Australia ya está demostrando lo que España todavía tiene que aprovechar: las baterías están cambiando el precio de la electricidad

El almacenamiento energético ha dejado de ser una tecnología complementaria de las renovables para convertirse en uno de los protagonistas del funcionamiento del mercado eléctrico. Y Australia acaba de aportar una de las pruebas más contundentes.

Durante años, el debate energético se ha centrado en cuántos gigavatios de energía solar y eólica debíamos instalar para acelerar la transición energética.

Pero la pregunta empieza a cambiar.

Ya no se trata únicamente de cuánta electricidad renovable somos capaces de producir, sino de cuánto valor podemos obtener de ella y cuándo podemos utilizarla.

El pasado 13 de octubre, Daniel Westerman, CEO del Australian Energy Market Operator (AEMO), presentó unos datos que deberían llamar la atención de reguladores, operadores eléctricos e inversores de toda Europa.

En el tercer trimestre de 2026, las grandes baterías determinaron el precio mayorista de la electricidad durante casi la mitad de los intervalos del mercado australiano, frente al 18% registrado un año antes.

No estamos hablando de proyecciones para 2030.

Estamos hablando de lo que ya está sucediendo.

1. Cuando las baterías empiezan a determinar los precios

España ya sabe producir energía renovable. Ahora necesita aprender a gestionarla.

Las renovables se consolidarán como la principal fuente de electricidad en 2035

La demanda mundial de electricidad podría más que duplicarse de aquí a 2050, según un informe de Statkraft

El almacenamiento energético, la flexibilidad de la demanda y la inteligencia operativa están llamados a convertirse en los grandes protagonistas de la próxima transformación del sistema eléctrico.

Durante las últimas dos décadas, el éxito de la transición energética se ha medido fundamentalmente en megavatios instalados.

Más parques solares. Más aerogeneradores. Más capacidad renovable.

Pero el mercado eléctrico está entrando en una etapa diferente, en la que el verdadero valor de la electricidad dependerá cada vez más de cuándo está disponible, dónde puede utilizarse y cómo se gestiona.

Esta es la reflexión central del reciente análisis de AleaSoft Energy Forecasting, publicado por El Periódico de la Energía el 15 de octubre de 2026.

Y sus implicaciones para el almacenamiento energético son profundas.

1. España tiene abundancia renovable. El problema es aprovecharla.

GE Vernova pone cifras al futuro energético de España: hasta 50 GW de baterías en 2050

España no tiene solamente un desafío de generación renovable. Tiene un desafío de flexibilidad. Y las baterías están llamadas a desempeñar un papel fundamental.

GE Vernova acaba de publicar Building Spain’s Net Zero Power System, un análisis de los posibles caminos para alcanzar un sistema eléctrico de emisiones netas cero en 2050.

Sus conclusiones deberían llamar la atención de reguladores, inversores, operadores eléctricos y empresas del sector energético.

Las cifras son reveladoras:

• La demanda eléctrica española podría aumentar aproximadamente un 60% hasta 2050.

• La potencia eólica y solar instalada podría situarse entre 150 y más de 250 GW.

• El sistema necesitaría mantener una proporción significativa de capacidad flexible para garantizar su funcionamiento.

• En el escenario de mayor penetración de tecnologías bajas en carbono, el modelo contempla alrededor de 50 GW de almacenamiento en baterías.

Esta última cifra merece especial atención.

El almacenamiento deja de ser un complemento

SolaX Power pone el foco en una nueva prioridad del almacenamiento industrial: diseñar baterías que puedan crecer con la empresa

El almacenamiento energético C&I evoluciona desde el simple ahorro eléctrico hacia una herramienta estratégica para gestionar potencia, reducir costes y acompañar el crecimiento industrial.

14 de octubre de 2026

El almacenamiento energético comercial e industrial (BESS C&I) está cambiando de enfoque. Ya no basta con preguntarse cuántos kWh necesita una instalación. La cuestión es si el sistema podrá adaptarse a las necesidades energéticas de la empresa durante los próximos años.

Esta es la reflexión que plantea SolaX Power en un artículo técnico publicado el 10 de octubre, donde analiza la importancia de combinar capacidad inicial, modularidad y posibilidades de ampliación en sistemas de almacenamiento LFP.

