La verdadera noticia no son los 433 millones de euros. Es que España empieza a pasar de instalar renovables a construir un sistema renovable gestionable.
El almacenamiento energético en España acaba de recibir una de las señales más claras hasta ahora de hacia dónde se dirige el sistema eléctrico.
El programa RENOINN 2 ha adjudicado alrededor de 433 millones de euros a 524 proyectos de energías renovables con almacenamiento, incorporando aproximadamente:
⚡ 2,3 GWh de almacenamiento energético
☀️ 1,22 GW de nueva potencia renovable
🔋 463 proyectos fotovoltaicos con BESS
Dentro del programa, unos 360 millones de euros se destinan específicamente a aproximadamente 1,14 GW de proyectos solares co-localizados con baterías.
Pero quedarse únicamente con las cifras sería perder lo verdaderamente interesante.
De generar energía a gestionar energía
Durante años, la prioridad del sistema eléctrico español fue evidente:
instalar más renovables.
Y funcionó.
España dispone hoy de una de las mayores flotas solares y eólicas de Europa.
Pero cuando aumenta la penetración renovable aparece un nuevo problema:
tener energía disponible no significa necesariamente tenerla disponible cuando el sistema la necesita.
La producción solar se concentra durante determinadas horas mientras que la demanda eléctrica sigue otra curva.
El resultado puede ser:
→ precios muy bajos o incluso negativos en horas solares
→ vertidos de energía renovable
→ congestiones de red
→ fuertes rampas de generación al atardecer
→ mayor necesidad de reservas y flexibilidad
Aquí es donde el almacenamiento deja de ser un complemento de la generación renovable.
Empieza a convertirse en infraestructura del sistema eléctrico.
☀️ + 🔋: la planta renovable empieza a cambiar
Una planta solar convencional tiene una limitación fundamental:
produce cuando hay recurso solar.
Una planta solar combinada con BESS puede empezar a decidir cuándo entregar parte de esa energía.
Esto cambia profundamente su comportamiento.
El BESS puede:
🔋 almacenar excedentes renovables
📈 desplazar energía hacia horas de mayor precio
⚡ limitar picos de exportación
🔌 reducir congestiones en el punto de conexión
📉 suavizar rampas de potencia
🛡️ proporcionar determinados servicios de red
🎯 optimizar el uso de una conexión eléctrica limitada
La consecuencia es importante:
el activo deja de ser simplemente una planta de generación y empieza a convertirse en un activo energético gestionable.
La co-localización puede tener incluso más valor que la propia batería
Uno de los elementos más interesantes de RENOINN 2 es precisamente la fuerte presencia de proyectos solar + BESS.
La co-localización puede permitir compartir parte de la infraestructura:
punto de conexión
transformadores
subestación
sistemas de control
infraestructuras auxiliares
Pero existe otra ventaja aún más importante.
Una conexión eléctrica diseñada para una determinada potencia solar no está necesariamente utilizada al 100% durante todas las horas del año.
El almacenamiento puede aprovechar parte de esa infraestructura existente para aumentar la energía gestionada a través del mismo punto de conexión.
En un sistema donde el acceso a red se está convirtiendo en uno de los activos más escasos, esto puede ser extremadamente valioso.
La agrivoltaica concentra buena parte del almacenamiento
Dentro de los proyectos adjudicados destaca especialmente la agrivoltaica.
Según los datos publicados sobre RENOINN 2:
🌾 882 MW de potencia solar agrivoltaica
🔋 aproximadamente 1,7 GWh de almacenamiento
También se han adjudicado:
🌊 29 proyectos de fotovoltaica flotante, con aproximadamente 46 MW solares y 51 MWh de almacenamiento.
🏭 Proyectos de autoconsumo que suman alrededor de 70 MW solares y 150 MWh de BESS.
Esto demuestra algo interesante:
el almacenamiento empieza a penetrar no solo en grandes plantas utility-scale, sino en arquitecturas energéticas cada vez más diversas.
Pero las subvenciones no son el verdadero mercado
Aquí conviene introducir una precaución.
Un mercado de almacenamiento sostenible no puede depender permanentemente de ayudas públicas.
Los BESS tendrán que justificar progresivamente su inversión mediante una combinación de ingresos y ahorros:
Energy arbitrage
Comprar o almacenar energía cuando es barata y utilizarla cuando su valor aumenta.
Peak shaving
Reducir picos de potencia y costes asociados.
Servicios de ajuste
Participar, cuando la regulación y las características técnicas lo permiten, en mercados de balance y servicios al sistema.
Optimización de renovables
Reducir vertidos y aumentar el valor capturado por la producción solar o eólica.
Gestión de restricciones de red
Utilizar almacenamiento para gestionar límites de conexión y congestiones.
Y, probablemente cada vez más:
revenue stacking.
Es decir, utilizar el mismo activo para proporcionar varios servicios durante su vida operativa.
El EMS empieza entonces a ser tan importante como la batería
Aquí aparece una evolución tecnológica que a veces se infravalora.
Cuando un BESS únicamente carga cuando sobra energía solar y descarga después, la estrategia de control puede ser relativamente sencilla.
Pero cuando el activo debe decidir continuamente entre:
arbitraje energético
estado de carga
previsión solar
previsión de demanda
precios eléctricos
restricciones de red
degradación de batería
reservas de capacidad
servicios auxiliares
la optimización se vuelve mucho más sofisticada.
Y el Energy Management System (EMS) empieza a convertirse en el verdadero cerebro económico del activo.
Dos instalaciones con baterías prácticamente idénticas pueden obtener resultados económicos diferentes dependiendo de cómo sean operadas.
De MW instalados a MWh gestionables
Durante la primera fase de la transición energética, una de las principales métricas fue:
¿Cuántos MW renovables hemos instalado?
En la siguiente fase probablemente tendremos que preguntar también:
¿Cuántos MWh podemos desplazar, almacenar y gestionar?
