Red Eléctrica acaba de lanzar una señal importante: el almacenamiento no debe tratarse como una demanda convencional.
El 1 de octubre, Red Eléctrica publicó la actualización del mapa de capacidad de acceso para demanda en la red de transporte española.
Hay una idea especialmente relevante:
La capacidad de acceso para instalaciones de almacenamiento cuando operan en modo carga se calcula considerando el almacenamiento como una demanda flexible para el sistema eléctrico.
Las grandes eléctricas españolas han lanzado un mensaje claro: España necesita acelerar la inversión en redes eléctricas para poder absorber la enorme demanda asociada a los centros de datos.
Endesa, Iberdrola y EDP coinciden en que la falta de capacidad de red y, especialmente, los largos plazos administrativos pueden hacer que inversiones vinculadas a la inteligencia artificial y la digitalización terminen instalándose en otros países.
El diagnóstico es difícil de discutir.
Pero probablemente sea incompleto.
Porque ante el enorme crecimiento previsto de la demanda eléctrica, la respuesta no debería ser únicamente:
más demanda → más red.
Debería ser:
más demanda → más red + almacenamiento + flexibilidad + mejor utilización de la infraestructura existente.
6,3 GW que todavía no consumen electricidad
El debate llega precisamente cuando Red Eléctrica acaba de mostrar la magnitud del fenómeno.
Los centros de datos concentran aproximadamente 6,3 GW de capacidad de acceso concedida, alrededor del 34% de toda la nueva capacidad de demanda concedida en la red de transporte.
Pero existe una característica fundamental:
esa capacidad todavía no representa 6,3 GW de centros de datos funcionando.
Estamos ante una enorme cantidad de capacidad eléctrica reservada para proyectos que todavía deben construirse, conectarse y entrar progresivamente en operación.
Eso convierte la capacidad de red en un recurso estratégico.
Los últimos datos publicados por Red Eléctrica dejan una cifra difícil de ignorar.
España cuenta con 18,52 GW de nueva demanda con acceso concedido a la red de transporte. De ellos, aproximadamente 6.329 MW corresponden a centros de datos, es decir, más del 34% de toda la capacidad de demanda concedida.
Pero hay un segundo dato todavía más significativo:
de esos 6,3 GW asociados a centros de datos, prácticamente ninguno está todavía en servicio.
No estamos, por tanto, ante 6,3 GW de consumo actual.
Estamos ante 6,3 GW de capacidad de red reservada para una demanda que todavía tiene que materializarse.
Durante años hemos hablado de baterías en centros de datos casi siempre desde el mismo ángulo: respaldo, continuidad de servicio y, en algunos casos, peak shaving.
Ese marco empieza a quedarse pequeño.
Un nuevo informe de Boston Consulting Group (BCG) y ABB, The Strategic Case for Hybrid AC/DC Power, publicado en septiembre de 2026, apunta hacia un cambio bastante más profundo: la combinación de arquitecturas híbridas AC/DC, buses DC y almacenamiento directamente acoplado puede transformar el papel del BESS dentro del data center. The Strategic Case for Hybrid A…
La batería ya es DC. El servidor también.
Hay una contradicción evidente en buena parte de la infraestructura eléctrica actual.
La batería almacena energía en DC. Los servidores consumen internamente DC. La fotovoltaica genera DC. Sin embargo, entre estos elementos seguimos introduciendo múltiples etapas de conversión porque la arquitectura de distribución continúa basada fundamentalmente en AC.
BCG y ABB señalan precisamente este desajuste: las nuevas fuentes y cargas son cada vez más DC-native, mientras que la infraestructura que las conecta sigue siendo AC. Cada conversión añade pérdidas y complejidad. The Strategic Case for Hybrid A…
Con cargas AI cada vez mayores, esas pequeñas ineficiencias dejan de ser pequeñas.
Y aquí entra el BESS.
800 VDC cambia también la función del almacenamiento
El informe analiza una arquitectura de data center donde la conversión AC/DC se centraliza y la distribución hacia las cargas IT se realiza mediante 800 VDC.
En esa configuración, la batería puede conectarse al bus DC mediante una cadena de conversión más sencilla.
BCG y ABB atribuyen a esta arquitectura varias ventajas simultáneas: el almacenamiento puede proporcionar varios minutos de ride-through, mejorar la resiliencia del emplazamiento y reducir los picos de demanda sobre la conexión eléctrica. The Strategic Case for Hybrid A…
Esto es importante porque cambia la pregunta.
Ya no es simplemente:
“¿Cuántas horas de backup necesito?”
La pregunta empieza a ser:
“¿Qué valor puede proporcionar esta batería mientras está conectada permanentemente a la arquitectura eléctrica del data center?”
Resiliencia.
Peak shaving.
Gestión de potencia.
Soporte durante transitorios.
Mejor utilización de la conexión disponible.
El BESS empieza a parecer menos un equipo auxiliar y más un activo operativo de infraestructura.
El verdadero cuello de botella puede ser la conexión a red
Probablemente este sea el punto más relevante del informe para el sector.
BCG señala que, para muchos proyectos de centros de datos, la potencia concedida por la red se está convirtiendo en la restricción dominante. En algunos grandes mercados europeos, las esperas para nuevas conexiones pueden alcanzar varios años. The Strategic Case for Hybrid A…
Cuando la potencia disponible es limitada, mejorar la forma en que se utiliza esa conexión adquiere un enorme valor económico.
