabia Saudí y de las dificultades para el tráfico marítimo a través del estrecho de Ormuz.
Al mismo tiempo, el gas TTF europeo ha llegado a superar los 84 €/MWh, recuperando niveles que no veíamos desde comienzos de 2023.
Y entonces ocurre lo que Europa y España conocen demasiado bien.
El problema salta del mercado del gas al mercado eléctrico, con sus consabidas consecuencias;
La Alianza por la Competitividad de la Industria Española ha advertido del fuerte impacto que la crisis energética derivada del conflicto en el Golfo Pérsico está teniendo sobre la actividad manufacturera nacional y ha hecho un llamamiento a la adopción urgente de medidas que permitan preservar la competitividad de las empresas, la inversión industrial y el empleo.
Según las estimaciones elaboradas por la organización a partir de la evolución y los futuros de los mercados TTF (gas) y OMIE (electricidad), el encarecimiento del gas y de la electricidad desde el inicio de la crisis podría generar un sobrecoste energético de casi 7.400M€ para la industria manufacturera española desde el inicio del conflicto del Golfo Pérsico y hasta final de año. En concreto, el impacto asociado al incremento de los precios del gas ascendería a cerca de 4.220 millones de euros, mientras que el sobrecoste derivado de la electricidad alcanzaría los 3.175 millones de euros.
España quiere que los nuevos centros de datos respalden cada hora al menos el 80% de su consumo con nueva generación renovable. El objetivo puede tener sentido. El problema aparece cuando intentamos imponer un sistema eléctrico del futuro utilizando la infraestructura de flexibilidad que tenemos hoy.
La batalla por el nuevo Real Decreto de centros de datos acaba de subir otro nivel.
Grandes empresas vinculadas al desarrollo de estas infraestructuras están cuestionando las condiciones planteadas por el Gobierno, mientras Spain DC advierte de que existen alrededor de 9.000 millones de euros de inversiones concretas en riesgo y cerca de 66.900 millones de inversión prevista hasta 2030.
Pero reducir el debate a:
“renovables contra centros de datos”
sería un error.
El verdadero problema es bastante más interesante:
¿Puede España exigir consumo renovable hora a hora sin disponer todavía de suficiente almacenamiento y flexibilidad para hacerlo posible de forma competitiva?
Tras el apagón, España decidió operar su sistema eléctrico con mayores márgenes de seguridad. La factura de esa decisión alcanza ya los 783 millones de euros. Mientras tanto, la fotovoltaica empieza a participar en el control de tensión por una remuneración que UNEF considera insuficiente. El debate ya no debería ser renovables contra gas, sino cómo comprar la estabilidad de la red al menor coste posible.
El apagón del 28 de abril de 2025 cambió la forma de operar el sistema eléctrico español.
Red Eléctrica introdujo una denominada “operación reforzada”, programando el sistema de manera más conservadora y recurriendo en mayor medida a generación convencional para disponer de mayores márgenes de seguridad.
Ahora conocemos su coste.
Según explicó la directora general de Operación de Red Eléctrica, Concha Sánchez, las restricciones vinculadas específicamente a esa operación reforzada han supuesto 783 millones de euros desde su implantación, de los cuales 267 millones corresponden a 2026.
La seguridad del sistema tiene un precio.
La pregunta importante es si estamos comprándola de la manera más eficiente.
También quiere que esa nueva demanda eléctrica venga acompañada de nueva generación renovable.
Hasta aquí, parece sencillo.
El problema aparece cuando añadimos dos palabras:
“hora a hora”.
El proyecto regulatorio planteado por el Gobierno establece que, mientras las renovables no superen el 90% del mix eléctrico, los nuevos centros de datos deberán respaldar al menos el 80% de su consumo con nueva generación renovable y con correlación horaria. Es decir: no basta con comprar a lo largo del año tantos MWh renovables como consume el centro. La generación debe producirse en las mismas horas en las que se consume.
Y aquí empieza el verdadero problema energético.
Un centro de datos puede consumir electricidad prácticamente 24 horas al día, 365 días al año.