RENOINN 2 es una señal clara de ese cambio.
La primera convocatoria del programa incorporó aproximadamente 351,6 MWh de almacenamiento.
La nueva adjudicación alcanza alrededor de 2,3 GWh.
Es decir, más de seis veces la capacidad.
No es todavía la escala de almacenamiento que necesitará un sistema eléctrico altamente renovable.
Pero sí muestra claramente la dirección.
Conclusión
España ya ha demostrado que puede desplegar grandes cantidades de energía solar y eólica.
El siguiente desafío es más complejo:
hacer que esa energía sea gestionable.
Eso exige combinar:
☀️ generación renovable
🔋 almacenamiento
⚡ redes eléctricas
🧠 sistemas avanzados de control
📊 mercados de flexibilidad
La transición energética entra así en una nueva etapa.
Durante años la pregunta fue:
¿cómo generar más energía renovable?
Ahora empieza a ser:
¿cómo conseguimos entregar esa energía exactamente cuando el sistema la necesita?
Y ahí el almacenamiento puede convertirse en una de las infraestructuras críticas del sistema eléctrico español.
El futuro no será únicamente renovable. Tendrá que ser renovable, almacenable y gestionable.
Los centros de datos dejarían de ser simples consumidores para convertirse en financiadores de nueva generación renovable, almacenamiento y redes
La inteligencia artificial está provocando uno de los mayores incrementos de demanda eléctrica desde la electrificación industrial.
La respuesta habitual ha sido preguntarse cómo producir suficiente electricidad para alimentar los nuevos centros de datos. Australia está planteando la cuestión de otra manera:
¿Y si la demanda eléctrica de la IA se utilizara para financiar la siguiente oleada de renovables, almacenamiento y redes?
El Gobierno australiano prepara un marco bajo el cual los nuevos centros de datos de gran escala deberán respaldar nueva capacidad de generación, asumir íntegramente sus costes de conexión y reducir temporalmente su consumo cuando el sistema eléctrico lo necesite.
No se trata solamente de comprar electricidad “verde”. La intención es que cada gran centro de datos contribuya a crear la infraestructura energética adicional que necesita.
La propuesta podría cambiar profundamente la relación entre la industria digital y el sistema eléctrico.
UNA DEMANDA QUE YA NO PUEDE CONSIDERARSE MARGINAL
Australia cuenta con más de 250 centros de datos.
En el ejercicio 2024-2025 consumieron aproximadamente 4 TWh, cerca del 2 % de toda la electricidad suministrada por la red del National Electricity Market —NEM—. Ese consumo podría alcanzar alrededor de 12 TWh en 2030, equivalente al 6 % de la electricidad de red, y aproximarse a 34 TWh en 2050.
La velocidad de crecimiento es especialmente relevante.
Mientras un centro de datos modular puede construirse en menos de un año y un campus hyperscale en aproximadamente dos o tres años, una nueva central renovable acompañada de las infraestructuras de transmisión necesarias puede requerir entre cinco y diez años o más.
Existe, por tanto, un desfase estructural:
la demanda digital puede conectarse mucho más rápido que la nueva oferta eléctrica capaz de abastecerla.
Sin una estrategia coordinada, el resultado podría ser una mayor utilización de centrales de carbón existentes, más congestión de red, incremento de emisiones y competencia directa entre centros de datos, hogares e industria por la electricidad disponible.
Según el Clean Energy Council, si el crecimiento de los centros de datos no va acompañado de nueva generación renovable, los precios mayoristas de 2035 podrían ser un 26 % superiores en Nueva Gales del Sur y un 23 % superiores en Victoria. Las emisiones del mercado eléctrico nacional podrían aumentar hasta un 14 % respecto al escenario previsto.
“TRAIGA SU PROPIA ENERGÍA”
El Gobierno australiano ha establecido cuatro expectativas principales para las nuevas infraestructuras digitales:
Financiar nueva generación renovable y almacenamiento.
Asumir los costes adicionales de conexión y refuerzo de red.
Ofrecer flexibilidad de demanda cuando el sistema eléctrico lo requiera.
Minimizar el consumo de agua y el impacto sobre las comunidades.
En julio de 2026, el primer ministro Anthony Albanese anunció que estas expectativas se convertirían en una obligación legal para la próxima generación de grandes centros de datos.
La idea central es sencilla:
Un nuevo centro de datos no debería limitarse a competir por la electricidad existente. Debería aportar la nueva capacidad necesaria para cubrir su demanda.
Esto puede hacerse mediante inversión directa en activos energéticos, contratos PPA de largo plazo o contratos con comercializadoras que, a su vez, respalden nuevos proyectos.
El Gobierno también pretende que los centros de datos puedan disminuir su consumo en momentos de estrés, congestión o escasez, contribuyendo activamente a la estabilidad del sistema.
EL CENTRO DE DATOS COMO “ANCHOR TENANT” ENERGÉTICO
La gran ventaja de los operadores hyperscale no es solamente su elevado consumo.
Es su solvencia.
Los proyectos renovables y de almacenamiento necesitan contratos de largo plazo que proporcionen ingresos previsibles y permitan alcanzar la decisión final de inversión. Un centro de datos operado por una gran compañía tecnológica puede ofrecer precisamente esa demanda estable, contractual y financieramente sólida.
El centro de datos se convierte así en un anchor tenant energético:
Garantiza una demanda de largo plazo.
Facilita la financiación de nuevos parques solares y eólicos.
Mejora la bancabilidad de los proyectos BESS.
Puede justificar nuevas subestaciones y ampliaciones de red.
Permite desarrollar infraestructura energética antes de que aparezcan otros consumidores.
Australia no pretende simplemente atraer centros de datos porque dispone de electricidad renovable.
Pretende utilizar los centros de datos para financiar la electricidad renovable que todavía necesita construir.
