El fondo danés Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) ha aprobado invertir más de 270 millones de euros en la batería de Kilmarnock South, en Escocia: 350 MW y 1.400 MWh para guardar el viento que hoy se tira.
Cuatro horas de descarga para el viento que no cabe en la red
El proyecto ocupa 13,45 hectáreas de terreno agrícola en Craigie, a unos 6 kilómetros al sur de Kilmarnock y a 1,7 kilómetros de la subestación de Kilmarnock South. El diseño autorizado incluye 392 contenedores de baterías repartidos en nueve plataformas escalonadas, además de inversores, transformadores, y un recinto de aparamenta de alta tensión de 400 kilovoltios. La conexión se resuelve con un cable enterrado que sigue, en buena parte, el trazado de las carreteras públicas.
La tecnología es de iones de litio y la potencia entregada es de 350 MW durante cuatro horas. Son 1.400 MWh de energía almacenada. Esa duración convierte a Kilmarnock South en el activo de mayor duración de la cartera británica de CIP: las tres baterías anteriores del fondo en Escocia son de dos horas. El almacenamiento energético en red ya se mide en gigavatios hora, no en megavatios.
‘CIP está satisfecha de sumar Kilmarnock South a nuestra creciente cartera de proyectos de baterías en el Reino Unido’, dijo Nischal Agarwal, socio del fondo. ‘Una vez en servicio, será el activo de almacenamiento con mayor duración de nuestra flota británica.’
La letra pequeña: promotor, permisos y quién decide cuándo carga
El proyecto lo desarrolló Noriker Power, una empresa británica de almacenamiento y estabilidad de red, que seguirá al frente de la fase de construcción. Noriker lo puso en marcha junto a Equinor, que entró en su capital a finales de 2021. Las dos compañías se separaron en abril de 2025 y CIP se quedó con el proyecto ya autorizado a finales de enero de 2026. En la documentación aparece como promotora la sociedad Kilmarnock Flexpower Limited.
Los ingresos tendrán una parte asegurada. Kilmarnock South cuenta con un acuerdo de optimización con Shell Energy Europe, que decidirá cuándo carga y descarga la batería en los mercados y aportará ingresos contratados a largo plazo. El permiso lo concedió en enero de 2024 la unidad de consentimientos energéticos del Gobierno escocés, que tramita los proyectos de más de 50 MW.
Una batería no genera un vatio nuevo: mueve en el tiempo la energía que ya existe, y con la red saturada eso vale como una central.
La decisión final de inversión llegó a través de Copenhagen Infrastructure IV, el cuarto fondo insignia del grupo, según la nota que la compañía difundió el 2 de octubre. La previsión es que la batería empiece a operar comercialmente en el primer trimestre de 2028. CIP, fundado en 2012, gestiona 15 fondos, ha captado unos 43.000 millones de euros y tiene proyectos en más de 30 países.
📊 Impacto ecológico en cifras
- Capacidad: 350 MW de potencia y 1.400 MWh de energía, con cuatro horas de descarga a plena potencia.
- Inversión: más de 270 millones de euros comprometidos por CIP a través de su cuarto fondo insignia.
- Vertidos eólicos: almacenará la energía eólica escocesa sobrante que, de otro modo, no se utilizaría; el ahorro anual no está detallado en la fuente oficial.
- Equivalencia: las cuatro baterías escocesas de CIP suman 4,4 GWh, cerca de un tercio del almacenamiento británico y el consumo de 5,5 millones de hogares durante dos horas.
El coste de apagar molinos: la factura que la batería no resuelve
Escocia produce más electricidad renovable de la que consume: en 2022, sus renovables generaron más del 100% de su consumo eléctrico. El problema no es generar, sino llevar esa energía a las ciudades de Inglaterra, porque las líneas que cruzan hacia el sur se quedan cortas en los días de mucho viento. Escocia concentra además una enorme flota eólica.
Cuando la red se satura, el operador paga a los parques escoceses para que bajen su producción y a las centrales de gas del sur para que la suban. Son los costes de restricciones. Un informe de la Oficina Nacional de Auditoría británica (NAO) publicado el 11 de septiembre calcula que subieron de 600 millones de libras en 2018-19 a 1.900 millones en 2025-26, a precios de 2024. Sin actuación decidida, podrían alcanzar los 7.800 millones en 2030.
‘La relación calidad-precio depende ahora de la ejecución’, advirtió Gareth Davies, director de la NAO. ‘No llevar a cabo estas mejoras necesarias de la red frenará el crecimiento económico y encarecerá las facturas.’
El mercado británico de baterías se está alargando por una razón de negocio: los servicios auxiliares, que pagaban bien en los primeros años, están saturados, y los proyectos compiten ahora en el mercado diario, el intradiario y el mecanismo de ajuste, que exigen más horas de descarga. De ahí que Kilmarnock South pase de dos a cuatro horas.
Aquí está el límite de la batería. CIP no ha dicho cuántas horas al año espera cargar con viento que de otro modo se perdería, ni cuánto podría ahorrar en restricciones. La equivalencia de 5,5 millones de hogares corresponde a las cuatro baterías escocesas del fondo juntas durante dos horas, no a Kilmarnock South por sí sola. Y el proyecto ha cambiado por el camino: en febrero se describía como una batería de dos horas con conexión a finales de 2026; hoy es de cuatro horas y su entrada en servicio se prevé para 2028.
Una batería, por grande que sea, solo desplaza la energía unas horas. La NAO insiste en que la salida de fondo pasa por reforzar la red de transporte, un plan que Ofgem estima en 70.000 millones de libras entre 2025 y 2031. El precedente cercano es Coalburn 1, la batería de 500 MW y 1 GWh que CIP puso en operación comercial en agosto de 2026 sobre una antigua mina de carbón de South Lanarkshire. Sumando Coalburn 1, Coalburn 2, Devilla y Kilmarnock South, el fondo reunirá 1,85 GW de potencia y 4,4 GWh en Escocia.
El ministro británico de Energía, Michael Shanks, unió los dos proyectos en una misma frase: ‘Juntos suponen menos energía nacional desperdiciada, más seguridad energética y facturas más bajas a largo plazo’. El marco europeo presiona en la misma dirección: la Taxonomía Verde y el paquete Fit for 55 empujan a los fondos a justificar que su dinero financia flexibilidad real y no solo capacidad anunciada.
🌍 El Impacto Real para el Futuro
- Beneficio medible: 1.400 MWh que aprovechan viento que hoy se desperdicia y reducen la dependencia de centrales de gas para cubrir los huecos de la red.
- Modelo que cambia: el almacenamiento pasa de dos a cuatro horas y compite en el mercado diario, no solo en servicios auxiliares; deja de ser un parche técnico.
- Para las próximas generaciones: con costes de restricciones camino de 7.800 millones de libras en 2030, cada MWh almacenado hoy es una factura eléctrica menos mañana.
