Del colapso eléctrico de abril de 2025 a la activación de 1.775 MW de demanda industrial en octubre de 2026: dos episodios diferentes que plantean una misma pregunta. ¿Conocemos realmente los márgenes de seguridad del sistema eléctrico español y cuánto cuesta mantenerlos? Las nuevas tecnologías de almacenamiento, incluidos los BESS con capacidad grid-forming, pueden formar parte de la respuesta. Pero necesitamos indicadores que permitan demostrarlo.
Dos episodios, una lección: disponer de potencia no garantiza la seguridad
El 28 de abril de 2025, a las 12:32:57, una protección de sobretensión provocó la desconexión de un transformador de evacuación en Granada.
En ese instante, la tensión registrada en la red de transporte de 400 kV era de 417,9 kV, dentro de un intervalo admisible. Sin embargo, una protección situada en el lado de 220 kV había registrado 242,9 kV, superando su umbral de actuación de 242 kV.
La desconexión eliminó 355 MW de generación y 165 MVAr de absorción reactiva. Segundos después se produjeron nuevas desconexiones y el sistema eléctrico peninsular terminó colapsando.
El informe final de ENTSO-E, publicado en marzo de 2026, identificó una combinación de oscilaciones, deficiencias de regulación de tensión, respuestas insuficientes de determinados generadores y desconexiones en cascada.
La conclusión fue importante: no bastaba con disponer de suficiente generación. Era necesario garantizar que el sistema conservara márgenes adecuados de estabilidad frente a las perturbaciones.
Diecisiete meses después, el 6 de octubre de 2026, España vivió otro episodio que, aunque de naturaleza diferente, resulta igualmente revelador.
Red Eléctrica activó el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) mediante dos órdenes sucesivas que sumaron 1.775 MW, toda la potencia contratada para el segundo semestre de 2026.
La activación respondió a una insuficiencia de reservas de potencia activa a subir, en un contexto de baja producción renovable e indisponibilidad de generación térmica.
No se trató de otro apagón ni de un corte indiscriminado a la industria. El SRAD es un servicio voluntario y remunerado, diseñado para que determinados consumidores reduzcan temporalmente su demanda cuando el operador necesita recuperar reservas.
El mecanismo funcionó conforme a su finalidad.
Pero ambos episodios nos recuerdan una cuestión fundamental:
La seguridad eléctrica no depende únicamente de cuántos MW tenemos instalados, sino de cuántos están realmente disponibles, dónde, durante cuánto tiempo y con qué velocidad de respuesta.
BloombergNEF anticipa un récord mundial de 188 GW de almacenamiento en 2026, mientras Wood Mackenzie confirma que las baterías de cuatro horas ya presentan menores costes nivelados que las turbinas de gas de punta en los 43 mercados analizados.
24 de octubre de 2026 | Análisis del mercado energético
Durante décadas, el sistema eléctrico se ha construido sobre una premisa fundamental: cuando aumenta la demanda, debe aumentar la generación.
Para responder a los picos de consumo, las centrales de gas han desempeñado un papel esencial. Su capacidad de arranque y regulación las convirtió en una herramienta de flexibilidad para los operadores eléctricos.
Pero esta lógica está empezando a cambiar.
Dos estudios publicados en octubre de 2026, uno de BloombergNEF y otro de Wood Mackenzie, apuntan hacia una transformación profunda: el almacenamiento electroquímico no solo está creciendo a una velocidad extraordinaria, sino que empieza a superar económicamente a determinadas tecnologías convencionales de generación flexible.
La cuestión ya no es si las baterías pueden contribuir a la transición energética. Es qué parte del sistema eléctrico podrán gestionar de manera más eficiente que las alternativas tradicionales.
1. BloombergNEF: 2026 marcará un nuevo récord mundial
El informe 2H 2026 Energy Storage Market Outlook, publicado el 22 de octubre, proyecta la incorporación de 188 GW y 535 GWh de almacenamiento energético durante 2026.
Representa un crecimiento interanual del 45 % en potencia instalada, según las estimaciones de BloombergNEF.
Para 2027, la consultora prevé un nuevo récord de 209 GW y 638 GWh de capacidad adicional.
China, Estados Unidos y Australia concentrarían aproximadamente el 62 % de las nuevas instalaciones de 2026, aunque el crecimiento empieza a extenderse hacia Europa, India, Oriente Medio y otros mercados emergentes.
España figura entre los países donde BloombergNEF espera una aceleración del despliegue en 2027.