EL MODELO PROPUESTO: RENOVABLES FIRMES MÁS CERTIFICADOS
El Clean Energy Council propone un Flexible Contracting Framework basado en dos componentes complementarios.
El primero serían las Additional Firmed Renewables: nueva generación solar o eólica respaldada mediante BESS, almacenamiento hidroeléctrico u otra capacidad de firmeza. Estos activos se contratarían durante periodos suficientemente largos —idealmente entre 15 y 20 años— para permitir su financiación.
El segundo componente serían los certificados renovables, inicialmente LGC y posteriormente REGO, utilizados para cubrir variaciones de demanda y el periodo transitorio entre la conexión del centro de datos y la puesta en servicio de las nuevas instalaciones energéticas.
El cumplimiento seguiría una trayectoria progresiva o glide path.
Un centro de datos podría comenzar cubriendo una mayor parte de su consumo mediante certificados. A medida que entren en operación los proyectos renovables contratados, aumentaría la proporción respaldada físicamente por nueva generación y almacenamiento.
El objetivo final sería que todo el consumo incremental quedara asociado a nueva capacidad energética.
LOS CERTIFICADOS NO RESUELVEN EL PROBLEMA FÍSICO
Aquí aparece la principal limitación del modelo.
Un centro de datos puede comprar certificados equivalentes a toda la electricidad que consume durante un año y, aun así, continuar dependiendo de carbón, gas o importaciones durante determinadas horas.
La equivalencia anual entre generación y consumo no garantiza un suministro renovable 24 horas al día, siete días a la semana.
Los certificados demuestran una atribución comercial o ambiental, pero no pueden por sí solos:
Mantener la frecuencia de la red.
Resolver una congestión local.
Proporcionar potencia durante una rampa de carga.
Cubrir varias horas con baja generación solar y eólica.
Recuperar una instalación después de una interrupción.
Garantizar capacidad firme en el punto de conexión.
La transición desde el simple matching anual hacia un suministro realmente firme exige integrar varias capas:
Generación renovable + almacenamiento + red + generación de respaldo + flexibilidad de demanda + control coordinado.
Por eso el BESS no debe entenderse únicamente como un mecanismo para desplazar energía solar desde el mediodía hasta la noche.
En un centro de datos puede desempeñar simultáneamente funciones de:
Reducción de picos de potencia.
Respuesta rápida ante perturbaciones.
Suavizado de rampas de carga.
Soporte de frecuencia y tensión.
Puente entre la red y los generadores de emergencia.
Gestión de restricciones de conexión.
Participación en mercados de flexibilidad.
Reserva energética para operación aislada.
La cuestión crítica no es solamente cuántos megavatios hora tiene la batería.
Es qué potencia, duración, reserva mínima, disponibilidad y respuesta dinámica puede garantizar en cada condición operativa.
LA IA TAMBIÉN DEBE APRENDER A CONSUMIR ELECTRICIDAD
La infraestructura energética no puede cargar con todo el ajuste.
Parte de la solución debe proceder del propio cómputo.
No todas las cargas de un centro de datos tienen la misma urgencia. Algunos procesos necesitan ejecutarse inmediatamente, mientras que otros pueden desplazarse durante minutos u horas sin afectar al servicio final.
Los entrenamientos de modelos, determinados procesos batch, la generación de contenidos no crítica o algunas tareas de mantenimiento pueden programarse parcialmente alrededor de:
Disponibilidad renovable.
Precio de la electricidad.
Congestión de red.
Estado de carga del BESS.
Capacidad de refrigeración.
Límites de agua y temperatura.
Reservas necesarias para contingencias.
Esto no significa apagar el centro de datos cada vez que cae la producción solar.
Significa transformar una parte de su demanda en un recurso controlable.
Pero para hacerlo no basta con una orden genérica de “reducir consumo”. Es necesario coordinar servidores, refrigeración, baterías, almacenamiento térmico, generadores, red y compromisos de servicio.
El verdadero salto tecnológico se producirá cuando los centros de datos dejen de gestionar separadamente la energía y el cómputo.
UBICAR BIEN PUEDE SER TAN IMPORTANTE COMO GENERAR MÁS
Australia también estudia incentivar la instalación de centros de datos cerca de parques renovables, baterías o zonas de red infrautilizadas.
La ubicación adecuada podría permitir:
Aprovechar generación renovable que actualmente se limita o vierte.
Reducir la necesidad de nuevas líneas de transmisión.
Utilizar mejor subestaciones existentes.
Disminuir pérdidas eléctricas.
Crear demanda estable en regiones con abundantes recursos renovables.
Favorecer el desarrollo económico local.
Sin embargo, la proximidad geográfica no elimina automáticamente los problemas.
Una región puede tener abundante energía solar durante el día y continuar sufriendo escasez de capacidad durante la noche. También pueden existir restricciones de estabilidad, cortocircuito, tensión, agua o telecomunicaciones que limiten la conexión.
La localización debe evaluarse desde una perspectiva completa del sistema, no únicamente observando el número de gigavatios renovables instalados en la región.
EXPORTAR COMPUTACIÓN EN LUGAR DE ELECTRICIDAD
Australia lleva años buscando cómo convertir sus enormes recursos solares y eólicos en una ventaja exportadora.
Se han planteado proyectos de hidrógeno verde, amoniaco, acero de bajas emisiones y cables submarinos para exportar electricidad. Todos ellos ofrecen oportunidades, pero también afrontan costes elevados, grandes infraestructuras y largos plazos de desarrollo.
La inteligencia artificial introduce otra posibilidad:
transformar electrones renovables en capacidad de computación exportable.
En lugar de transportar electricidad a miles de kilómetros, Australia podría utilizarla localmente para entrenar modelos, procesar datos y prestar servicios digitales internacionales.
La energía no abandonaría físicamente el país.
Lo que se exportaría sería su valor digital.