No cuestiona el objetivo del 80% renovable. Lo que pide es una transición más gradual: empezar midiendo la correlación en términos anuales, evolucionar posteriormente hacia periodos trimestrales y establecer desde el principio una senda regulatoria clara. También propone ampliar hasta seis años el criterio de adicionalidad, reconocer determinados vertidos técnicos, flexibilizar los PPA y, muy especialmente, incentivar la hibridación renovable y el almacenamiento.
Y ahí está, para mí, la parte más importante de todo el debate.
España tiene sol. Tiene viento. Tiene territorio. Y cada año tiene más capacidad renovable.
Entonces, ¿cuál es el problema?
Que producir electricidad barata no significa disponer de electricidad barata cuando la necesitamos.
El artículo publicado por elDiario.es sobre el nuevo ensayo España contra el desierto, de Emilio Santiago y Héctor Tejero, plantea una tesis estimulante: el desplome del coste de la solar, la eólica y las baterías puede abrir para España una etapa de abundancia energética capaz de impulsar la electrificación y reducir nuestra dependencia de los combustibles fósiles.
McKinsey cambia la pregunta: ya no basta con instalar más renovables. Hay que construir un sistema capaz de utilizarlas.
Durante años hemos medido el avance de la transición energética casi siempre de la misma forma:
Más GW solares.
Más GW eólicos.
Más inversión renovable.
Pero quizá estamos mirando el indicador equivocado.
McKinsey acaba de plantear una cuestión mucho más incómoda: ¿cuánto valor aporta realmente al sistema cada euro invertido?
Y la respuesta cambia radicalmente el papel del almacenamiento.
Mucha generación. No necesariamente mucho sistema.
En 2025 se invirtieron aproximadamente 3,3 billones de dólares en el sistema energético mundial.
Sin embargo, redes y almacenamiento recibieron conjuntamente unos 479.000 millones de dólares.
McKinsey identifica precisamente ahí uno de los grandes desequilibrios: la generación está creciendo rápidamente mientras que las infraestructuras necesarias para conectarla, equilibrarla y asegurarla —redes, transmisión, almacenamiento, capacidad gestionable y flexibilidad— siguen insuficientemente financiadas y desarrolladas.
Ese matiz lo cambia todo.
Podemos instalar miles de MW renovables y seguir teniendo un sistema con problemas de congestión, vertidos, precios negativos o falta de capacidad cuando realmente necesitamos la electricidad.
Potencia instalada no es lo mismo que energía disponible.
Hasta hace unas semanas, el debate sobre los centros de datos en España parecía principalmente técnico.
Red eléctrica.
Consumo energético.
Renovables.
Agua.
Ahora ha entrado un actor nuevo: el capital.
La propuesta española para exigir que los grandes data centers respalden hora a hora al menos el 80% de su consumo con nueva generación renovable ya ha llegado a las conversaciones de los grandes inversores internacionales.
Según Cinco Días, la regulación española fue uno de los asuntos analizados esta semana en Londres durante una reunión organizada por Goldman Sachs con decenas de inversores y actores del sector inmobiliario.
Y eso cambia la dimensión del problema.
Ya no se discute únicamente si técnicamente puede hacerse
La pregunta empieza a ser: ¿sigue siendo financiable el proyecto?
Durante años, la gran pregunta alrededor del almacenamiento en España ha sido cuándo pasaríamos de los anuncios y las solicitudes de conexión a los proyectos realmente financiables.
Esta operación aporta una señal interesante.
Alter Enersun ha cerrado una financiación de más de 60 millones de euros con CaixaBank, BBVA y Banco Santander destinada a cinco activos fotovoltaicos de Extremadura que incorporarán almacenamiento mediante baterías.
Las instalaciones suman:
☀️ 90 MWp de fotovoltaica
🔋 135 MWh de almacenamiento
📍 Cinco proyectos en Extremadura
Los activos están situados en Alconchel, Cáceres, San Serván, Jerez de los Caballeros y Barcarrota.
Pero probablemente esos no sean los números más importantes de la noticia.
Europa podría instalar 57 GWh de almacenamiento en baterías en 2026. Un 78% más que en 2025. Pero quizá el dato más importante no sea el volumen: es dónde se está produciendo el crecimiento. Y España está entre los mercados protagonistas.
El almacenamiento europeo está cambiando de escala.
Según EUPD Research, las nuevas instalaciones de baterías en Europa pasarían de 32 GWh en 2025 a 57 GWh en 2026, un crecimiento interanual del 78%.