Estas cifras reflejan algo más que la expansión de una tecnología.
El almacenamiento está dejando de depender exclusivamente de incentivos o de obligaciones regulatorias de hibridación para encontrar aplicaciones económicas vinculadas a la propia evolución del mercado eléctrico.
La creciente penetración renovable, los vertidos de generación solar y las diferencias entre precios horarios crean una necesidad cada vez mayor de flexibilidad.
La electricidad abundante no siempre está disponible cuando el consumidor la necesita.
Y precisamente ahí aparece el valor del almacenamiento.
2. Wood Mackenzie: las baterías comienzan a superar al gas en costes
El segundo estudio aporta una perspectiva complementaria.
El 8 de octubre, Wood Mackenzie publicó los resultados de su análisis global de costes nivelados de electricidad (LCOE).
Su principal conclusión resulta especialmente significativa: los sistemas BESS de cuatro horas presentan un coste nivelado inferior al de las turbinas de gas de ciclo abierto en los 43 mercados donde se compararon ambas tecnologías.
No estamos hablando de una previsión sobre lo que podría suceder dentro de veinte años, sino de una comparación económica realizada con los parámetros de mercado de 2026.
Wood Mackenzie identifica dos factores principales.
Por un lado, el coste de las centrales de gas destinadas a cubrir picos de demanda está condicionado por la volatilidad del combustible y las dificultades de suministro de turbinas.
Por otro, la fabricación de baterías a gran escala ha mejorado su competitividad económica, especialmente en los mercados con cadenas industriales consolidadas.
Sin embargo, conviene introducir dos matices.
El primero es que un menor LCOE no implica que el almacenamiento pueda sustituir completamente a una central de gas. Una batería de cuatro horas tiene una capacidad energética limitada y necesita disponer de electricidad para recargarse.
El segundo es que los costes de las baterías tampoco descienden de manera ininterrumpida. Wood Mackenzie señala que el CAPEX de los sistemas BESS llave en mano en Europa aumentó aproximadamente un 2 % en 2026, aunque proyecta una reducción del 12 % hasta 2031.
La conclusión es importante, pero debe interpretarse correctamente: las baterías ya pueden ser económicamente preferibles para determinadas funciones de flexibilidad de corta duración, no necesariamente para todas las necesidades de respaldo eléctrico.
3. La conexión entre ambos estudios: el valor se desplaza de la generación a la flexibilidad
Analizados por separado, ambos informes describen tendencias diferentes.
BloombergNEF estudia la expansión del mercado.
Wood Mackenzie compara los costes de las tecnologías.
Pero, considerados conjuntamente, sugieren una transformación mucho más profunda.
Durante gran parte de la historia del sistema eléctrico, el valor económico se ha concentrado en producir electricidad y disponer de potencia suficiente para satisfacer la demanda.
Con una penetración creciente de energía solar y eólica, aparece una nueva variable: el momento en que esa electricidad está disponible.
Un sistema puede disponer de una producción renovable abundante durante determinadas horas y necesitar generación adicional pocas horas después.
La respuesta convencional consiste en aumentar la producción de centrales gestionables.
El almacenamiento introduce una alternativa: aprovechar parte de la energía disponible previamente y trasladarla al momento de mayor demanda.
Este cambio tiene implicaciones importantes para la inversión energética.
Un BESS puede desempeñar varias funciones dentro de una misma infraestructura:
Desplazar energía desde horas de mayor disponibilidad hacia horas de mayor valor.
Reducir vertidos de generación renovable cuando exista capacidad de almacenamiento.
Responder rápidamente a determinados desequilibrios eléctricos.
Gestionar picos de potencia en instalaciones industriales.
Participar en servicios de flexibilidad cuando el marco técnico y regulatorio lo permita.
Sin embargo, estas aplicaciones no deben considerarse ingresos automáticamente acumulables: cada una puede exigir reservas de energía, disponibilidad de potencia o compromisos operativos incompatibles con otros usos.
El verdadero valor del BESS dependerá de cómo se combinen estos servicios.
4. España: abundancia solar y necesidad de flexibilidad
España reúne algunas de las condiciones que hacen especialmente interesante esta evolución.
La expansión fotovoltaica ha incrementado la disponibilidad de generación renovable durante determinadas franjas del día.
Pero esta ventaja también plantea nuevos desafíos.
Cuando muchas instalaciones producen simultáneamente, los precios mayoristas pueden reducirse considerablemente. En determinadas circunstancias aparecen precios nulos o negativos y restricciones a la generación renovable.