UNA OPORTUNIDAD, PERO NO UN CHEQUE EN BLANCO
La estrategia australiana tiene una lógica poderosa, pero todavía quedan cuestiones críticas por resolver:
¿Cómo se comprobará la adicionalidad real de la generación?
¿El matching será anual, horario o geográficamente localizado?
¿Qué nivel de almacenamiento deberá contratar cada instalación?
¿Cómo se valorará la flexibilidad ofrecida a la red?
¿Qué cargas podrán reducirse sin comprometer la disponibilidad?
¿Quién verificará que los costes de conexión no se trasladan al consumidor?
¿Cómo se coordinará el crecimiento digital con el agua, el suelo y la aceptación social?
¿Qué ocurrirá si el centro de datos se construye antes que sus renovables asociadas?
La propia propuesta reconoce que los certificados ofrecen flexibilidad, pero no proporcionan por sí solos la señal de inversión estable que necesita la nueva generación. También admite que el diseño operativo y los mecanismos de verificación todavía deben desarrollarse.
Australia ha definido una dirección política.
Todavía debe demostrar que puede convertirla en una arquitectura energética técnicamente sólida.
CONCLUSIÓN
La IA puede convertirse en una amenaza para la transición energética si su demanda crece más deprisa que la generación, el almacenamiento y las redes.
Pero también puede convertirse en uno de sus principales financiadores.
La diferencia dependerá de las reglas.
Australia propone que los centros de datos:
traigan nueva energía, paguen su conexión, incorporen almacenamiento y adapten parte de su demanda a las necesidades del sistema.
Es una visión mucho más ambiciosa que alimentar centros de datos con certificados renovables.
Supone transformar la infraestructura digital en un participante activo del sistema eléctrico.
El futuro centro de datos no será simplemente una instalación que consume energía renovable.
Será una infraestructura capaz de financiarla, almacenarla, gestionarla y responder dinámicamente a la red.
Y ahí está la verdadera oportunidad:
que la carrera mundial por la inteligencia artificial no frene la transición energética, sino que ayude a pagarla.
Durante una década, el mercado energético español estuvo dominado por una idea sencilla: desarrollar más capacidad renovable, construir más rápido y acumular el mayor pipeline posible.
Ese modelo empieza a agotarse.
El nuevo informe Spanish Energy Deal Pulse – Q1 2026 Edition, elaborado por Alvarez & Marsal, describe un cambio estructural: el valor se está desplazando desde la generación pura hacia las redes, el almacenamiento, la flexibilidad y la capacidad real de ejecutar proyectos.
España no necesita dejar de construir renovables. Necesita conseguir que la energía renovable pueda evacuarse, almacenarse y venderse en las horas en las que realmente tiene valor.
El mercado español se enfría más rápido que Europa
En 2025, el número de operaciones energéticas cayó aproximadamente un 30% en España, frente a un descenso cercano al 15% en Europa. El valor agregado de las transacciones europeas también se redujo alrededor de un 25%.
La desaceleración española está especialmente vinculada al sector solar. La fotovoltaica representaba cerca del 70% de las operaciones en 2024, pero su peso cayó aproximadamente al 52% en 2025. Además, España pasó de concentrar históricamente alrededor del 15% de la actividad renovable europea a apenas un 6% durante el último trimestre del año.
Sin embargo, sería incorrecto interpretar estos datos como el final de las renovables.
El 85% de las operaciones españolas continuó estando relacionado con generación renovable. Lo que está desapareciendo no es el interés por la energía limpia, sino la disposición a financiar indiscriminadamente cualquier proyecto renovable.
El problema ya no es producir energía barata
España dispone de una ventaja estructural: una elevada penetración renovable permite producir electricidad con costes marginales muy bajos durante muchas horas del día.
Pero esa ventaja es también el origen de una paradoja.
Cuanta más generación solar coincide en las mismas horas, menor es el precio capturado por cada planta. Durante 2025, los precios capturados por la solar descendieron por debajo de 30 €/MWh, deteriorando la rentabilidad de numerosos activos merchant.
La pregunta ya no es únicamente:
¿Cuántos MWh puede producir este activo?
Ahora el inversor necesita saber:
¿En qué horas los producirá, a qué precio, cuánto podrá evacuar y qué parte podrá desplazar hacia periodos de mayor valor?
El propio informe advierte de que los modelos financieros deben incorporar el price shape risk, y no limitarse a utilizar un precio medio anual de electricidad.
Un parque puede producir mucho y, sin embargo, destruir valor si concentra su generación en horas de precios nulos, negativos o severamente canibalizados.
Las redes se convierten en el verdadero cuello de botella
El crecimiento renovable ha avanzado más rápido que la capacidad física del sistema para absorberlo.
En 2025, los servicios de ajuste y las restricciones del sistema alcanzaron aproximadamente 3.800 millones de euros, frente a 2.700 millones en 2024. El incremento fue del 43%, y estos costes llegaron a representar cerca del 19% del precio final de la electricidad.
Esto demuestra que producir electricidad barata no garantiza disponer de un sistema eléctrico barato.
Cuando faltan redes, interconexiones, almacenamiento o capacidad de control, el sistema debe recurrir a restricciones técnicas, redispatch, generación de respaldo y servicios auxiliares.
Por eso las subestaciones, las líneas de distribución, las interconexiones y los derechos de acceso están empezando a comportarse como activos estratégicos.
Los proyectos con acceso asegurado y capacidad demostrable de evacuación reciben una prima. Los que dependen de permisos inciertos, refuerzos futuros o calendarios poco creíbles empiezan a sufrir fuertes descuentos.
En el nuevo mercado energético, un punto de conexión firme puede valer tanto como la propia planta.
BESS deja de ser un accesorio
El almacenamiento aparece como uno de los grandes beneficiarios de esta transformación.
Las baterías pueden:
Desplazar la producción solar hacia horas de mayor precio.
