Mientras el mercado español aún define cómo integrar las baterías a sus señales eléctricas, Bélgica y Francia ya habilitan su participación en mecanismos de capacidad, balance y flexibilidad.
“Allí ya hay una regulación muy clara. En España todavía está por llegar, y eso afecta la estabilidad de los sistemas eléctricos”, señala Álvaro Gutiérrez, Country Manager de España en Eranovum, en el marco de Fuera de Registro, el streaming de Mobility Portal.
La lectura llega desde una compañía que nació vinculada al desarrollo energético y luego avanzó hacia la movilidad eléctrica. Hoy combina generación solar, infraestructura de recarga y sistemas BESS, con 400 MW fotovoltaicos operativos y una red en expansión en España, Francia y Bélgica.
Y este es un ejemplo claro de como cada vez más CPOs avanzan hacia modelos híbridos que combinan generación renovable, sistemas BESS, gestión de demanda y servicios energéticos.
En este cruce, la regulación del almacenamiento empieza a definir nuevas oportunidades de negocio.
Bélgica aparece como el caso más avanzado. Su mecanismo de capacidad, gestionado por Elia, remunera recursos que contribuyen a garantizar la seguridad de suministro. En ese esquema, las baterías ya no ocupan un lugar marginal: participan en subastas, acceden a pagos por disponibilidad y se integran a servicios auxiliares.
Francia también cuenta con un marco más maduro. RTE reconoce la flexibilidad, incluida la generación, la demanda y las baterías, como recurso habilitado para participar en mercados de balance, servicios auxiliares y mecanismos de capacidad.
Además, el país incorporó instrumentos específicos para flexibilidades bajas en carbono, abiertos a soluciones eléctricas capaces de acompañar la transición energética.
España, en cambio, avanza desde una posición más incipiente. El nuevo mecanismo de capacidad aprobado por la Comisión Europea abre una ventana relevante para generación, demanda y baterías, pero el mercado todavía no tiene el mismo historial operativo que Bélgica ni el mismo andamiaje regulatorio que Francia.
Baterías que salen del perímetro de la recarga
Para Eranovum, el caso belga marca una diferencia concreta: allí las baterías pueden salir del perímetro de la recarga y prestar servicios al sistema eléctrico nacional.
“Hay servicios que se pueden prestar a la red eléctrica nacional. Si tienes baterías en zonas con redes saturadas, puedes ponerlas al servicio del sistema y ayudar a estabilizarlo. Eso ya está regulado en Bélgica, donde nuestras baterías prestan servicios al sistema nacional”.
La lectura de la compañía apunta a un cambio de fondo. Los sistemas BESS dejan de ser únicamente una herramienta para reforzar puntos de carga y pasan a operar como infraestructura flexible, capaz de gestionar excedentes renovables, aliviar redes tensionadas y abrir nuevas vías de remuneración.
“De esta manera, el modelo de negocio no se sostiene solo sobre la movilidad, sino también sobre el apoyo al sistema eléctrico”.
Una señal pendiente para España
La compañía considera que España necesita acelerar esa definición regulatoria, especialmente en un sistema con fuerte penetración renovable, episodios de precios bajos, restricciones de red y una demanda creciente de flexibilidad.
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“En España tendría mucho sentido regularlo cuanto antes y hacerlo con ambición de futuro, pensando en la integración entre infraestructura de recarga, renovables y almacenamiento”.
El reclamo no apunta solo a habilitar más proyectos, sino a permitir que los activos híbridos puedan operar con una lógica energética más completa. Fotovoltaica, baterías y puntos de recarga ya no se desarrollan como piezas aisladas: forman parte de una misma arquitectura de generación, consumo y gestión de red.
“Llevamos años tramitando proyectos con baterías, fotovoltaica y cargadores, y nos cuesta lo mismo que si fuera cualquier industria. Eso no favorece el despliegue”.
La comparación con Bélgica y Francia funciona como espejo. En esos mercados, las baterías tienen más claridad para participar en servicios al sistema. En España, el potencial existe, pero el marco todavía debe traducirse en señales estables, ingresos reconocibles y procedimientos adaptados a proyectos híbridos.
Del cargador al activo energético
Eranovum nació vinculada al desarrollo energético y luego avanzó hacia la movilidad eléctrica, con un modelo que integra generación solar, infraestructura eléctrica y baterías.
En España cuenta con 400 MW fotovoltaicos operativos, de los cuales alrededor de 10 MW están vinculados a su red de recarga. Además, proyecta seguir escalando en España, Francia y Bélgica, con el objetivo de cerrar el año con unos 2.000 puntos operativos.
Ese cruce entre renovables y consumo eléctrico empieza a verse en sus fotolineras.
En Mérida, por ejemplo, Eranovum cuenta con informe ambiental favorable para una instalación de 986,4 kWp fotovoltaicos, 645 kWh de BESS y seis dispensadores de carga rápida y ultrarrápida.
La empresa también trabaja con soluciones integradas como GreenEel AiO, diseñadas para almacenar energía renovable o energía tomada de la red en periodos de baja demanda y utilizarla después en momentos de mayor exigencia. Este tipo de sistemas permite ofrecer carga ultrarrápida incluso en ubicaciones con suministro eléctrico limitado.
Sin embargo, el punto regulatorio que plantea Eranovum va más allá de la electrolinera. La cuestión es si esas baterías pueden participar como activos flexibles dentro del sistema eléctrico y no solo como respaldo de una infraestructura privada.
Flexibilidad antes que sobredimensionamiento
Para la compañía, las baterías también ofrecen una respuesta más eficiente frente a las limitaciones de red. Ampliar potencia con una distribuidora puede implicar plazos largos, mayor complejidad administrativa e inversiones que luego quedan cedidas a terceros.
“Las baterías vienen a solucionar un problema de crecimiento y escalabilidad de las infraestructuras que no es tan fácil resolver a través del aumento de potencia con la distribuidora, sobre todo por los plazos y complejidades que implica”.
“Muchas veces, los centros de transformación luego se ceden a la distribuidora. Es decir, inviertes en una infraestructura que queda en manos de un tercero y no tienes la garantía de que esa ubicación vaya a tener demanda permanente”.
La ventaja operativa está en la modularidad. Una batería puede reforzar una ubicación cuando existe demanda y trasladarse si el uso cambia. En lugar de sobredimensionar la red desde el inicio, permite ajustar la inversión a patrones reales de consumo.
“Esa inversión queda dentro de la compañía y no cedida a un tercero que quizás ni siquiera la necesita”.
En mercados con mayor madurez regulatoria, esa flexibilidad puede capturar ingresos adicionales. En España, todavía falta que esa posibilidad se traduzca en reglas claras.