El spread top-bottom (TB) del mercado diario neerlandés, TB2, ha promediado €91k/MW/año desde enero de 2025, igualando a Alemania y un 69% por encima de Gran Bretaña. Esta diferencia de precios proviene de dos regímenes, establecidos por la energía solar y el gas. Sin embargo, actualmente solo operan 0,6 GW / 1,3 GWh de BESS a escala de servicios públicos en Países Bajos, frente a 7,6 GW / 12,5 GWh en Gran Bretaña. Ajustando por la demanda máxima del país, la flota de baterías (MW) en Países Bajos es más de 4 veces menor que la de Gran Bretaña.

Los cargos de conexión a la red son uno de los factores que explican el retraso en el despliegue de baterías. TenneT, el operador del sistema en Países Bajos, cobra entre €116k y €150k/MW/año por capacidad de importación, según el nivel de voltaje. Una batería debe pagar ese importe a menos que acepte un contrato de Derechos de Transporte Dependientes del Tiempo (TDTR), que reduce la factura hasta en un 62%. A cambio, TenneT puede imponer restricciones con un día de aviso, hasta un 15% del año.

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Puntos clave

• El spread TB2 diario neerlandés promedió €91k/MW/año de enero de 2025 a julio de 2026, igual que Alemania y un 69% más que Gran Bretaña. La brecha se amplía: €83k/MW/año en 2025, €102k/MW/año en los primeros siete meses de 2026.
• El spread está impulsado por la energía solar, que lleva los precios de un mínimo al mediodía a un pico por la tarde fijado por el gas. La solar en tejados en Países Bajos no está expuesta a precios diarios. Ese volumen puede llevar el mercado al mínimo europeo de -€500/MWh.
• TenneT cobra €116k/MW/año en extra alta tensión (EHV) y €150k/MW/año en alta tensión (HV), sin importar la ubicación dentro de Países Bajos. Ambos cargos aplican solo a importaciones de red. Esta ha sido la principal barrera para el desarrollo de baterías.
• Los Derechos de Transporte Dependientes del Tiempo (TDTR) reducen esa factura hasta en un 62%: un 43% de descuento por capacidad contratada, más una reducción de hasta el 19% por programar la inyección en las horas menos penalizadas de la red.
• El TDTR ha sido una vía atractiva para conectar BESS, con un despliegue que alcanzará los 4 GW / 14 GWh para 2028.

Los cargos de conexión a red han subido notablemente; el TDTR aporta alivio

Las tarifas de conexión a red de TenneT son la mayor barrera para el despliegue de baterías en Países Bajos. Se han más que triplicado entre 2021 y 2024, llegando hasta €116k/MW/año para Extra Alta Tensión (EHV) y €150k/MW/año para Alta Tensión (HV).

La red de TenneT tiene capacidad disponible la mayor parte del año, salvo en algunas horas punta. En un contrato estándar, el acceso es firme o anual. El contrato TDTR ofrece una alternativa desde octubre de 2025. Garantiza el 85% de la capacidad de transporte durante el año, y en el 15% restante, TenneT puede imponer restricciones con un día de antelación. Por esta conexión no firme, TenneT reduce la tarifa anual de red hasta un 62%.

Los contratos TDTR han resultado atractivos para BESS. El número de proyectos neerlandeses de BESS ha aumentado desde 2025. La cartera alcanza los 14 GWh para 2028, más de 22 veces los 620 MWh en operación en 2024.

Actualmente, la flota suma 0,6 GW / 1,3 GWh en unos 100 sistemas. De estos 600 MW, 26 sitios son identificables individualmente, sumando 476 MW (77% de la potencia operativa) y un promedio de 18 MW. El resto son BESS de menos de 7 MW, probablemente en conjunto con demanda o renovables, que Modo Energy no rastrea actualmente. Las baterías neerlandesas también tienen duraciones mayores que sus vecinas: la flota operativa promedia 2,1 horas, frente a 1,65 horas en Gran Bretaña en el segundo trimestre de 2026 y 1,5 horas en Alemania en el cuarto trimestre de 2025. Esa duración solo aumentará: el 90% de los MWh de BESS que se instalarán hasta 2028 serán de 4 horas o más.

Pregunta a Ko: Compara el despliegue de BESS neerlandés con otros países europeos

La cancelación de capacidad contratada y una menor tarifa punta explican el descuento del 62%

En toda Europa, los operadores de red aplican cuatro tipos de cargos por conexión:

• Capacidad contratada: un cargo anual fijo basado en la capacidad máxima reservada en el punto de conexión, en €/MW/año, se use o no.
• Pico: un cargo basado en la mayor potencia realmente consumida o exportada durante el periodo de facturación.
• Volumétrico: un cargo por unidad de energía transportada, en €/MWh. Si el operador varía la tarifa según la hora, incentiva a desplazar consumo o inyección fuera de las horas de congestión.
• Tarifa fija de conexión: un cargo anual por tener conexión a la red.

