45 GW de UPS y 108 GW de BESS: el data center empieza a convertirse en un activo energético

La IEA deja una señal bastante clara: la próxima frontera del data center no será solo consumir más electricidad, sino aprender a gestionarla.

Durante años hemos hablado de los centros de datos como una nueva gran carga eléctrica.

La conversación sigue siendo válida, pero empieza a quedarse corta.

El Global Energy Review 2026 de la IEA muestra que en 2025 el consumo eléctrico de los data centers creció alrededor de un 17%, unos 70 TWh adicionales en un solo año. En Estados Unidos fueron responsables de aproximadamente la mitad de todo el crecimiento de la demanda eléctrica.

Hasta aquí, la historia conocida:

AI → more compute → more electricity.

Pero el mismo informe contiene otro dato que cambia bastante la perspectiva.

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108 GW de BESS nuevos en un año

El 80% hora a hora cambia el business case del BESS: los data centers pueden convertir el almacenamiento en infraestructura crítica

España quiere que los nuevos data centers estén respaldados por renovables.

Pero el borrador del nuevo Real Decreto introduce una condición mucho más importante de lo que parece:

no basta con comprar suficiente energía renovable al año.

Al menos el 80% del consumo deberá estar respaldado, hora a hora, por nueva generación renovable producida en esa misma hora.

Y ahí aparece el verdadero problema.

España no tiene necesariamente falta de energía renovable.

Tiene cada vez más un problema de cuándo está disponible esa energía.

Y eso cambia radicalmente el papel del BESS.

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APPA acaba de poner cifras al problema

España cambia las reglas del juego del BESS: si no cabe de forma firme, podrá entrar de forma flexible

España prepara 10.200 millones de euros adicionales para reforzar sus redes de distribución. Pero, casi al mismo tiempo, ha introducido algo potencialmente mucho más disruptivo para el almacenamiento: la posibilidad de utilizar la red de forma flexible.

Durante años hemos planteado el problema del almacenamiento en España de una manera bastante sencilla:

Necesitamos más BESS, pero no hay capacidad suficiente en la red para conectarlos.

Quizá tengamos que empezar a darle la vuelta a la frase.

Porque la congestión que dificulta conectar un BESS puede convertirse precisamente en una de las razones por las que tenga sentido conectarlo.

10.200 millones de euros de más red

El Real Decreto 640/2026 habilita un incremento extraordinario de 10.200 millones de euros en los límites de inversión de las redes de distribución entre 2027 y 2030:

• 2027: +1.020 M€

• 2028: +2.550 M€

• 2029: +3.060 M€

• 2030: +3.570 M€

Parte de estas inversiones podrá dirigirse a redes inteligentes, control, observabilidad e inversiones anticipatorias en zonas donde la falta de red esté bloqueando nueva demanda.

Es una buena noticia.

Pero construir subestaciones, líneas y posiciones lleva tiempo.

Y aquí aparece la segunda parte de la historia.

España introduce el acceso flexible

La próxima gran utility europea quizá no sea la que tenga más MW: será la que controle la flexibilidad

McKinsey identifica un cambio profundo en el modelo energético europeo: electrificación, renovables, IA y restricciones de red están desplazando el valor desde la simple propiedad de generación hacia el control de los flujos energéticos. Para el almacenamiento, la consecuencia puede ser enorme. El BESS deja de ser únicamente un activo que almacena MWh y empieza a convertirse en uno de los instrumentos más valiosos para decidir cuándo, dónde y cómo circula la electricidad.

Durante más de un siglo, el tamaño de una compañía eléctrica podía medirse de una forma relativamente sencilla.

¿Cuántas centrales tienes?

¿Cuántos GW produces?

¿Cuántos kilómetros de red controlas?

¿Cuántos clientes suministras?

Más activos = más valor.

Pero el sistema eléctrico europeo está cambiando tan rápidamente que esa ecuación empieza a quedarse corta.

McKinsey acaba de publicar un informe sobre el futuro de las utilities europeas con una conclusión especialmente interesante:

el liderazgo futuro dependerá menos de la cantidad de activos físicos que una compañía posea y más de su capacidad para controlar recursos cada vez más escasos.

Entre ellos:

acceso a red, capacidad firme, interfaz digital y flexibilidad.

Y probablemente esa última palabra sea una de las claves del próximo ciclo energético europeo.

La red no te da más potencia: Europa empieza a vender baterías como alternativa a esperar

Octave.energy levanta 10 M€ para expandir por Europa un modelo que combina BESS + EMS para autoconsumo, peak shaving, recarga de vehículos eléctricos, mercados de flexibilidad y —aquí está lo realmente interesante— acceso a potencia adicional en zonas con la red congestionada. Sus primeros proyectos ya están operativos en España.

Durante años hemos explicado el business case de una batería industrial de una manera bastante sencilla.

Tienes fotovoltaica.

Produces energía durante el día.

No puedes consumirla toda.

La almacenas.

Y la utilizas después.

PV → BESS → AUTOCONSUMO

Tiene sentido.

Pero probablemente sea solo el principio del mercado C&I.

Porque en muchas zonas de Europa está apareciendo un problema bastante más importante que el precio de la electricidad:

no hay suficiente capacidad de red disponible cuando la empresa la necesita.

Europa quiere salir de los combustibles fósiles. El verdadero reto empieza después

Europa puede instalar toda la solar y eólica que quiera. Pero si no sustituye también las funciones que hoy presta el gas, seguirá dependiendo de él.

Y ahí entra el almacenamiento.

Más de 180 organizaciones europeas —incluyendo grandes asociaciones eléctricas, renovables y de redes— han pedido a Ursula von der Leyen que impulse una estrategia independiente y de largo plazo para acabar con la dependencia europea de los combustibles fósiles.

No están hablando únicamente de descarbonización.

Están hablando de competitividad, seguridad energética y autonomía estratégica.

€50.000 millones: la factura de seguir dependiendo de los fósiles

España ya está pagando por la flexibilidad: seis activaciones del SRAD en menos de dos meses

832 MW. Dos horas. 1.631,6 MWh. Casi 198 €/MWh.

El viernes 4 de septiembre, a las 21:02, Red Eléctrica volvió a activar el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD).

Era la sexta activación desde el 15 de julio.

El titular fácil es:

“Red Eléctrica vuelve a parar la industria.”

Pero quizá la lectura más importante sea otra:

España está empezando a poner precio a algo que hasta hace poco considerábamos excepcional: la flexibilidad.

¿Qué ocurrió?