Para los propietarios de plantas solares, esto puede reducir el valor de la electricidad producida precisamente durante las horas de mayor generación.
Para los consumidores industriales, disponer de abundante electricidad renovable en el sistema no garantiza poder utilizarla a un precio competitivo durante todas sus horas de funcionamiento.
El almacenamiento permite abordar parte de este desajuste.
Pero la viabilidad económica de un proyecto español no puede deducirse directamente de las conclusiones globales de Wood Mackenzie.
Debe analizarse considerando el perfil horario de precios, los costes de conexión, la energía de carga, la eficiencia, la degradación, la financiación y las oportunidades reales de remuneración por servicios al sistema.
Además, el desarrollo masivo de baterías puede reducir los diferenciales horarios de precio que justificaban inicialmente parte de sus ingresos.
Por eso, la competitividad tecnológica no garantiza por sí sola la rentabilidad de todos los proyectos.
España no necesita únicamente más capacidad BESS anunciada. Necesita modelos de negocio capaces de convertir esa capacidad en flexibilidad útil y financieramente sostenible.
5. Centros de datos e industria: nuevos impulsores de la demanda
Existe además un factor que podría acelerar esta transformación: el crecimiento de grandes consumidores eléctricos.
Los centros de datos dedicados a inteligencia artificial necesitan cantidades crecientes de electricidad y presentan exigencias muy elevadas de disponibilidad, calidad de suministro y continuidad operativa.
BloombergNEF ha incorporado por primera vez el almacenamiento situado en centros de datos estadounidenses a sus previsiones específicas de esta aplicación.
Según las cifras publicadas por Energy-Storage.News sobre el informe, la consultora estima que esa capacidad podría pasar de 0,5 GW y 1,4 GWh en 2025 a 4,9 GW y 7,4 GWh en 2026, excluyendo los sistemas convencionales UPS.
Son previsiones, no capacidades de 2026 ya verificadas.
Este crecimiento no significa que las baterías vayan a sustituir todos los sistemas convencionales de respaldo.
De hecho, las aplicaciones pueden ser muy diferentes: gestionar picos de demanda, optimizar contratos eléctricos, complementar generación local, participar en servicios de red o mejorar la utilización de una conexión existente.
En centros de datos, además, cualquier utilización flexible del almacenamiento debe respetar las reservas energéticas necesarias para mantener la continuidad del servicio.
La industria electrointensiva presenta oportunidades similares, especialmente cuando combina generación fotovoltaica, almacenamiento y electrificación de procesos térmicos.
En ambos mercados, la batería empieza a adquirir valor no solamente como equipo energético, sino como componente de una estrategia de gestión de potencia, costes y disponibilidad.
6. La siguiente competencia será por la gestión inteligente de la energía
La expansión mundial del almacenamiento abrirá oportunidades comerciales para fabricantes, integradores, desarrolladores y operadores energéticos.
Pero también intensificará la competencia.
En un mercado con mayor oferta de baterías, vender capacidad instalada será cada vez menos suficiente para diferenciarse.
El valor se desplazará progresivamente hacia la integración de sistemas, la fiabilidad, el control de costes durante toda la vida útil y la capacidad para gestionar diferentes aplicaciones energéticas.
Para fabricantes como SolaX Power, esta evolución refuerza el interés de las soluciones que combinan fotovoltaica, almacenamiento y gestión energética, particularmente en aplicaciones comerciales e industriales.
La oportunidad no reside únicamente en instalar más kWh.
Reside en demostrar qué beneficios económicos y operativos puede aportar cada kWh almacenado en las condiciones reales del cliente.
Conclusión: el gas no desaparece, pero cambia el equilibrio competitivo
Las conclusiones de BloombergNEF y Wood Mackenzie no significan que las baterías hayan ganado definitivamente la competencia frente al gas.
Las tecnologías continúan teniendo características diferentes y, en determinados sistemas, seguirán siendo complementarias.
Pero sí señalan un cambio relevante.
La capacidad de responder a los picos de demanda ya no tiene por qué depender exclusivamente de poner en funcionamiento nueva generación térmica.
Una parte creciente de esa flexibilidad puede obtenerse almacenando electricidad cuando está disponible y utilizándola cuando aporta mayor valor.
BloombergNEF muestra la velocidad a la que aumenta la escala del almacenamiento.
