Toen collega's uit de sector een jaar geleden het Europese energieopslaglandschap bespraken, draaide het gesprek bijna altijd om Duitsland, Groot-Brittannië of Italië. Tegenwoordig is er een nieuw land dat steeds terugkomt in mijn oproepen, mijn inbox en mijn vergaderingen: Spanje.

Als iemand die in de internationale BESS-verkoop werkt en elke dag met ontwikkelaars, EPC's en integrators in heel Europa spreekt, maak ik het tot mijn taak om niet alleen productspecificaties en prijzen te begrijpen, maar ook de diepere marktkrachten die een rol spelen: beleidsverschuivingen, netdynamiek, het ontwerp van de elektriciteitsmarkt en de commerciële logica die investeringsbeslissingen drijft.

Hoe meer ik in Spanje verdiep, hoe meer ik ervan overtuigd raak dat het niet zomaar een opkomende markt is. Het staat op het punt een van de meest consequente verhalen over energieopslag in Europa te worden.

Wat Spanje anders maakt, is dat de urgentie hier niet theoretisch is. Het is al gevoeld – op de meest diepgaande manier mogelijk.

De wake-up call: 28 april 2025

Op 28 april 2025, om 12.33 uur, ervoeren Spanje en Portugal de eerste volledige stroomuitval in de geschiedenis van het Iberische energiesysteem. Binnen vijf seconden verloor de grid ongeveer 15 GW aan opwekking – ongeveer 60% van de nationale vraag. Ruim 50 miljoen mensen werden getroffen. In Madrid en Lissabon kwam het verkeer tot stilstand. Ziekenhuizen schakelden over op back-upgeneratoren. Mobiele netwerken vielen stil. De stroomvoorziening was gedurende maximaal 16 uur niet volledig hersteld.

De economische impact werd geschat op € 2 à 5 miljard. Negen levens gingen verloren.

Maandenlang werd er gespeculeerd. Was het een cyberaanval? Een mislukking van hernieuwbare energiebronnen? Een trapsgewijze apparatuurfout? Toen ENTSO-E in maart 2026 zijn definitieve onderzoeksrapport publiceerde, was het antwoord complexer – en belangrijker – dan welke theorie dan ook.

De black-out was een multifactoriële overspanningsgebeurtenis. Het systeem, dat destijds voor ongeveer 80% op zonne- en windenergie draaide, beschikte niet over voldoende dynamische spanningsregeling. Oscillaties waren al sinds de vroege ochtend zichtbaar. De belangrijkste verzendbare eenheden waren offline. Hernieuwbare centrales werkten in de modus met een vaste arbeidsfactor, wat betekent dat ze de spanning niet dynamisch konden ondersteunen wanneer het systeem deze het meest nodig had. En kritisch, De opslagcapaciteit van batterij-energie was veel te beperkt om de snelle, lokale netwerkdiensten te leveren die het systeem hadden kunnen stabiliseren.

Zoals een analyse het ronduit verwoordde: “Het gaat niet om hernieuwbare energiebronnen – het gaat om spanningscontrole.”

De les was duidelijk. Een energiesysteem met 70% hernieuwbare energiebronnen en vrijwel geen opslag is geen voltooide energietransitie. Het is een systeem dat zonder vangnet draait.

Van wake-up call tot marktombuiging

De black-out heeft de Spaanse opslagmarkt niet gecreëerd. Maar het versnelde wat al onvermijdelijk was.

De Spaanse energietransitie is in alle opzichten opmerkelijk geweest. Het land is nu voorbij 46 GW geïnstalleerd zonne-PV-vermogen – de grootste in Europa – waarbij hernieuwbare energiebronnen ongeveer 70% van de totale geïnstalleerde capaciteit voor hun rekening nemen. Alleen al in het eerste kwartaal van 2026 voegde Spanje 2,3 GW aan zonne-energie op utiliteitsschaal toe, een stijging van 5,5% in één kwartaal.

