El almacenamiento BESS puede convertirse en una de las herramientas estratégicas para evitar que Europa desperdicie parte de su revolución renovable.
Europa está construyendo un sistema eléctrico radicalmente diferente al que conocíamos hace apenas dos décadas.
Cada año incorporamos más generación solar y eólica. Electrificamos la movilidad, sustituimos combustibles fósiles por bombas de calor y desarrollamos nuevos centros de datos e industrias electrificadas.
Sin embargo, existe una contradicción cada vez más evidente:
Estamos desarrollando nuestra capacidad de producir electricidad limpia más rápidamente que nuestra capacidad para transportarla, gestionarla y aprovecharla.
Y esa contradicción empieza a tener un precio extraordinariamente elevado.
El último informe de la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER), publicado el 6 de noviembre de 2026, confirma que la congestión de las redes se está convirtiendo en un problema económico estructural.
Pero la advertencia más contundente procede de un estudio del Centro Común de Investigación (JRC) de la Comisión Europea, publicado en 2024.
Si Europa mantiene un ritmo insuficiente de expansión de sus redes, los costes anuales de gestión de congestiones podrían alcanzar los 103.000 millones de euros en 2040.
No es una previsión inevitable. Es un escenario condicionado por las decisiones de inversión, planificación y operación que tomemos durante los próximos años.
Y precisamente por eso merece nuestra atención.
1. La congestión eléctrica ya está costando miles de millones
Las cifras actuales de ACER permiten comprender la magnitud del problema.
En 2025, los operadores europeos tuvieron que destinar aproximadamente 5.400 millones de euros a medidas correctivas para gestionar congestiones y otras restricciones de la red.
Un incremento superior al 25% respecto a 2024.
Durante ese mismo año se realizaron ajustes de generación, conocidos como redispatching, por un volumen aproximado de 70 TWh.
¿Qué significa esto?
Imaginemos una región con abundante generación solar produciendo electricidad a precios muy bajos.
A cientos de kilómetros, una zona industrial necesita electricidad.
Existe generación disponible. Existe demanda. Pero las líneas que conectan ambas regiones no pueden transportar toda la potencia requerida sin superar sus límites operativos.
El operador debe modificar la programación inicialmente prevista, reduciendo la generación en determinados lugares y aumentando la de otros.
El sistema continúa funcionando de forma segura, pero con un coste adicional.
El problema no es necesariamente que falte energía. Es que no siempre podemos utilizarla donde y cuando la necesitamos.
Y cuanto mayor sea la penetración renovable sin una adaptación equivalente de las redes, más exigente puede resultar resolver estas restricciones.
2. El escenario de 2040: hasta 103.000 millones anuales
El estudio Redispatch and Congestion Management – Future-Proofing the European Power Market, publicado por el JRC en mayo de 2024, analizó diferentes escenarios de expansión de las redes eléctricas europeas.
Sus resultados muestran una diferencia extraordinaria.
Con una ampliación muy ambiciosa de las infraestructuras, los costes de redispatching podrían situarse alrededor de 34.000 millones de euros anuales en 2040.
Pero si la expansión mantiene ritmos históricos, el coste estimado asciende hasta los 103.000 millones de euros anuales.
En este último escenario, el volumen de redispatching podría alcanzar 809 TWh y hasta 310 TWh de generación renovable podrían ser recortados por limitaciones de red.
Conviene distinguir ambas magnitudes: el redispatching representa ajustes de generación, mientras que los recortes renovables representan electricidad que deja de producirse o inyectarse.
Estamos hablando de escenarios, no de pérdidas garantizadas.
Pero el mensaje es inequívoco:
La expansión renovable, sin coordinación con el desarrollo de las infraestructuras y la demanda, puede generar ineficiencias económicas de enorme magnitud.
Y existe una consecuencia adicional.
Cada MWh renovable que no podemos aprovechar representa una oportunidad perdida para reducir el uso de combustibles fósiles, mejorar nuestra autonomía energética y reforzar nuestra competitividad.
3. Construir más redes es imprescindible. Pero no será suficiente.
Europa ya está acelerando sus inversiones.
Según ACER, el gasto anual en infraestructuras de transporte eléctrico pasó de 10.400 millones de euros en 2019 a 30.500 millones en 2025.