Reducir la exposición a la canibalización.
Gestionar la volatilidad intradiaria.
Prestar servicios de ajuste.
Mitigar restricciones de red.
Mejorar la utilización de los puntos de conexión.
Alvarez & Marsal considera que la hibridación solar más almacenamiento está dejando de ser una mejora opcional para convertirse en un facilitador de la bancabilidad de los proyectos fotovoltaicos.
Este punto es esencial.
La batería no crea valor simplemente por estar instalada. Crea valor cuando se integra dentro de una estrategia operativa capaz de decidir cuándo cargar, cuándo descargar, qué mercado priorizar y cómo preservar la vida útil del activo.
Por tanto, el verdadero activo no es solo el contenedor BESS. Es el conjunto formado por:
batería + conexión + estrategia de mercado + sistema de control + capacidad de ejecución.
No todo pipeline BESS será financiable
El entusiasmo por el almacenamiento también debe analizarse con prudencia.
El informe reconoce que existe una diferencia considerable entre la capacidad que ha solicitado acceso y la capacidad que realmente llegará a construirse. Los permisos, la conexión, los plazos de entrega y la ejecución siguen limitando el despliegue.
Esto significa que los grandes pipelines anunciados no son necesariamente activos reales.
El mercado distinguirá entre:
Proyectos con acceso y permisos avanzados.
Proyectos con una estrategia de ingresos realista.
Proyectos respaldados por equipos capaces de construir y operar.
Solicitudes especulativas que probablemente nunca llegarán a operación.
Además, existe otro riesgo que el informe apenas desarrolla: una entrada masiva de baterías podría reducir los spreads y canibalizar progresivamente algunos de los ingresos que hoy justifican su inversión.
La ventaja competitiva no estará únicamente en instalar primero, sino en operar mejor.
El inversor ya no compra crecimiento: compra certidumbre
Los criterios de valoración también están cambiando.
Los compradores priorizan activos operativos o próximos a operación, rutas claras al mercado, PPAs o estrategias merchant estructuradas, baja exposición a restricciones y soluciones de almacenamiento o flexibilidad capaces de gestionar el riesgo horario.
Los grandes pipelines sin acceso firme, sin permisos o sin capacidad demostrada de ejecución pierden valor.
El mercado está pasando de una narrativa basada en:
“Tenemos muchos gigavatios en desarrollo”
a otra mucho más exigente:
“Podemos conectar, construir, operar y convertir esos activos en flujos de caja financiables”.
La escala deja de ser suficiente. La credibilidad operativa se convierte en una ventaja competitiva.
La próxima fase del sistema energético español
La transición descrita por Alvarez & Marsal no supone sustituir renovables por baterías y redes.
Supone reconocer que las renovables aisladas ya no bastan.
La inversión se desplazará hacia activos capaces de resolver los límites físicos y económicos del sistema:
Redes y subestaciones.
Almacenamiento híbrido y stand-alone.
Sistemas avanzados de gestión energética.
Flexibilidad de la demanda.
Generación gestionable de respaldo.
Infraestructura para electrificación industrial y centros de datos.
El informe señala precisamente que las nuevas inversiones en red deberán absorber el crecimiento de la electrificación industrial, el hidrógeno verde y los centros de datos, además de facilitar la integración renovable.
Conclusión
España no ha dejado de necesitar más energía renovable.
Pero ha dejado de valorar de la misma manera cada nuevo megavatio.
La próxima fase no estará definida por quién consiga desarrollar el mayor pipeline, sino por quién pueda integrar la energía más rápido, con mayor flexibilidad y con ingresos más predecibles.
El futuro energético no será generación frente a almacenamiento. Será generación, redes, almacenamiento y control trabajando como un único sistema.
Durante la última década, el mercado del almacenamiento energético ha estado dominado por una pregunta:
¿Qué tecnología de batería es mejor?
Ion-litio, sodio, flujo de vanadio, hierro-aire, estado sólido...
Pero quizá esa ya no sea la pregunta correcta.
La evolución de las redes eléctricas, la electrificación industrial y el crecimiento explosivo de los centros de datos de IA están demostrando que ninguna tecnología es capaz de optimizar simultáneamente todas las aplicaciones del sistema eléctrico.
El futuro no pertenecerá a una única batería.
Pertenecerá a la combinación inteligente de varias tecnologías coordinadas por un único sistema de control.
Un problema con escalas de tiempo muy diferentes
No todas las perturbaciones de la red duran lo mismo.
Algunas ocurren en milisegundos.
Otras duran segundos.
Otras pueden prolongarse durante varias horas o incluso días.
Sin embargo, tradicionalmente se ha intentado resolver todos esos problemas utilizando la misma batería.
Y ahí aparece la ineficiencia.
Cada tecnología tiene su zona óptima
Una arquitectura híbrida permite asignar cada servicio al activo más adecuado.
Supercondensadores
Tiempo de respuesta:
< 100 milisegundos
Ideales para:
estabilización instantánea
huecos de tensión
variaciones ultrarrápidas
calidad de suministro
protección de electrónica sensible
Volantes de inercia
Tiempo de actuación:
segundos
Ideales para:
inercia sintética
regulación primaria
amortiguación de oscilaciones
soporte dinámico de frecuencia
Además, soportan millones de ciclos sin degradación apreciable.
BESS de ion-litio
Tiempo de actuación:
minutos a varias horas
Ideales para:
arbitraje energético
peak shaving
desplazamiento de energía
mercados de capacidad
integración renovable
respaldo industrial
Son el elemento central de la arquitectura, pero ya no tienen por qué asumir todas las funciones.
Almacenamiento de larga duración
Tecnologías como:
hierro-aire
flujo de vanadio
gravedad
almacenamiento térmico
Empiezan a cubrir necesidades completamente distintas:
respaldo de varios días
eventos meteorológicos extremos
sustitución parcial del gas
resiliencia industrial
El gran beneficiado es el propio BESS
Puede parecer contradictorio.
