TagEnergy y Banque des Territoires han activado en Cernay-lès-Reims el mayor sistema de almacenamiento en baterías de Francia: 240 MW de potencia y 480 MWh de capacidad con Megapack de Tesla.
La instalación ocupa algo más de tres hectáreas en el noreste del país y se conecta a la red del gestor de transporte RTE a 225 kV. Dentro hay 140 contenedores Tesla Megapack, la unidad que la compañía estadounidense fabrica para proyectos a gran escala. TagEnergy inauguró el proyecto el 1 de octubre, después de cuatro meses en operación comercial. Las obras civiles y eléctricas las ejecutó el grupo francés Eiffage; la alsaciana Tewa Solar prestó asistencia a la dirección de proyecto desde el desarrollo hasta la puesta en marcha.
Vamos a los datos. En sus primeros cuatro meses de funcionamiento, la mayor batería de Francia ha inyectado 70,5 GWh a la red eléctrica y ha completado 145 ciclos completos en 125 días, según las cifras que maneja la compañía. Es el primer activo de almacenamiento operativo de TagEnergy en territorio francés.
Los números que sostienen el mayor BESS de Francia
El proyecto arranca con los permisos y certificaciones necesarios para prestar tres servicios al sistema: reserva de contención de frecuencia (FCR), reserva automática de restauración de frecuencia (aFRR) y regulación de tensión. Son los servicios auxiliares estándar en el almacenamiento de energía en red.
Los tres servicios son la clave del negocio. Un BESS no genera electricidad: la desplaza en el tiempo. Su rentabilidad depende de que RTE necesite equilibrar frecuencia y tensión en una red donde la generación renovable intermitente gana peso cada año, y eso obliga a que el sistema tenga reservas rápidas disponibles de forma permanente.
El valor de una batería no está en los megavatios que instala, sino en los servicios que el operador del sistema está dispuesto a pagar por ellos.
El consejero delegado de TagEnergy, Franck Woitiez, sostiene que Cernay-lès-Reims demuestra que el almacenamiento a gran escala ha dejado de ser un piloto para convertirse en una realidad industrial en Francia.
El almacenamiento ya no se juzga por lo que promete en un comunicado, sino por los ciclos que completa cada trimestre frente al operador del sistema.
Quién financia y quién controla la instalación
Detrás de los 140 Megapack hay un consorcio bancario formado por ABN AMRO, NORD/LB y Caisse d’Épargne CEPAC. La estructura de propiedad es mixta: Banque des Territoires adquirió el 49% del capital en 2025 y TagEnergy mantiene la mayoría. Es la primera inversión de una alianza a tres años entre ambas partes para financiar varios proyectos de baterías a gran escala en Francia.
La institución financiera pública no es nueva en este terreno. Suma más de 250 MW de baterías en operación, otros 150 MW en construcción y varios cientos de megavatios en desarrollo desde 2021. Su intención declarada es aumentar la exposición a un segmento llamado a sostener el sistema eléctrico descarbonizado francés.
TagEnergy, fundada en 2019, ha levantado una cartera de más de 10 GW en solar, eólica y almacenamiento repartidos entre Reino Unido, Francia, Alemania, Japón y Australia, con más de 2 GW ya operativos. Cernay-lès-Reims es su primera batería en territorio francés y marca el ritmo de lo que viene.
📊 Impacto ecológico en cifras
- Capacidad instalada: 240 MW de potencia y 480 MWh de almacenamiento, el mayor BESS operativo de Francia.
- Energía devuelta a la red: 70,5 GWh en los cuatro primeros meses, con 145 ciclos completos en 125 días.
- Inversión: no detallada en la fuente oficial; la financiación corre a cargo de ABN AMRO, NORD/LB y Caisse d’Épargne CEPAC.
- Equivalencia técnica: 140 contenedores Megapack sobre algo más de tres hectáreas, conectados a la red de RTE a 225 kV.
El cuello de botella que frena al almacenamiento en Francia
Aquí está la letra pequeña. Banque des Territoires reconoce que el sector encuentra dificultades para cerrar financiación bancaria por la relativa inmadurez de los modelos de negocio del almacenamiento. Traducido: los ingresos de una batería dependen de mercados de ajuste y servicios auxiliares que aún se están definiendo, y eso complica que un banco firme un préstamo a quince años.
El balance es distinto al de hace tres ejercicios. Francia ha pasado de acumular proyectos anunciados a tener un BESS de 240 MW entregando servicios reales al gestor de la red, con contratos de reserva y regulación de tensión certificados. El siguiente paso es replicar el modelo sin depender de de una alianza con capital público.
Del megavatio anunciado al megavatio que entrega ciclos
El sector del almacenamiento arrastra un problema de credibilidad. Se anuncian gigavatios que después tardan años en conectarse. Por eso conviene mirar el caso francés con la métrica correcta: no los 240 MW de papel, sino los 145 ciclos completados y los 70,5 GWh inyectados en cuatro meses. Ese es el dato que sostiene la etiqueta.
El precedente más cercano está en Reino Unido, donde el mercado de servicios auxiliares lleva más tiempo funcionando y ha permitido desplegar cientos de megavatios con ingresos diversificados. En Alemania el mecanismo es distinto y depende en mayor medida de las subastas de capacidad. Francia ocupa ahora una posición intermedia: tiene un proyecto de referencia y un socio público dispuesto a compartir el riesgo, pero aún no un marco retributivo estable.
La lección para España es directa. El país ha multiplicado la capacidad solar y eólica, y el almacenamiento es la pieza que evita que ese crecimiento acabe en vertidos y precios negativos del mercado mayorista. La diferencia es que aquí el debate sigue centrado en la capacidad objetivo más que en la retribución real de los servicios de ajuste.
Nada de esto es neutral para la factura. Una red que integra más renovable con baterías necesita menos respaldo de gas en los picos, y ese respaldo es justo el que fija el precio marginal en las horas caras. La transición no es solo una cuestión de emisiones: es también una cuestión de coste del kilovatio hora.
🌍 El Impacto Real para el Futuro
- Beneficio medible: 70,5 GWh inyectados a la red francesa en cuatro meses con 240 MW de potencia y sin emisiones directas asociadas a esa energía.
- Modelo que cambia: el respaldo de gas en los picos empieza a ceder terreno ante baterías que prestan servicios de frecuencia y tensión certificados.
- Para las próximas generaciones: cada BESS replicado reduce la dependencia fósil del sistema eléctrico y deja una red más flexible para el mix renovable que heredarán.