Maar dit succes heeft zijn eigen probleem gecreëerd, een probleem waar elke markt voor duurzame energie uiteindelijk mee te maken krijgt.

De negatieve prijsepidemie

In 2024 registreerde Spanje 168 uur negatieve groothandelsprijzen voor elektriciteit. In 2025 steeg dat cijfer naar 555 uur – meer dan drievoudig. In het eerste kwartaal van 2026 had Spanje al ingelogd 397 uur van prijzen onder nul, vergeleken met slechts 48 uur in dezelfde periode van 2025. Alleen al in het tweede kwartaal van 2025 registreerde Spanje 411 uren met negatieve prijzen – het hoogste van alle markten in de EU-10.

Intussen zijn de intraday-prijsverschillen dramatisch groter geworden. De dagelijkse spreads tussen lage en hoge prijsuren overschrijden nu regelmatig € 150/MWh. Op 3 juli 2025 bereikte de spreiding van de elektriciteitsprijzen in Spanje een hoogtepunt € 177,95/MWh.

Dit is de signatuur van een elektriciteitsnet dat verzadigd is met zonne-energie: de middagprijzen dalen tot nul of lager, terwijl de piekprijzen in de avond pieken naarmate de opwekking van zonne-energie verdwijnt en de vraag stijgt. De prijzen voor zonne-energie daalden in Spanje met 12% op jaarbasis tot gemiddeld € 39,93/MWh in 2025, waarbij de maandgemiddelden tijdens de piekmaanden onder de € 20/MWh zullen dalen.

De boodschap uit de markt is onmiskenbaar: het gaat niet langer om hoeveel energie je produceert – het gaat erom wanneer je het produceert.

De Spaanse energiemarktverschuiving: stijgende negatieve prijzen en groeiende vraag naar BESS

De explosie van de pijpleiding

De Spaanse reactie op deze uitdagingen was snel en substantieel.

De pijplijn van BESS-projecten is verbazingwekkend gestegen 464% jaar-op-jaar. Red Eléctrica heeft al goedgekeurd 22 GW aan opslagnetaansluitingsvergunningen, met nog eens 16 GW in afwachting van goedkeuring. Meer dan 25 GW aan batterijprojecten staan ​​nu in de wachtrij voor netaansluiting.

Volgens het Spaanse Nationale Geïntegreerde Energie- en Klimaatplan (PNIEC) streeft het land ernaar 22,5 GW aan energieopslag in 2030 – een doelstelling die er nu niet alleen ambitieus maar ook noodzakelijk uitziet.

Industrieanalisten voorspellen ongeveer 1 GWh aan nieuwe opslaginstallaties in 2026 (een stijging van 233% op jaarbasis), oplopend tot 2 GWh in 2027 en bereiken 6,8 GWh in 2030.

En de projecten zijn al in beweging:

• Natuur brak de eerste vier BESS-projecten (160 MW / 342 MWh) in Almería en de Canarische Eilanden, met een portefeuille van tien projecten voor een totaalbedrag van € 80 miljoen aan investeringen.
• Iberdrola heeft in januari 2026 de eerste grootschalige batterijen van Spanje in gebruik genomen – Romeral en Olmedilla in Cuenca, elk 30 MW / 60 MWh – als onderdeel van een pakket van 173 MW, ondersteund door € 37,5 miljoen aan PERTE-fondsen.
• Grenergie bouwt de grootste zelfstandige BESS tot nu toe in Spanje: het 150 MW / 600 MWh Oviedo-project, met een 10-jarig financieel tolcontract met een nutsbedrijf van investeringskwaliteit.
• FRV ontwikkelt 334 MW / 1.336 MWh verdeeld over zes installaties in Catalonië.
• Acciona, Statkraft, Galp, OPD Energy, Ignis, Zelestra, Engie, Repsol en Endesa zijn allemaal bezig met aanzienlijke pijpleidingen.

Zelestra, een van de toonaangevende ontwikkelaars van Spanje, verklaarde het duidelijk: "We realiseren geen enkel PV-zonneproject meer zonder enige opslag. Dat is een must."