Alemania, Bulgaria, Italia, Reino Unido y España lideran esta expansión. Pero no todos están creciendo de la misma manera.
Y ahí aparece una señal particularmente interesante para España.
España: el crecimiento viene del front-of-the-meter
Durante años hemos hablado de cómo integrar más renovables en el sistema eléctrico. España empieza a enfrentarse al problema contrario: qué hacer con una generación renovable creciente cuando la demanda no aumenta al mismo ritmo.
Precios muy bajos o negativos, vertidos, canibalización de la fotovoltaica y reducción de los precios capturados por los productores son síntomas de una transición energética que está entrando en una nueva fase.
Ya no basta con instalar más solar y eólica.
Ahora necesitamos redes, almacenamiento y nueva demanda eléctrica capaz de consumir esa energía.
Y aquí los centros de datos pueden pasar de ser vistos como parte del problema a convertirse en parte de la solución.
100 MW de data center son también 788 GWh de demanda
El borrador indio que exige BESS en nuevos proyectos solares y eólicos anticipa una cuestión que Europa —y especialmente España— tendrá que resolver: cuánto almacenamiento necesita realmente cada nuevo MW renovable.
India acaba de poner encima de la mesa una medida difícil de ignorar.
A partir del 1 de julio de 2027, el borrador regulatorio de la Central Electricity Authority propone que los nuevos proyectos públicos de solar y eólica terrestre incorporen almacenamiento en baterías equivalente, como mínimo, al 10% de su potencia durante dos horas.
En 2029, la duración mínima subiría a cuatro horas.
Y hay un segundo elemento posiblemente aún más relevante: los nuevos proyectos deberán incorporar capacidades grid-forming. (Reuters)
No estamos hablando simplemente de instalar más baterías.
Estamos hablando de un cambio en la definición misma de lo que constituye una nueva planta renovable.
APPA pone números al nuevo marco español para centros de datos: cumplir el 80% renovable hora a hora podría exigir un enorme sobredimensionamiento de generación y almacenamiento. El debate ya no es si los data centers deben ser sostenibles, sino cómo conseguirlo sin hacerlos inviables.
España quiere atraer centros de datos, inteligencia artificial e inversión digital. También quiere que esa nueva demanda eléctrica sea compatible con la transición energética.
El problema aparece cuando se introduce una palabra:
hora.
El proyecto de Real Decreto del Gobierno plantea que los nuevos centros de datos cubran al menos el 80% de su consumo eléctrico con nueva generación renovable en cada hora de funcionamiento. Además, esa generación deberá cumplir requisitos de adicionalidad.
Sobre el papel parece razonable.
Cuando se modeliza un data center funcionando 24/7 frente a una generación solar y eólica variable, la fotografía cambia radicalmente.
La IEA deja una señal bastante clara: la próxima frontera del data center no será solo consumir más electricidad, sino aprender a gestionarla.
Durante años hemos hablado de los centros de datos como una nueva gran carga eléctrica.
La conversación sigue siendo válida, pero empieza a quedarse corta.
El Global Energy Review 2026 de la IEA muestra que en 2025 el consumo eléctrico de los data centers creció alrededor de un 17%, unos 70 TWh adicionales en un solo año. En Estados Unidos fueron responsables de aproximadamente la mitad de todo el crecimiento de la demanda eléctrica.
Hasta aquí, la historia conocida:
AI → more compute → more electricity.
Pero el mismo informe contiene otro dato que cambia bastante la perspectiva.
España prepara 10.200 millones de euros adicionales para reforzar sus redes de distribución. Pero, casi al mismo tiempo, ha introducido algo potencialmente mucho más disruptivo para el almacenamiento: la posibilidad de utilizar la red de forma flexible.
Durante años hemos planteado el problema del almacenamiento en España de una manera bastante sencilla:
Necesitamos más BESS, pero no hay capacidad suficiente en la red para conectarlos.
Quizá tengamos que empezar a darle la vuelta a la frase.
Porque la congestión que dificulta conectar un BESS puede convertirse precisamente en una de las razones por las que tenga sentido conectarlo.
