Las baterías europeas chocan con la regulación

Europa puede construir baterías de gran escala para la red en cuestión de meses. Lograr el permiso para conectarlas y decidir quién paga por el espacio que ocupan en la red puede llevar años. Cada país está dando una respuesta distinta. Un análisis de 2026 del European Climate Neutrality Observatory concluyó que la ampliación de la red, el almacenamiento y la flexibilidad avanzan por detrás del crecimiento renovable porque cada Estado está diseñando su propio marco para conectar y operar el almacenamiento (ESS News).

Una batería, dos resultados

Una batería no genera electricidad. La desplaza en el tiempo: se carga cuando sobra producción solar o eólica y se descarga cuando la oferta escasea. Esa función se vuelve valiosa en una red cada vez más renovable, donde la producción no sigue necesariamente la demanda. El derecho europeo lo reconoce. La Directiva 2019/944 trata el almacenamiento como una actividad propia y exige a los Estados miembros que permitan competir en condiciones justas a nuevos participantes.

La misma norma deja en manos de cada país decisiones clave: cómo se conectan las baterías, qué peajes de red pagan y qué ocurre cuando las líneas se saturan. El Reglamento 2024/1747 existe precisamente porque las operaciones de mercado pueden empujar por un cable más electricidad de la que físicamente puede transportar. Una batería situada detrás de un excedente solar, en una zona congestionada, ayuda a la red. Esa misma batería, si se carga donde la red ya está tensionada solo porque el diferencial de precios resulta atractivo, agrava el atasco. La disputa de fondo consiste en definir qué se permite que sea una batería: infraestructura climática o una carga más que compite por un espacio de red escaso.

Tres países, tres respuestas

Alemania quiere que las grandes baterías paguen de forma más directa por la capacidad de red que reservan. La Bundesnetzagentur, el regulador federal de redes, está rediseñando los peajes para que, a partir de 2029, los grandes generadores y activos de almacenamiento afronten cargos basados en la capacidad contratada, en lugar de dejar esos costes principalmente en manos de los hogares (DIHK). Los inversores temen que el cambio convierta un proyecto de almacenamiento rentable en uno apenas viable. Sigue sin resolverse si los proyectos que entren en operación antes de la fecha límite quedarán protegidos frente a los nuevos cargos (ZfK).

Países Bajos ya convive con el coste del retraso. La congestión de la red es tan grave que Utrecht dejó de aceptar nuevas conexiones para viviendas y pequeños negocios desde julio de 2026. Los operadores de red neerlandeses Liander, Enexis y Stedin han pedido a los agregadores, empresas que agrupan muchas baterías pequeñas, bombas de calor y cargadores de coche en una sola cartera controlable, que aporten 255 MW de capacidad flexible en zonas saturadas, una potencia similar al pico de demanda de una ciudad pequeña (Entra, NextEnergy). Los hogares y empresas que permitan gestionar a distancia sus baterías o cargadores cobrarían entre 60 y 120 euros por kilovatio al año, financiados mediante los peajes de red que pagan todos los usuarios (Solar Magazine). La lección neerlandesa es clara: una batería en el nodo adecuado de la red merece remuneración. La misma batería en otro punto no resuelve el cuello de botella.

Italia está construyendo un modelo híbrido. Su marco actualizado de energías renovables incluye el almacenamiento en las nuevas reglas de conexión y exige al regulador energético, ARERA, que asigne la capacidad de red con mayor transparencia (biblus.acca.it). En paralelo, una reforma del despacho abre los servicios de balance y flexibilidad a baterías, generación distribuida y vehículos eléctricos (trilance.com). Parte del almacenamiento gana dinero aprovechando diferenciales de precios eléctricos. Otra parte se trata como infraestructura planificada del sistema.

Quién paga los errores

Los inversores en almacenamiento ganan cuando las reglas son claras y el acceso al mercado es amplio. Pierden cuando las colas de conexión, los dobles peajes de red y la incertidumbre regulatoria congelan el capital. Los operadores de red ganan capacidad de control, pero afrontan presión para construir más rápido. Los productores renovables se benefician si el almacenamiento absorbe sus excedentes en lugar de recibir órdenes de desconexión de turbinas o paneles. Para los hogares, el efecto depende del diseño tarifario: si el almacenamiento suaviza los picos de precios y reduce los costes de vertido renovable, la factura baja de forma indirecta. Si los peajes suben para cubrir baterías mal ubicadas, pagan los consumidores.

El derecho europeo establece que los peajes de red deben ser justos con el almacenamiento y reflejar costes reales (Directiva 2024/1711). Pero la UE deja el diseño tarifario, las normas de conexión y la gestión de las líneas saturadas en manos de los reguladores nacionales. Europa tiene objetivos renovables vinculantes. No tiene un reglamento igualmente vinculante para el almacenamiento y la red. El problema europeo de las baterías ya no es principalmente tecnológico. Depende de si los reguladores son capaces de poner precio al espacio escaso de la red con suficiente precisión para que las baterías se carguen donde ayudan, no solo donde los operadores pueden ganar dinero.