De almacenar energía a gestionar el crecimiento industrial

España destina 600 millones de euros a compensar el CO₂ industrial. ¿Y si el verdadero reto fuera reducir la necesidad de compensación?

La industria española necesita energía competitiva. Pero compensar su coste no es lo mismo que transformar estructuralmente su competitividad.

El Ministerio de Industria y Turismo acaba de aprobar provisionalmente 600 millones de euros en ayudas para 488 instalaciones industriales pertenecientes a 386 empresas, con el objetivo de compensar los costes indirectos del CO₂ incorporados al precio de la electricidad.

Entre los sectores beneficiarios figuran la siderurgia, el aluminio, la química, el papel, el vidrio, el refino, los fertilizantes y, por primera vez, la industria cerámica.

La medida es importante y tiene una justificación económica evidente: proteger a nuestra industria frente a competidores internacionales que no soportan las mismas exigencias climáticas.

Pero plantea una pregunta de fondo:

¿Queremos una industria que necesite compensaciones recurrentes para seguir siendo competitiva o una industria capaz de gestionar mejor su propia energía?

El problema no es únicamente cuánto cuesta la electricidad, sino cuándo y cómo se consume

IRENA lanza una advertencia: sin almacenamiento y flexibilidad, multiplicar por siete las renovables no será suficiente

El nuevo World Energy Transitions Outlook 2026 plantea que la capacidad mundial de almacenamiento energético deberá pasar de 416 GW en 2025 a casi 6.860 GW en 2050. Para las baterías, el escenario de 1,5 °C exige multiplicar por ocho la potencia instalada antes de 2035. Una transformación que sitúa a los sistemas BESS en el centro del futuro eléctrico.

13 de octubre de 2026 | Energía, almacenamiento y transición energética

La Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) acaba de publicar su informe World Energy Transitions Outlook 2026, y su mensaje va mucho más allá de la necesidad de seguir instalando parques solares y eólicos.

La transición energética está entrando en una nueva fase: el principal desafío ya no consiste únicamente en generar electricidad renovable, sino en disponer de infraestructuras capaces de transportarla, almacenarla y gestionarla de forma eficiente.

La advertencia es especialmente relevante para España, donde el fuerte despliegue fotovoltaico convive con restricciones de red, necesidades crecientes de flexibilidad y una electrificación industrial todavía pendiente de acelerarse.

1. Un sistema eléctrico siete veces mayor en capacidad renovable

Las baterías ya son más baratas que el gas de punta. Entonces, ¿por qué España sigue pagando una electricidad tan cara?

Dos noticias publicadas casi simultáneamente revelan una de las grandes contradicciones de la transición energética: mientras el almacenamiento alcanza un punto de inflexión económico, España continúa expuesta al elevado coste del gas cuando disminuye la generación renovable.

Un punto de inflexión que cambia las reglas del juego

El pasado 8 de octubre, Wood Mackenzie publicó una conclusión de enorme trascendencia para el sector energético mundial:

Las baterías de cuatro horas ya presentan un coste nivelado inferior al de las turbinas de gas de ciclo abierto en los 43 mercados donde ambas tecnologías fueron analizadas.

España puede beneficiarse especialmente porque combina una elevada penetración solar, necesidades de flexibilidad y un marco regulatorio que empieza a remunerar la potencia firme.

No estamos hablando de una previsión para 2035, sino de una comparación de costes realizada en 2026.

El cambio responde a dos tendencias que avanzan en direcciones opuestas.

Por un lado, la fabricación de baterías ha alcanzado una escala industrial que está transformando su competitividad, aunque persisten fluctuaciones regionales en los costes.

Por otro, las turbinas de gas se enfrentan a mayores costes de inversión, limitaciones de suministro y volatilidad en los precios del combustible.

En Oriente Medio y África, Wood Mackenzie estima que el coste nivelado del almacenamiento de cuatro horas podría pasar de 120 dólares/MWh en 2026 a 80 dólares/MWh en 2035.

El almacenamiento está dejando de ser exclusivamente una herramienta de integración renovable para convertirse también en una alternativa económica a la generación convencional de punta.

Conviene precisar que el estudio compara baterías con turbinas de gas de ciclo abierto, no con todos los ciclos combinados. Tampoco significa que una batería de cuatro horas pueda garantizar suministro durante periodos prolongados de escasez renovable.

Pero el mensaje económico es contundente.

Mientras tanto, España afronta su tercer inicio de otoño más caro