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.
Del MW renovable al MW gestionable
Durante los últimos años, gran parte de la transición energética se ha basado en una métrica relativamente sencilla:
instalar más MW solares y eólicos.
Pero llega un momento en que añadir generación variable deja de resolver el problema y empieza a trasladarlo al sistema eléctrico.
India ya está viendo las consecuencias.
Entre abril y junio llegó a limitar aproximadamente el 14% de su producción solar, debido a excedentes durante las horas centrales del día y restricciones de la red de transporte. (Reuters)
La respuesta regulatoria es significativa:
si añadimos generación variable, añadamos también parte de la infraestructura necesaria para integrarla.
La ecuación empieza a evolucionar:
Renewables → Renewables + Storage + Grid Support
Europa debería prestar atención
Europa no ha optado, por ahora, por imponer una proporción universal BESS/renovable como la propuesta india.
Y probablemente haya buenas razones.
Las necesidades de almacenamiento dependen de cada sistema eléctrico, de sus interconexiones, generación flexible, hidráulica, demanda y congestiones.
Pero el diagnóstico europeo se parece cada vez más al indio.
La Comisión Europea estima que las necesidades de flexibilidad podrían alcanzar aproximadamente 288 TWh en 2030, equivalentes al 24% de la demanda eléctrica de la UE. También estima que podrían añadirse unos 128 GW / 300 GWh de almacenamiento electroquímico a las redes europeas entre 2024 y 2030. (Energy)
De hecho, en junio de 2026 instituciones públicas, industria y sector financiero europeo firmaron un acuerdo específico para acelerar el almacenamiento energético. (Energy)
La cuestión europea, por tanto, ya no parece ser:
¿necesitamos almacenamiento?
Sino:
¿cómo conseguimos construirlo suficientemente rápido y cómo remuneramos todos los servicios que proporciona?
Y España puede ser uno de los mejores laboratorios
Aquí la comparación con India resulta especialmente interesante.
España aspira en 2030 a aproximadamente:
- 76 GW fotovoltaicos
- 62 GW eólicos
- 22,5 GW de almacenamiento
según el PNIEC 2023-2030. (Ministerio de Transición Ecológica)
Además, el Gobierno está acelerando explícitamente la hibridación entre generación y almacenamiento, simplificando determinados procedimientos regulatorios. (Ministerio de Transición Ecológica)
Y el mercado empieza a responder.
A finales de 2025 se adjudicaron 818 millones de euros a 126 proyectos de almacenamiento, que sumarán aproximadamente 2,2 GW y 9,4 GWh. Entre ellos predominan precisamente los proyectos hibridados y los BESS standalone. (Ministerio de Transición Ecológica)
En agosto de 2026, otros 524 proyectos renovables innovadores recibieron ayudas, incorporando almacenamiento en todos los casos. (Ministerio de Transición Ecológica)
La dirección resulta bastante clara.
Pero España tiene una diferencia fundamental
España dispone de un recurso renovable extraordinario.
Y precisamente por eso el almacenamiento puede adquirir aquí todavía más valor.
Cuando existe mucha producción solar simultánea, el problema deja de ser únicamente cuánto cuesta producir un MWh.
Empiezan a importar otras preguntas:
- ¿Cuándo puede entregarse ese MWh?
- ¿Puede evitar un vertido?
- ¿Puede desplazarse hacia las horas de mayor precio?
- ¿Puede aliviar una congestión?
- ¿Puede proporcionar reserva, regulación de frecuencia o soporte de tensión?
- ¿Puede contribuir a la estabilidad de una red con cada vez menos generación síncrona?
Ahí cambia por completo la economía del BESS.
La batería deja de ser simplemente un dispositivo para comprar barato y vender caro.
Se convierte en infraestructura de flexibilidad.
La verdadera señal de India no es el 10%
Sería fácil quedarse con el titular:
“India obliga a instalar baterías.”
Pero quizá ésa no sea la parte más importante.
India está empezando a reconocer regulatoriamente que el valor de una planta renovable no puede medirse únicamente por los MW que instala, sino también por su capacidad para integrarse en el sistema eléctrico.
Y la inclusión de grid-forming refuerza todavía más ese mensaje. (Reuters)
Eso tiene implicaciones importantes para fabricantes de inversores, PCS y sistemas BESS.
La próxima competición puede no estar únicamente en: €/kWh de batería.
Puede estar cada vez más en:
control + PCS + grid-forming + EMS + capacidad de prestar múltiples servicios al sistema.
España no necesita necesariamente copiar a India
Aquí introduciría una diferencia importante.
Obligar indiscriminadamente a cada planta renovable española a instalar un determinado porcentaje de batería podría producir inversiones poco eficientes.
Un BESS instalado únicamente porque la regulación exige “10% durante 2 horas” no tiene por qué ser el almacenamiento que realmente necesita ese nodo de la red.
España podría seguir un camino más sofisticado:
hacer que el mercado valore económicamente la flexibilidad allí donde realmente es necesaria.
Capacidad.
Servicios de ajuste.
Grid-forming.
Gestión de congestiones.
Acceso flexible.
Arbitraje.
Reducción de vertidos.
Y eventualmente mercados locales de flexibilidad.
Entonces el BESS no necesitaría ser obligatorio.
Sería económicamente inevitable.
La señal que llega desde India
Durante una década la pregunta fue:
¿cuánto podemos reducir el coste de la energía renovable?
La siguiente puede ser bastante diferente:
¿cuánto cuesta convertir esa energía renovable en electricidad realmente gestionable?
India acaba de ponerle una primera cifra:
10% de potencia y dos horas de almacenamiento.
Probablemente no sea la cifra definitiva ni necesariamente la adecuada para Europa.
Pero el cambio conceptual sí parece difícil de ignorar.
La transición energética está pasando de maximizar generación renovable a maximizar generación renovable útil para el sistema.
Y si esa tendencia se consolida, el BESS deja de ser el complemento de la transición energética.
Empieza a convertirse en parte de su infraestructura básica. (Reuters)
Fuente principal: Reuters, 4 septiembre 2026. La propuesta india sigue siendo un borrador regulatorio, algo que conviene dejar claro y no presentar todavía como norma definitivamente aprobada. (Reuters)
