27 sept 2026

Europa vuelve a pedir reducir la demanda. Las baterías pueden hacer algo mejor: moverla


La presión sobre el gas devuelve la flexibilidad al centro de la política energética europea. BESS, almacenamiento y demanda flexible pueden convertir un problema de consumo en una herramienta de seguridad energética.

Europa se prepara de nuevo para un invierno complicado.

No necesariamente porque vaya a faltar gas. La Comisión Europea insiste en que no existe actualmente un riesgo inmediato para la seguridad de suministro. Pero la situación tampoco es cómoda: los almacenamientos europeos rondan el 70%, claramente por debajo del nivel registrado hace un año, mientras Europa sigue expuesta a la competencia internacional por el GNL y a una elevada volatilidad geopolítica.

Por eso Bruselas vuelve a enviar un mensaje conocido a los Estados miembros:

reduzcan la demanda cuando el sistema esté bajo presión.

Pero en 2026 esa recomendación debería leerse de una manera diferente a la de 2022.

Porque Europa dispone ahora de una herramienta que entonces apenas empezaba a desplegar a escala: el almacenamiento eléctrico.

El verdadero problema no son los MWh. Es cuándo se consumen.

Europa pisa el acelerador: el despliegue de BESS se triplica en 2026

El almacenamiento deja de ser la tecnología que Europa necesitará mañana para convertirse en infraestructura energética que Europa está instalando hoy.

Hay cifras que indican crecimiento. Y hay cifras que señalan un cambio de fase del mercado.

Esta pertenece al segundo grupo.

Europa puso en operación 18,2 GWh de sistemas de almacenamiento en baterías a gran escala durante los primeros ocho meses de 2026, aproximadamente tres veces la capacidad desplegada durante el mismo periodo de 2025, según datos de Benchmark Mineral Intelligence publicados por Energy-Storage.news.

No significa que el parque europeo de baterías se haya triplicado.

Significa algo probablemente más importante para entender hacia dónde va el mercado:

el ritmo de construcción se está acelerando radicalmente.

Agosto deja una señal especialmente clara

26 sept 2026

España quiere electrificarse más rápido. El problema ya no es generar electricidad, sino entregarla

La electrificación ya no es únicamente una política climática.

Se está convirtiendo en una estrategia industrial, económica y de seguridad energética.

Y para España esto tiene una consecuencia especialmente relevante:

cuanto más electrifiquemos nuestra economía, más importante será poder consumir la electricidad en el lugar y en el momento adecuados.

La Agencia Internacional de la Energía acaba de poner cifras a esta transformación.

En su nuevo informe Electrification, la IEA estima que la electricidad representa hoy aproximadamente el 23% del consumo final mundial de energía. Con tecnologías que ya son competitivas podría alcanzarse alrededor del 33%, mientras que su escenario de electrificación acelerada lleva esa cuota hasta el 35% en 2035.

Y las consecuencias económicas son enormes.

Según la IEA, una electrificación más rápida podría reducir en más de 400.000 millones de dólares anuales la factura energética de los países importadores de combustibles en 2035 y evitar el consumo de unos 18 millones de barriles de petróleo diarios respecto a una trayectoria menos electrificada.

Pero hay un país para el que esta historia resulta especialmente interesante. España.

España ya apunta al 35%

BESS en España: 700.000 $/MW al año… y aun así difíciles de financiar


El gran reto del almacenamiento ya no es demostrar que puede generar ingresos. Es conseguir que esos ingresos sean suficientemente previsibles para que un banco esté dispuesto a financiarlos.

Hay un dato que resume perfectamente la paradoja del mercado español.

Según una simulación presentada por S&P Global Energy en un webinar organizado por AleaSoft Energy Forecasting, una batería de cuatro horas operada de forma óptima en España habría podido generar en 2025 cerca de 700.000 dólares por MW al año.

En Gran Bretaña, menos de 200.000 dólares/MW.

A primera vista parecería evidente dónde resulta más atractivo invertir.

Pero ocurre exactamente lo contrario: los proyectos BESS stand-alone españoles siguen teniendo importantes dificultades de bancabilidad.

Mucho ingreso no significa ingreso financiable

25 sept 2026

Europa no tiene un problema de renovables. Tiene un problema de flexibilidad

La nueva crisis energética vuelve a mostrar la vulnerabilidad europea ante los combustibles fósiles. Pero esta vez la respuesta no puede limitarse a instalar más generación renovable: hacen falta redes, almacenamiento y demanda flexible.

Europa vuelve a encontrarse ante una crisis energética apenas cuatro años después de la de 2022.

Las circunstancias geopolíticas son diferentes, pero el problema estructural es sorprendentemente parecido: una elevada dependencia de combustibles fósiles importados expone nuevamente a la economía europea a precios internacionales que no controla.

La Comisión Europea reconoce la magnitud del problema.

Desde el comienzo de la actual crisis en Oriente Medio, la Unión Europea habría gastado alrededor de 53.000 millones de euros adicionales en importaciones de combustibles fósiles, según la Dirección General de Energía de la Comisión.

No estamos, por tanto, únicamente ante una discusión climática.

Estamos ante un problema de competitividad, seguridad energética y costes industriales.

La respuesta europea: electrificar

España tiene renovables. Lo que empieza a faltarle es red


Redes saturadas, nueva demanda industrial y electrificación están cambiando el problema energético español. Y el almacenamiento empieza a convertirse en una pieza de infraestructura, no solo en un complemento de las renovables.

Durante años, buena parte de la conversación energética española ha girado alrededor de una pregunta: ¿cómo instalar más capacidad renovable?

Esa pregunta empieza a quedarse pequeña.

España entra en una nueva fase de la transición energética en la que el principal cuello de botella ya no es necesariamente producir más electricidad renovable, sino hacer posible que esa electricidad llegue donde se necesita y que nuevas industrias puedan conectarse al sistema.

El IV Foro de Transición Energética de El Periódico de la Energía ha dejado un diagnóstico especialmente contundente: representantes del sector eléctrico advierten de que aproximadamente el 90% de los nudos de distribución están saturados.

Es un cambio de paradigma.

De la escasez de generación a la escasez de capacidad de conexión

La IA cambia el papel de las baterías: del almacenamiento al acceso a potencia


Wood Mackenzie eleva sus previsiones de almacenamiento en EE. UU. por el crecimiento de los centros de datos. Para España, donde la capacidad de red se está convirtiendo en un recurso escaso, la lectura puede ser todavía más interesante.

Durante años hemos explicado el almacenamiento energético hablando de renovables, arbitraje, servicios de ajuste o reducción de picos.

La inteligencia artificial está añadiendo una nueva razón.

Acceder a potencia.

Wood Mackenzie acaba de señalar que el rápido despliegue de centros de datos está mejorando las perspectivas del mercado estadounidense de Battery Energy Storage Systems (BESS) en prácticamente todos sus segmentos.

Y detrás de esa previsión hay un cambio conceptual importante:

El almacenamiento empieza a ser una herramienta para acelerar la energización de nuevas grandes cargas.

Estados Unidos: 130 GW de nuevas baterías

Según el US Energy Storage Monitor Q3 2026 de Wood Mackenzie, el mercado estadounidense instaló un récord de 5,4 GW / 18,9 GWh de almacenamiento durante el segundo trimestre de 2026.

La consultora proyecta además más de 130 GW / 534 GWh de BESS utility-scale entre 2026 y 2031, llevando la capacidad acumulada estadounidense aproximadamente hasta 207 GW / 715 GWh en 2031.

Pero quizá lo más interesante del informe no sean los gigavatios.

Es por qué están aumentando las previsiones.