Pero añadir otras tecnologías puede aumentar el valor de la batería.
¿Por qué?
Porque deja de realizar los ciclos más agresivos.
Los supercondensadores absorben los picos instantáneos.
Los volantes gestionan las variaciones rápidas.
El almacenamiento de larga duración cubre los déficits prolongados.
La batería trabaja únicamente donde ofrece la mejor relación entre potencia, energía y coste.
El resultado es:
✅ menor degradación
✅ mayor vida útil
✅ menos augmentaciones
✅ mayor disponibilidad
✅ mejor rentabilidad durante todo el ciclo de vida
El verdadero protagonista será el EMS
Toda esta arquitectura sería inútil sin un sistema capaz de coordinarla.
El Energy Management System (EMS) decidirá continuamente:
qué activo debe responder;
durante cuánto tiempo;
con qué potencia;
al menor coste;
respetando la degradación;
manteniendo reservas para contingencias;
y garantizando la estabilidad de la red.
En realidad, el EMS dejará de ser un software auxiliar para convertirse en el auténtico cerebro de la instalación.
Los centros de datos marcarán el camino
Los nuevos centros de datos de inteligencia artificial necesitan responder a fenómenos eléctricos extremadamente distintos.
Desde variaciones instantáneas provocadas por aceleradores GPU hasta respaldo durante largos periodos de indisponibilidad de la red.
Una arquitectura híbrida permite combinar:
UPS;
supercondensadores;
BESS;
generación distribuida;
almacenamiento térmico;
y, en el futuro, almacenamiento de larga duración.
Todo ello coordinado mediante un único EMS.
Es un enfoque mucho más eficiente que sobredimensionar una única tecnología para cubrir todos los escenarios.
También cambia el diseño de las redes eléctricas
Las futuras subestaciones probablemente dejarán de incorporar un único tipo de almacenamiento.
Comenzarán a integrar distintas capas funcionales.
Una posible arquitectura podría ser:
⚡ Supercondensadores para eventos de milisegundos.
⚙️ Volantes para estabilidad dinámica.
🔋 BESS para arbitraje, flexibilidad y servicios de red.
🏭 Almacenamiento de larga duración para resiliencia energética.
Cada tecnología actuará únicamente dentro del intervalo temporal donde ofrece el mayor valor técnico y económico.
¿Qué significa para SolaX Power?
La oportunidad no consiste únicamente en vender baterías.
Consiste en convertirse en el integrador inteligente de todos los activos energéticos.
Eso implica evolucionar hacia plataformas capaces de coordinar:
BESS.
Inversores.
PCS.
Fotovoltaica.
Generación distribuida.
Vehículos eléctricos.
Bombas de calor.
Almacenamiento térmico.
Sistemas de larga duración.
Recursos de terceros.
El valor diferencial ya no estará únicamente en el hardware.
Estará en la inteligencia capaz de coordinarlo todo.
Conclusión
Durante muchos años hemos buscado la batería perfecta.
Pero probablemente esa batería no exista.
Cada tecnología tiene fortalezas y limitaciones.
La verdadera innovación consiste en hacer que trabajen juntas.
El futuro del almacenamiento no será una competición entre litio, flujo, hierro-aire o supercondensadores.
Será una colaboración entre todos ellos.
Y quien marcará la diferencia no será únicamente el fabricante de la batería.
Será quien consiga que cada tecnología actúe exactamente en el momento en que aporta más valor.
Porque la próxima revolución del almacenamiento no consistirá en instalar más MWh.
Consistirá en orquestar inteligentemente todos los recursos energéticos disponibles.
Y ahí, el EMS será tan importante como las propias baterías.
El diferencial horario alcanzó un récord de 148 €/MWh en España y 142 €/MWh en Portugal. Pero la verdadera señal para los BESS no es solo su magnitud: es su creciente recurrencia.
El mercado eléctrico ibérico acaba de enviar una de sus señales más claras a favor del almacenamiento.
Durante julio de 2026, la diferencia media diaria entre la hora más cara y la más barata alcanzó 148 €/MWh en España y 142 €/MWh en Portugal, máximos históricos superiores incluso a los registrados durante la crisis energética de 2022.
Sin embargo, interpretar estos datos únicamente como un nuevo episodio de volatilidad sería quedarse en la superficie. La formación del spread ha cambiado.
En 2022, los diferenciales extremos estaban principalmente asociados al elevado precio del gas natural. Actualmente, el motor es más estructural: la producción fotovoltaica reduce los precios durante las horas centrales del día, mientras que la retirada del sol obliga a cubrir la demanda vespertina con tecnologías de mayor coste marginal.
Del “duck curve” al caso de negocio del BESS
La curva de precios española está reproduciendo cada vez con mayor claridad la conocida duck curve:
abundancia solar y precios bajos al mediodía;
descenso rápido de la generación fotovoltaica al atardecer;
demanda todavía elevada durante las primeras horas de la noche;
entrada de generación más cara para cubrir la rampa.
El resultado es una ventana natural para que los sistemas de almacenamiento carguen durante las horas solares y descarguen durante las puntas vespertinas.
No se trata solo de capturar precios excepcionalmente altos. En España, una parte importante del valor procede de la repetición diaria de precios muy bajos, seguida de una recuperación rápida después de la puesta de sol.
La regularidad puede ser más valiosa que el récord
Entre 2023 y 2025, el 10 % de los días con mayor spread representó aproximadamente el 18 % del spread acumulado en España. La concentración fue superior en Reino Unido, Alemania y Suecia SE3. Además, España necesitó alrededor de 124 días para acumular la mitad del spread anual, frente a solo 85 días en Suecia.
Esto apunta a una característica relevante para los inversores: los ingresos potenciales del almacenamiento español podrían depender menos de unos pocos eventos extraordinarios.