TenneT aplica un cargo por capacidad contratada y otro mensual por pico. Ambos recaen completamente sobre la importación, mientras que la exportación no tiene cargo recurrente. El descuento con el contrato TDTR proviene de la reducción en ambos componentes.

El cargo por capacidad contratada es el más sencillo: con TDTR, se elimina por completo. Esto supone una reducción del 43% del coste.

El cargo por pico funciona de forma diferente. Desde el 1 de enero de 2025, TenneT pondera el pico de potencia según la hora antes de aplicar el máximo mensual. Por los factores horarios, un pico grande en una ventana de bajo peso puede contar menos que un pico menor en una ventana de alto peso. En los meses de verano, de abril a septiembre, este factor se limita a 0,8. Con el contrato TDTR, el cargo por pico sigue aplicando, pero solo en el 85% de las horas del año. Esto puede reducir el pico ponderado y baja el cargo a €44k/MW/año para EHV y €56k/MW/año para HV. Esto representa una reducción adicional del 19% en los cargos de red.

¿Por qué sigue creciendo la cola de proyectos pese a los altos cargos de red?

La cartera de proyectos de BESS neerlandeses sigue creciendo, aunque las conexiones a red son caras. TenneT cobra hasta €150k/MW/año, y aunque un contrato TDTR lo reduce a €57k/MW/año, sigue siendo elevado.

Compárese con Gran Bretaña: el benchmark de batería de 2 horas de Modo Energy para GB sitúa los ingresos en €88k/MW/año desde 2025. Un cargo de red al nivel neerlandés haría inviable ese negocio.

Pregunta a Ko: ¿Cómo es la estructura de ingresos de BESS de 2h en GB?

Pero los fundamentos del mercado neerlandés son más sólidos. Las fuentes renovables y térmicas impulsan la generación eléctrica en Países Bajos. Mientras que las renovables promedian el 49% y el gas representa el 35% en 2025, la mezcla real varía según la hora del día.

La cantidad de solar y eólica es lo que crea dos regímenes extremos de precios. Sin solar y con poco viento, la generación con ciclos combinados de gas (CCGT) y carbón fija el precio, al coste marginal del combustible más el precio del carbono. Con alta solar y viento, la oferta de coste cero o negativo cubre toda la demanda de 10 a 19 GW y el precio cae. Países Bajos está interconectado con Gran Bretaña, Noruega y Dinamarca, pero Alemania y Bélgica concentran la mayor capacidad: 4-5 GW y 2-3 GW, frente a 2,4 GW entre los otros tres. Alemania y Bélgica tienen sus propias flotas solares que generan en las mismas horas, así que los precios caen a ambos lados de la frontera y apenas hay margen para exportar el excedente neerlandés.

Pregunta a Ko: ¿Cuál es el mix de generación de Alemania?

El siguiente gráfico muestra esa pila hora a hora. Mueve el control de hora para ver qué tecnología fija el precio en cada momento, y el control de precio del gas para ver cómo un TTF más alto eleva el pico vespertino sin afectar el mínimo solar del mediodía.

La solar por sí sola alcanzó 19 GW al mediodía del 1 de mayo de 2026, y la suma de viento y solar cubrió más del 100% de la demanda durante 9 horas. La demanda máxima fue de solo 14 GW, coincidiendo con el pico solar, y gas y carbón solo volvieron a entrar cuando el sol bajó por la tarde.

Ese excedente al mediodía llevó el precio diario a negativo. Cayó hasta -€499,6/MWh, casi tocando el mínimo europeo de -€500/MWh en ese momento. Los precios solo bajan tanto cuando la oferta no se reduce. Eso ocurrió con los 12 GW de solar residencial. El balance neto compensa lo que una vivienda exporta a la red con lo que importa, así que la solar en tejados sigue exportando sin importar el precio, incluso en ese suelo europeo, lo que empuja el precio tan abajo.

Un mecanismo de capacidad desde 2028 refuerza el despliegue de BESS, y la desclasificación será clave

El gobierno neerlandés confirmó un mecanismo de capacidad a nivel de mercado el 19 de junio de 2026, con entrega a partir de 2028. La metodología de desclasificación sigue abierta. Para las baterías, ese coeficiente es el dato más importante del diseño, ya que convierte la capacidad instalada en la capacidad firme por la que realmente se paga al activo.

En Europa, las baterías de 2 horas tienen factores de desclasificación entre 0,14 y 0,44. Esto significa que un BESS de 2 horas y 100 MW en Países Bajos puede contratar entre 14 MW y 44 MW de capacidad firme. Los sistemas de 4 horas pueden contratar entre el 28% y el 67% de esos 100 MW, por lo que el cambio hacia mayor duración favorece al pipeline.