En su campus de referencia de 100 MW, BCG calcula que la centralización de la conversión puede mejorar aproximadamente un 5% la eficiencia grid-to-rack, liberando entre 5 y 6 MW adicionales para carga IT. The Strategic Case for Hybrid A…
Es una idea fundamental:
La eficiencia deja de medirse únicamente en kWh ahorrados. Puede convertirse directamente en MW adicionales de capacidad computacional.
Y el almacenamiento forma parte de esa arquitectura.
BESS frente al UPS tradicional
Hay otro dato que merece atención.
Para determinados data centers que parten de arquitecturas eléctricas convencionales, BCG estima que sustituir un sistema UPS de baja tensión por una arquitectura basada en conversión centralizada + almacenamiento a 800 V puede reducir el CAPEX hasta en 35 millones de dólares en una instalación de 100 MW, además de reducir la factura energética anual hasta un 9%. The Strategic Case for Hybrid A…
Conviene interpretar correctamente esta cifra.
BCG no está diciendo que una batería por sí sola genere 35 millones de dólares de ahorro.
El ahorro procede del rediseño completo de la arquitectura eléctrica: menos conversiones, diferente distribución de potencia, almacenamiento integrado y simplificación de parte de la infraestructura tradicional.
Pero precisamente ahí está lo interesante.
El futuro del BESS en data centers puede no estar en añadir una batería al sistema existente.
Puede estar en rediseñar el sistema alrededor de una arquitectura donde la batería sea un elemento nativo.
De vender baterías a vender arquitectura energética
BCG y ABB llegan a una conclusión estratégica especialmente relevante para fabricantes y proveedores de tecnología.
El mercado tenderá hacia soluciones integradas que combinen 800 VDC, switchgear DC, buses con baterías integradas, software de gestión energética en tiempo real, capacidades grid-forming y digital twins. The Strategic Case for Hybrid A…
Eso abre una oportunidad enorme para el sector BESS.
Porque el producto deja de ser simplemente:
Battery + PCS + EMS.
Y pasa a integrarse en algo mucho mayor:
Grid + conversion + DC bus + BESS + compute infrastructure.
La batalla del almacenamiento en data centers acaba de cambiar
Hasta ahora gran parte del debate sobre BESS se ha centrado en capacidad energética, duración, ciclos y coste por kWh.
Todo eso seguirá siendo importante.
Pero en los centros de datos AI probablemente aparecerá otra variable igual o más importante:
¿Cuántos MW adicionales de infraestructura útil permite habilitar el almacenamiento?
Si la conexión eléctrica se convierte en el recurso escaso, el BESS deja de competir únicamente contra otras tecnologías de almacenamiento.
Empieza a competir contra algo mucho más caro:
la falta de capacidad eléctrica.
Y cuando eso ocurre, el valor económico de la batería cambia por completo.
Fuente: Boston Consulting Group & ABB, The Strategic Case for Hybrid AC/DC Power, septiembre de 2026. The Strategic Case for Hybrid A…
El gas sube un 88,4%. La electricidad europea, un 22,8%.
La diferencia no es pequeña.
Y detrás de ella hay una señal importante sobre cómo está cambiando el sistema energético europeo.
Entre febrero y agosto de 2026, los precios mayoristas del gas en Europa aumentaron un 88,4%, mientras que los precios mayoristas de la electricidad lo hicieron un 22,8%, según datos recogidos por Eurelectric.
Durante la primera fase de la crisis la diferencia fue todavía más llamativa: entre febrero y mayo, mientras el gas aumentaba un 41%, el precio medio de la electricidad europea llegó a caer un 7%.
¿La razón?
Cada vez más electricidad se produce sin quemar gas.
La expansión de la energía solar y eólica está empezando a crear un cierto grado de desacoplamiento entre el coste de los combustibles fósiles y el coste de producir electricidad en Europa. España aparece precisamente como uno de los mercados que mejor ha resistido gracias a su elevada penetración renovable.
España, Portugal y Luxemburgo piden a Bruselas elevar la ambición renovable para 2040 y colocan la flexibilidad, el almacenamiento y las redes en el centro de la próxima fase de la transición energética europea.
Europa empieza a enfrentarse a una realidad que marcará la próxima década energética: ya no basta con instalar más capacidad renovable. Hay que ser capaces de integrarla en el sistema eléctrico.
La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, junto con sus homólogos de Portugal y Luxemburgo, ha reclamado a la Comisión Europea un marco renovable específico para 2040 que establezca un objetivo europeo ambicioso y proporcione una señal clara a inversores y mercados.
El argumento es conocido: disponer de una mayor cantidad de energía renovable producida dentro de Europa puede reducir la exposición a los combustibles fósiles importados, reforzar la seguridad energética y contribuir a una electricidad más competitiva.
Pero esta vez existe un elemento especialmente relevante.
La propia carta señala que la integración de esas renovables deberá apoyarse en flexibilidad, almacenamiento, modernización de las redes, interconexiones y electrificación.
Durante meses hemos hablado del mismo problema: demasiada generación renovable en determinadas horas, precios muy bajos, vertidos y energía que el sistema no puede aprovechar.
Pero existe otra cara de la transición energética que empieza a hacerse cada vez más visible.
¿Qué ocurre cuando la generación renovable que esperábamos simplemente no llega?
España acaba de tener otra respuesta: reducir temporalmente el consumo industrial.
El 28 de septiembre, Red Eléctrica volvió a activar el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) y solicitó la reducción de 943 MW de demanda industrial durante cerca de dos horas, según El Periódico de la Energía. Fue ya la séptima activación desde mediados de julio.
El motivo vuelve a poner sobre la mesa uno de los grandes retos de un sistema eléctrico con una penetración creciente de renovables variables: la diferencia entre la generación prevista y la generación que finalmente aparece en tiempo real.