Una distribución más regular puede ofrecer:
mayor número de oportunidades operativas;
menor dependencia de episodios meteorológicos extremos;
previsiones de ingresos potencialmente más estables;
menor riesgo de perder gran parte del resultado anual por una estrategia de operación incorrecta durante unos pocos días.
No obstante, regularidad no significa necesariamente mayor rentabilidad. En 2025, el spread diario medio alemán fue cercano a 124 €/MWh, frente a unos 98 €/MWh en España. Alemania ofrecía una oportunidad teórica mayor; España, una distribución más equilibrada.
Un spread de 148 €/MWh no es un ingreso de 148 €/MWh
Aquí conviene evitar una conclusión demasiado optimista.
El spread horario representa la diferencia entre el precio máximo y el mínimo de cada día. Es una primera aproximación al valor del arbitraje, pero no equivale al margen neto obtenido por una batería.
El resultado real dependerá de:
eficiencia de carga y descarga;
degradación asociada a los ciclos;
profundidad de descarga;
disponibilidad técnica;
duración del sistema;
precisión de la previsión de precios;
costes de operación;
capacidad de capturar realmente las horas óptimas;
participación en mercados intradiarios y servicios de ajuste.
Una batería tampoco puede asumir automáticamente que toda su capacidad energética se cargará al precio mínimo y se venderá al máximo. Los spreads de dos, cuatro o seis horas son normalmente más representativos para evaluar sistemas de mayor duración.
La estrategia ganadora será el value stacking
El arbitraje diario refuerza el caso de negocio, pero difícilmente debería ser la única fuente de ingresos de un BESS.
La estrategia más robusta consiste en combinar diferentes servicios:
arbitraje en mercado diario e intradiario;
servicios de balance y regulación;
reducción de picos de consumo;
optimización de autoconsumo fotovoltaico;
gestión de restricciones de red;
respaldo y continuidad de suministro;
participación futura en mercados de capacidad o flexibilidad local.
En instalaciones industriales, comerciales o centros de datos, el BESS puede aportar además valor detrás del contador: limitar la potencia contratada, suavizar rampas, evitar ampliaciones de conexión y mejorar la resiliencia operativa.
Más almacenamiento terminará reduciendo los propios spreads
Existe una paradoja inevitable: cuanto más almacenamiento se instale, mayor será la competencia por comprar en horas baratas y vender en horas caras.
El propio despliegue de baterías, bombeo, interconexiones y respuesta de la demanda tenderá a suavizar las diferencias de precio. Por tanto, no es prudente proyectar los spreads récord de julio de manera constante durante toda la vida útil de un activo.
Pero esa compresión no elimina el valor del almacenamiento. Lo transforma.
A medida que disminuya el arbitraje puro, aumentará la importancia de:
la velocidad de respuesta;
la optimización algorítmica;
la participación simultánea en varios mercados;
la disponibilidad técnica;
la integración con generación renovable y cargas flexibles.
Conclusión
Los 148 €/MWh registrados en España son una cifra llamativa, pero el dato verdaderamente relevante es otro: la estructura del mercado ibérico está generando oportunidades de flexibilidad de manera cada vez más recurrente.
La expansión solar está creando excedentes durante el día y rampas de precio al atardecer. El almacenamiento es la tecnología capaz de conectar ambos momentos.
El mensaje para promotores, industrias y grandes consumidores es claro: el BESS ya no debe evaluarse únicamente como un sistema de respaldo, sino como un activo energético capaz de operar diariamente, optimizar costes y monetizar la flexibilidad.
El spread récord de julio no garantiza por sí solo la rentabilidad de ningún proyecto. Pero confirma que el mercado está empezando a valorar exactamente aquello que las baterías pueden ofrecer: desplazar energía en el tiempo, responder rápidamente y convertir volatilidad en flexibilidad gestionable.
La Agencia Internacional de la Energía ha cartografiado los principales centros de datos del mundo junto con la infraestructura eléctrica y digital que los rodea.
La conclusión más importante no es que los centros de datos vayan a consumir demasiada electricidad a escala mundial.
Es algo más complejo:
La demanda digital está creciendo mucho más rápido que la capacidad para conectarla en los lugares donde quiere instalarse.
El 3 % global puede esconder un problema local enorme
Los centros de datos consumieron aproximadamente 485 TWh en 2025. La IEA prevé que esta cifra prácticamente se duplique hasta alcanzar unos 950 TWh en 2030, cerca del 3 % de la demanda eléctrica mundial. El consumo de los centros especializados en inteligencia artificial podría triplicarse durante ese mismo periodo.
Considerado globalmente, un 3 % puede parecer manejable.
Pero esa lectura resulta engañosa.
Los centros de datos no se distribuyen uniformemente como los vehículos eléctricos, los sistemas de climatización o la demanda residencial. Se agrupan en determinados corredores metropolitanos, próximos a redes de fibra, usuarios, infraestructuras cloud y ecosistemas tecnológicos.
Casi la mitad de la capacidad estadounidense se concentra en cinco grandes clústeres. Por ello, una demanda relativamente pequeña dentro del sistema eléctrico mundial puede convertirse en una carga crítica dentro de una subestación, un corredor de transmisión o una zona concreta.
La IEA estima que las restricciones de red podrían retrasar alrededor del 20 % de la capacidad mundial de centros de datos prevista hasta 2030.
El cuello de botella ya no es únicamente energético.
Es geográfico, eléctrico y temporal.
La infraestructura digital avanza más rápido que la eléctrica
Un centro de datos puede construirse y entrar en funcionamiento en dos o tres años. Una nueva línea de transporte, una subestación o una ampliación significativa de red puede requerir bastante más tiempo debido a la planificación, los permisos, la fabricación de equipos y las obras.
Esta diferencia de velocidades está cambiando el criterio de localización de los proyectos.