10.200 millones de euros de más red
El Real Decreto 640/2026 habilita un incremento extraordinario de 10.200 millones de euros en los límites de inversión de las redes de distribución entre 2027 y 2030:
2027: +1.020 M€
2028: +2.550 M€
2029: +3.060 M€
2030: +3.570 M€
Parte de estas inversiones podrá dirigirse a redes inteligentes, control, observabilidad e inversiones anticipatorias en zonas donde la falta de red esté bloqueando nueva demanda.
Es una buena noticia.
Pero construir subestaciones, líneas y posiciones lleva tiempo.
McKinsey identifica un cambio profundo en el modelo energético europeo: electrificación, renovables, IA y restricciones de red están desplazando el valor desde la simple propiedad de generación hacia el control de los flujos energéticos. Para el almacenamiento, la consecuencia puede ser enorme. El BESS deja de ser únicamente un activo que almacena MWh y empieza a convertirse en uno de los instrumentos más valiosos para decidir cuándo, dónde y cómo circula la electricidad.
Durante más de un siglo, el tamaño de una compañía eléctrica podía medirse de una forma relativamente sencilla.
¿Cuántas centrales tienes?
¿Cuántos GW produces?
¿Cuántos kilómetros de red controlas?
¿Cuántos clientes suministras?
Más activos = más valor.
Pero el sistema eléctrico europeo está cambiando tan rápidamente que esa ecuación empieza a quedarse corta.
McKinsey acaba de publicar un informe sobre el futuro de las utilities europeas con una conclusión especialmente interesante:
el liderazgo futuro dependerá menos de la cantidad de activos físicos que una compañía posea y más de su capacidad para controlar recursos cada vez más escasos.
Entre ellos:
acceso a red, capacidad firme, interfaz digital y flexibilidad.
Y probablemente esa última palabra sea una de las claves del próximo ciclo energético europeo.
Octave.energy levanta 10 M€ para expandir por Europa un modelo que combina BESS + EMS para autoconsumo, peak shaving, recarga de vehículos eléctricos, mercados de flexibilidad y —aquí está lo realmente interesante— acceso a potencia adicional en zonas con la red congestionada. Sus primeros proyectos ya están operativos en España.
Durante años hemos explicado el business case de una batería industrial de una manera bastante sencilla.
Tienes fotovoltaica.
Produces energía durante el día.
No puedes consumirla toda.
La almacenas.
Y la utilizas después.
PV → BESS → AUTOCONSUMO
Tiene sentido.
Pero probablemente sea solo el principio del mercado C&I.
Porque en muchas zonas de Europa está apareciendo un problema bastante más importante que el precio de la electricidad:
no hay suficiente capacidad de red disponible cuando la empresa la necesita.
Europa puede instalar toda la solar y eólica que quiera. Pero si no sustituye también las funciones que hoy presta el gas, seguirá dependiendo de él.
Y ahí entra el almacenamiento.
Más de 180 organizaciones europeas —incluyendo grandes asociaciones eléctricas, renovables y de redes— han pedido a Ursula von der Leyen que impulse una estrategia independiente y de largo plazo para acabar con la dependencia europea de los combustibles fósiles.
No están hablando únicamente de descarbonización.
Están hablando de competitividad, seguridad energética y autonomía estratégica.
€50.000 millones: la factura de seguir dependiendo de los fósiles
El nuevo mercado alemán de Momentanreserve permite a los BESS con inversores grid-forming monetizar inercia sintética mediante contratos de entre 2 y 10 años. Aurora estima que este nuevo ingreso podría añadir entre 1 y 2 puntos porcentuales a la IRR de determinados proyectos. La verdadera noticia, sin embargo, es otra: funciones que antes proporcionaban gratuitamente las grandes centrales eléctricas empiezan a convertirse en productos que el sistema necesita comprar.
Durante décadas nadie necesitó crear un mercado para la inercia.
Estaba incluida en el sistema eléctrico.
Las enormes masas giratorias de turbinas y generadores de las centrales térmicas proporcionaban de manera natural una primera defensa frente a perturbaciones de frecuencia.
Pero la transición energética está cambiando también esa física.
Cuando una central convencional desaparece, no desaparecen únicamente sus MW de generación.
También desaparecen algunas de las propiedades eléctricas que ayudaban a mantener estable la red.
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.
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?
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.