In feite waren alle 400 gevolgde gecontracteerde BESS-deals in Spanje in 2025 op dezelfde locatie gevestigd als zonne-energie – een duidelijk signaal dat de markt de logica van zonne-plus-opslag als de nieuwe standaard heeft geïnternaliseerd.

De beleidswind in de rug

Het beleid is in beweging om de marktrealiteit in te halen – en op sommige gebieden zelfs vooruit te lopen.

In mei 2026 keurde de Europese Commissie het Spaanse voorstel formeel goed capaciteitsmarktmechanisme, die zal mobiliseren tot € 9 miljard in de periode 2026-2036 om de toereikendheid van de hulpbronnen te garanderen. Dit is een game-changer op het gebied van opslag, die de gecontracteerde inkomstenstroom op de lange termijn biedt die BESS transformeert van een handelsweddenschap in een verhandelbaar infrastructuurmiddel.

Naast de capaciteitsmarkt wordt de Spaanse opslagdruk ondersteund door meerdere financieringsstromen:

• PERTE-fondsen (EU Recovery and Resilience Facility) financiering van BESS-capex
• FEDER-gesteund innovatieveilingen voor energieopslag
• De EU Strategie voor energieopslag en de bredere EU-brede opslagdoelstelling van 200 GW voor 2030
• De overgang naar Markttijdeenheden van 15 minuten (van kracht vanaf oktober 2025 op de meeste Europese day-ahead-markten), wat de waarneembare prijsvolatiliteit heeft vergroot en de arbitragemogelijkheden voor opslagbeheerders heeft vergroot

De structurele verschuiving naar granulariteit van 15 minuten is bijzonder significant voor Spanje. De opkomst van ‘zaagtand’-prijspatronen binnen een uur – gedreven door hernieuwbare opvoering en netbeperkingen – heeft extra arbitragelagen gecreëerd die eenvoudigweg niet bestonden onder het oude regime van uurlijkse verrekening.

Waar klanten echt om vragen

Door mijn dagelijkse gesprekken met klanten die actief zijn op de Spaanse markt, heb ik een duidelijke evolutie opgemerkt in wat ze nodig hebben – en dit gaat veel verder dan alleen hardware.

Een jaar of twee geleden ging het gesprek vooral over celchemie, systeemprijzen en leveringstermijnen. Tegenwoordig zijn de vragen fundamenteel anders:

• “Kan uw EMS tegelijkertijd optimaliseren voor meerdere inkomstenstromen – day-ahead-arbitrage, ondersteunende diensten, capaciteitsmarktverplichtingen?”
• “Voldoet uw systeem aan de nieuwste Spaanse netcodes en Europese regelgeving, inclusief vereisten voor spanningsondersteuning?”
• "Kunt u de capaciteit voor het vormen van netwerken ondersteunen? De stroomuitval heeft ons laten zien dat spanningsregeling niet langer optioneel is."
• “Wat voor soort inbedrijfstelling en langdurige O&M-ondersteuning kunt u lokaal bieden?”
• "Hoe ga je om met co-locatie met bestaande zonne-energie? Onze opvangprijzen storten in zonder opslag."

Dit zijn geen terloopse vragen. Ze weerspiegelen een markt die voorbij is gegaan aan de vraag ‘Zal opslag hier werken?’ fase en kwamen in de fase “hoe laten we opslag hier optimaal werken?” fase.

Dit is precies de verschuiving die ik had verwacht – en het weerspiegelt wat ik heb gezien in andere volwassen wordende Europese markten. De concurrentie in de energieopslagindustrie gaat niet langer over wiens batterij minder per kilowattuur kost. Het gaat erom wie een geïntegreerde oplossing kan leveren die waarde op lange termijn creëert gedurende de gehele levenscyclus van een project.