Hasta ahora, los factores principales eran:
conectividad;
disponibilidad de suelo;
fiscalidad;
proximidad a los usuarios;
coste de la electricidad.
A partir de ahora deberá añadirse otro factor decisivo:
la disponibilidad real de potencia firme dentro del calendario del proyecto.
No basta con que una región tenga abundante generación renovable. La electricidad debe poder llegar al centro de datos, con la potencia, calidad, estabilidad y redundancia necesarias, exactamente donde y cuando se necesita.
La IA también está cambiando la naturaleza de la carga
El problema no consiste únicamente en alimentar más servidores.
Las cargas asociadas a la IA presentan mayores densidades de potencia y variaciones más rápidas que las cargas informáticas tradicionales.
Entre 2020 y 2025, la densidad de potencia de los servidores de IA se multiplicó por once. La IEA prevé que vuelva a multiplicarse aproximadamente por cuatro hasta 2027. Para entonces, un solo rack avanzado podría alcanzar una demanda punta comparable a la de decenas de hogares.
Además, determinados procesos de entrenamiento e inferencia pueden producir rampas rápidas de potencia. Esto afecta a:
transformadores;
grupos electrógenos;
sistemas UPS;
barras eléctricas;
refrigeración;
calidad de suministro;
estabilidad de una posible microred.
Una planta de generación convencional puede aportar energía, pero no necesariamente responder de forma óptima ante todos esos transitorios.
La IEA señala que una solución basada exclusivamente en generación local con gas podría exigir un sobredimensionamiento del 30 % al 70 % respecto a la carga crítica para mantener un suministro fiable y variable.
Esto explica por qué el almacenamiento empieza a ocupar una posición mucho más estratégica.
El BESS deja de ser una batería de emergencia
Tradicionalmente, las baterías de un centro de datos se han dimensionado para mantener la carga durante los segundos o minutos necesarios hasta la entrada de los generadores.
Ese modelo está evolucionando.
Un BESS integrado en la arquitectura energética puede desarrollar varias funciones simultáneas:
1. Suavizado de rampas
Absorbe variaciones rápidas de la carga informática y reduce el estrés sobre la red y la generación local.
2. Peak shaving
Limita la potencia máxima demandada y puede reducir tanto los costes de capacidad como los requisitos de conexión.
3. Optimización de una conexión limitada
Permite operar temporalmente por encima de la capacidad firme disponible, siempre que el balance energético, el estado de carga y las reservas se gestionen correctamente.
4. Integración renovable
Desplaza energía solar o eólica hacia los periodos de mayor demanda y reduce vertidos o dependencia de generación fósil.
5. Continuidad e isla controlada
Puede soportar la transición entre red, generación local y operación en isla, especialmente cuando dispone de capacidad grid-forming.
6. Servicios al sistema eléctrico
Cuando las reservas de seguridad lo permiten, el activo puede aportar regulación de frecuencia, respuesta rápida o gestión de congestiones.
La IEA estima que en 2030 podrían existir entre 20 y 25 GW de almacenamiento en baterías instalado dentro de centros de datos. Con los incentivos y controles adecuados, esa capacidad podría pasar de ser un recurso pasivo de respaldo a convertirse en un activo para la red.
Pero una batería no crea energía
Conviene evitar una conclusión demasiado optimista.
Un BESS puede aportar potencia inmediata, flexibilidad y estabilidad, pero su energía es limitada. No puede sustituir indefinidamente una acometida insuficiente ni alimentar por sí solo un centro de datos de gran escala durante largos periodos.
Su valor depende de cinco variables:
potencia;
duración;
disponibilidad;
estrategia de recarga;
coordinación con el resto de los activos.
Por tanto, la solución no es simplemente instalar más baterías.
La arquitectura debe coordinar:
red + generación local + BESS/UPS + refrigeración + almacenamiento térmico + carga informática flexible.
De “time-to-market” a “speed-to-power”
El mapa de la IEA muestra algo que el sector tecnológico deberá asumir: no todos los megavatios tienen el mismo valor.
Un megavatio disponible dentro de seis años no permite ejecutar un proyecto que necesita operar en dos.
Por eso, el concepto de speed-to-power se está convirtiendo en un criterio estratégico. La ventaja competitiva pertenecerá a los proyectos capaces de empezar a operar con una capacidad inicial limitada y ampliarla progresivamente sin comprometer la disponibilidad ni la redundancia.
Interpretación técnica
La evolución lógica es pasar de centros de datos diseñados para recibir una potencia fija a infraestructuras capaces de operar dentro de un envelope energético dinámico.
Esto exige un sistema supervisor que conozca en tiempo real:
la capacidad disponible de la red;
las reservas del BESS;
la disponibilidad de los generadores;
el estado de la refrigeración;
las restricciones de mantenimiento;
la criticidad y flexibilidad de las cargas informáticas.
Cuando aparece una limitación, el sistema no debería limitarse a emitir una alarma. Debería seleccionar y ejecutar la mejor acción físicamente válida: descargar el BESS, arrancar generación, desplazar cargas no críticas, modificar la refrigeración o reducir temporalmente determinados procesos informáticos.
Siempre preservando los márgenes necesarios para mantener la disponibilidad del centro.
Conclusión
El gran reto energético de la IA no será únicamente producir cerca de 950 TWh para los centros de datos en 2030.
Será entregar esa electricidad:
en ubicaciones muy concretas;
dentro de plazos cada vez más cortos;
con elevada calidad de suministro;
soportando cargas más densas y dinámicas;
sin debilitar la red local.
El BESS no resolverá por sí solo este desafío.
Pero, integrado dentro de una arquitectura energética coordinada, puede convertirse en una de las tecnologías que permitan transformar una conexión eléctrica limitada en una infraestructura digital operativa, flexible y escalable.
La próxima generación de centros de datos no deberá limitarse a consumir energía.
Deberá aprender a gestionarla como parte activa del sistema eléctrico.