Prácticamente se triplicó.
Sin embargo, desarrollar nuevas líneas de transporte sigue siendo un proceso complejo.
La planificación, los permisos administrativos, la aceptación social, la adquisición de equipos y la ejecución de las obras pueden prolongarse durante muchos años.
ACER señala que, de media, un 22% de los proyectos transfronterizos europeos monitorizados registra retrasos cada año.
Además, estima que un retraso de un año en determinados proyectos europeos de infraestructura podría representar alrededor de 4.000 millones de euros de bienestar económico perdido.
La cuestión estratégica es evidente:
¿Podemos permitirnos depender exclusivamente de nuevas líneas eléctricas para resolver problemas que ya están creciendo?
Mi respuesta es que no.
Necesitamos reforzar las redes, pero también aumentar su capacidad efectiva mediante digitalización, tecnologías de optimización, gestión activa de la demanda y almacenamiento energético.
Es aquí donde los sistemas BESS adquieren una relevancia especial.
4. BESS: de almacenar energía a gestionar las limitaciones físicas del sistema
Tradicionalmente, buena parte del debate económico sobre las baterías se ha concentrado en el arbitraje energético.
Cargar cuando la electricidad es barata y descargar cuando su precio aumenta.
Este modelo seguirá teniendo importancia.
Pero reducir el valor de los BESS al arbitraje sería ignorar una parte fundamental de su potencial.
Una batería correctamente ubicada, dimensionada y gestionada puede convertirse en un recurso de flexibilidad para la red eléctrica.
Consideremos cuatro aplicaciones.
① Reducir los recortes renovables
Un BESS ubicado estratégicamente puede absorber parte de la generación solar o eólica que, de otro modo, tendría que reducirse por una congestión.
Posteriormente, puede entregar esa energía cuando las condiciones de la red permitan aprovecharla.
El resultado potencial es una mayor utilización de los recursos renovables existentes.
② Gestionar congestiones locales
Las baterías pueden modificar sus perfiles de carga y descarga para reducir determinados flujos de potencia en elementos congestionados.
Esto exige conocer la topología de la red, las restricciones operativas y los momentos en los que aparece la congestión.
No cualquier batería instalada en cualquier ubicación conseguirá este resultado.
③ Aportar flexibilidad a instalaciones industriales
En aplicaciones comerciales e industriales, los BESS permiten gestionar picos de demanda, optimizar perfiles de consumo y facilitar la integración de generación renovable local.
Cuando se coordinan adecuadamente con la red, pueden contribuir también a reducir determinadas exigencias de potencia.
④ Facilitar la integración de grandes consumidores eléctricos
Centros de datos, instalaciones industriales y nuevas infraestructuras de electrificación necesitan potencia disponible y calidad de suministro.
Los BESS pueden aportar capacidad de respuesta rápida, gestionar transitorios y complementar otras fuentes de suministro.
Pero deben diseñarse teniendo en cuenta la duración de sus reservas energéticas y las necesidades reales de cada instalación.
La clave es comprender que potencia disponible, energía almacenada y capacidad de respuesta son magnitudes diferentes.
Una batería puede ofrecer 10 MW durante un intervalo determinado, pero su contribución depende también de los MWh disponibles, de su estado de carga y de las restricciones de operación.
Por eso, el futuro del almacenamiento no dependerá únicamente de instalar más capacidad, sino de integrarla inteligentemente en el sistema.
5. España: una oportunidad para transformar generación renovable en competitividad
España reúne condiciones especialmente interesantes.
Disponemos de excelentes recursos solares y eólicos, una creciente capacidad de generación renovable y oportunidades relevantes para electrificar nuestra industria.
Sin embargo, también experimentamos episodios de precios muy bajos o negativos, limitaciones de evacuación y restricciones que dificultan aprovechar toda la electricidad disponible.
Aquí aparece una paradoja.
Podemos disponer de electricidad renovable muy barata durante determinadas horas y seguir necesitando inversiones importantes para garantizar su disponibilidad en otros momentos o ubicaciones.
Desde mi perspectiva, la respuesta española debería combinar tres líneas de actuación:
Primera: acelerar las inversiones en transporte y distribución, priorizando aquellas que resuelvan restricciones estructurales y faciliten nueva demanda industrial.