Voor ontwikkelaars die te maken krijgen met instortende prijzen voor zonne-energie is de juiste opslagpartner niet alleen een leverancier van apparatuur. Ze hebben iemand nodig die de specifieke dynamiek van de Spaanse elektriciteitsmarkt begrijpt – de negatieve prijspatronen, de inkomsten uit ondersteunende diensten, het raamwerk van de capaciteitsmarkt, de knelpunten in de vergunningverlening – en die een systeem kan ontwerpen dat deze allemaal te gelde maakt.

Verbinding maken met klanten en partners op The smarter E Europe 2026

Uiteraard heeft elke markt zijn eigen ontwikkelingstempo.

Spanje is nog steeds een opkomende markt, waar beleid, bedrijfsmodellen en mechanismen voor de elektriciteitsmarkt zich blijven ontwikkelen. Maar dit is precies wat het zo spannend maakt. De snelle groei creëert nieuwe kansen voor ontwikkelaars, EPC-bedrijven, investeerders en aanbieders van oplossingen.

Het Wenergy-team op The smarter E Europe 2026

Tijdens The smarter E Europe 2026 bleven de gesprekken over het groeiende momentum van energieopslag in Spanje naar voren komen.

Voor mij is elke markt die ik onderzoek en elke klant waarmee ik in contact kom een waardevolle leerervaring. Elk land heeft zijn eigen unieke energiestructuur, regelgevingskader en klantverwachtingen. Hoe beter ik deze verschillen begrijp, hoe beter ik klanten kan helpen oplossingen te vinden die echt bij hun specifieke behoeften passen.

Vooruitkijken

Spanje is niet zonder uitdagingen. Het verlenen van vergunningen blijft traag: in de eerste helft van 2025 zat 64% van de BESS-projecten vast in de milieubeoordeling of in een vroeg stadium van vergunningen, en geen enkel op zichzelf staand opslagproject had volledige bouwgoedkeuring gekregen. De wachtrijen voor netwerkverbindingen zijn lang. Het regelgevingskader is weliswaar verbeterd, maar is nog steeds in ontwikkeling. De details van de capaciteitsmarkt worden nog afgerond.

Maar dit zijn de fricties van een markt die zich in een snelle transitie bevindt, en geen tekenen van stagnatie. De onderliggende factoren – zonneverzadiging, negatieve prijzen, eisen voor netstabiliteit, een capaciteitsmarkt van €9 miljard en een nationaal doel van 22,5 GW – zijn structureel en onomkeerbaar.

Elke markt die ik bestudeer en elke klant waarmee ik in contact kom, leert mij iets nieuws. Spanje heeft mij dat geleerd Energieopslag gaat nooit alleen over batterijen. Het gaat om het begrijpen van het elektriciteitsnet, het lezen van de marktsignalen, het navigeren door het regelgevingslandschap en het bouwen van oplossingen die waarde opleveren, niet alleen op de eerste dag, maar gedurende een activalevenscyclus van 15 tot 20 jaar.

De stroomstoring in april 2025 was een tragedie en een waarschuwing. Maar de reactie – een pijplijnstijging van 464%, een nationale capaciteitsmarkt, een golf van projectaankondigingen van alle grote Spaanse nutsbedrijven – laat zien dat de markt de boodschap luid en duidelijk heeft gehoord.

Het Spaanse verhaal over energieopslag is nog maar net begonnen. Ik kijk ernaar uit om te blijven leren van branchegenoten en samen te werken met partners in heel Europa om de volgende fase van de ontwikkeling van energieopslag te ondersteunen.

Over de auteur: De auteur werkt in de internationale BESS-verkoop bij Wenergy en ondersteunt EPC's, ontwikkelaars en integrators op Europese markten met energieopslagoplossingen op utiliteitsschaal en commerciële en industriële energie.

Belangrijkste gegevensbronnen: SolarPower Europe Europese batterijmarktvooruitzichten 2026–2030; ENTSO-E eindonderzoeksrapport over de stroomuitval op het Iberisch schiereiland (maart 2026); S&P Mondiaal; Rode Eléctrica de España; Spaans Ministerie voor de Ecologische Transitie (MITECO); Pexapark; Bloomberg; Epex-plek.