Segunda: impulsar el almacenamiento híbrido, independiente y detrás del contador, con mecanismos de remuneración adecuados a los servicios realmente prestados.
Tercera: desarrollar señales económicas y mecanismos de contratación de flexibilidad que valoren dónde se encuentra una batería, cuándo puede operar y qué congestión concreta puede ayudar a resolver.
Este último punto es especialmente importante.
Una batería situada en el lugar equivocado puede aportar escaso valor a una congestión determinada e incluso empeorarla si opera sin coordinación.
Por tanto, el almacenamiento debe incorporarse a la planificación del sistema, no simplemente añadirse después.
6. El siguiente paso: reconocer el valor económico de la flexibilidad
Hay una cuestión que considero fundamental.
Si una infraestructura BESS permite reducir medidas correctivas, evitar determinados recortes renovables o aplazar eficientemente una ampliación de red, está generando un beneficio para el sistema eléctrico.
Pero ese beneficio debe demostrarse, cuantificarse y, cuando corresponda, remunerarse.
Esto requiere mecanismos de contratación transparentes, métricas verificables y una coordinación eficaz entre operadores de transporte, distribuidores y recursos de flexibilidad.
ACER ya está reclamando una mayor consideración de las soluciones alternativas a la expansión convencional de las redes.
En sus recomendaciones de 2026 sobre inversiones en distribución, el regulador europeo defiende evaluar tanto las soluciones de infraestructura como las alternativas basadas en flexibilidad.
Es un cambio conceptual importante.
La pregunta ya no debería ser únicamente cuántos kilómetros de líneas necesitamos construir, sino qué combinación de redes, almacenamiento y flexibilidad permite satisfacer la demanda al menor coste total y con la seguridad exigida.
Naturalmente, los BESS no sustituyen universalmente a las infraestructuras de transporte. Las congestiones persistentes, los grandes intercambios regionales y las necesidades de energía de larga duración pueden requerir ampliaciones físicas.
Pero sí pueden reducir determinadas restricciones y mejorar la utilización de las redes existentes.
7. La transición energética entra en una nueva etapa
Durante años, el principal desafío de la transición energética europea fue aumentar la generación renovable.
Ese desafío continúa.
Pero ahora aparece otro igualmente decisivo: conseguir que toda esa nueva capacidad se integre de manera eficiente, segura y económicamente sostenible.
El problema de los 100.000 millones no es una factura que Europa esté condenada a pagar.
Es una advertencia sobre lo que podría ocurrir si continuamos desarrollando generación, redes y demanda sin suficiente coordinación.
Y también una oportunidad para acelerar la innovación.
En SolaX Power, trabajamos en soluciones de almacenamiento energético para aplicaciones residenciales, comerciales, industriales y de gran escala, dentro de esta transformación hacia sistemas energéticos más flexibles e inteligentes.
La oportunidad para el sector BESS consiste en demostrar, con criterios técnicos y económicos rigurosos, cómo el almacenamiento puede complementar las redes, integrar más renovables y aportar valor al sistema eléctrico.
Porque la próxima fase de la transición energética no consistirá únicamente en producir más electricidad limpia.
Consistirá en disponer de la electricidad adecuada, en el lugar adecuado y en el momento adecuado.
Y para conseguirlo, necesitaremos algo más que cables.
Necesitaremos almacenamiento, flexibilidad e inteligencia.
El futuro energético europeo no se construirá solo aumentando los MW renovables instalados, sino aprovechando mejor cada MWh que somos capaces de producir.
Fuentes
ACER — Energy Infrastructure Development, 2026 Monitoring Report. Publicado el 6 de noviembre de 2026.
ACER — Progress of EU Electricity Wholesale Market Integration, 2026.
JRC — Redispatch and Congestion Management: Future-Proofing the European Power Market. Publicado el 20 de mayo de 2024.
El Periódico de la Energía — La congestión de las redes eléctricas en Europa. 11 de noviembre de 2026.
Nota: las cifras de 103.000 millones de euros y 310 TWh corresponden a escenarios del JRC para 2040, no a previsiones centrales de ACER. Las propuestas específicas sobre aplicaciones y modelos de valor BESS son análisis técnico propio.