Wood Mackenzie muestra por qué, en determinadas aplicaciones, su competitividad económica está alterando las decisiones de inversión.
La transición energética ya no consiste solamente en producir electricidad limpia y barata. Consiste en conseguir que esa electricidad esté disponible cuando se necesita, con el coste y la fiabilidad adecuados.
Y en esa transformación, el almacenamiento ha dejado de ser un complemento para convertirse en uno de los elementos centrales del futuro sistema eléctrico.
Análisis editorial basado en información pública de ambos estudios. Las interpretaciones estratégicas no son conclusiones atribuidas directamente a las consultoras.
El estudio de APPA Renovables revela que España vertió una cantidad récord de energía renovable en 2025. Al mismo tiempo, el Gobierno prepara una regulación que obligará a los nuevos centros de datos a respaldar gran parte de su consumo con nueva generación renovable. La CNMC plantea una cuestión fundamental: ¿no sería más eficiente aprovechar primero la energía que ya estamos produciendo y no conseguimos integrar?
1. La paradoja energética española
España dispone de una de las mayores oportunidades energéticas e industriales de Europa.
La combinación de recursos solares y eólicos, infraestructura eléctrica, conectividad internacional y disponibilidad de suelo ofrece condiciones favorables para atraer nuevas actividades intensivas en electricidad.
Entre ellas destacan los centros de datos y las infraestructuras de inteligencia artificial.
Sin embargo, el último Estudio del Impacto Macroeconómico de las Energías Renovables en España 2025, presentado por APPA Renovables el 23 de octubre y elaborado por Deloitte, revela una contradicción preocupante.
Durante 2025:
Se instalaron 12.520 MW de nueva potencia renovable.
La generación eléctrica renovable apenas aumentó un 1,3%.
Los vertidos renovables estimados alcanzaron 19,69 TWh, un 55,2% más que en 2024.
La cifra adquiere especial relevancia cuando se analiza su composición.
De esos 19,69 TWh, aproximadamente 11,4 TWh corresponden a restricciones técnicas, 7,2 TWh a exceso de oferta en el mercado y 1,1 TWh a la componente de tiempo real.
Esto significa que el problema no se limita a producir demasiada electricidad solar durante las horas centrales del día.
También tenemos dificultades para integrar y transportar la energía disponible.
España está aumentando su capacidad renovable más deprisa que su capacidad para aprovecharla plenamente.
Y precisamente ahora aparece una nueva demanda eléctrica de gran escala.
2. Los centros de datos podrían convertirse en una oportunidad industrial
La inteligencia artificial está transformando la arquitectura eléctrica de los centros de datos. Ya no basta con garantizar el suministro: ahora es necesario gestionar grandes potencias, fluctuaciones rápidas y restricciones de acceso a la red. En este nuevo escenario, los sistemas de almacenamiento energético (BESS) adquieren un protagonismo que va mucho más allá de su función tradicional.
Tres recientes artículos de Battery Technology, publicados durante 2026, ponen cifras y argumentos técnicos a una transformación que empieza a modificar el mercado del almacenamiento energético.
Según las previsiones de DataM Intelligence, el mercado mundial de baterías para centros de datos podría pasar de 952 millones de dólares en 2025 a aproximadamente 4.270 millones en 2035, con un crecimiento anual compuesto del 16,2%.
Se trata de una estimación de mercado, no de una demanda garantizada. Sin embargo, lo realmente relevante no es el volumen económico previsto, sino la evolución de las necesidades eléctricas que lo impulsan.
El nuevo estudio de APPA Renovables, elaborado por Deloitte, revela una paradoja cada vez más evidente: España continúa batiendo récords de potencia renovable mientras aumentan los vertidos, persisten las restricciones de red y crece la necesidad de generación convencional. La transición energética necesita algo más que nuevos megavatios. Necesita flexibilidad.
El 23 de octubre de 2026, APPA Renovables presentó su Estudio del Impacto Macroeconómico de las Energías Renovables en España 2025.
Los resultados económicos son positivos. El sector aportó 17.501 millones de euros al PIB español, sostuvo 140.621 puestos de trabajo y permitió evitar importaciones de combustibles fósiles por un valor estimado de 14.814 millones de euros.
Son cifras que demuestran la importancia estratégica de las renovables para la competitividad española.
Pero el estudio contiene otro dato que merece tanta atención como los anteriores.
Durante 2025, el sistema eléctrico peninsular registró 19,69 TWh de vertidos renovables estimados, un 55,2% más que el año anterior.
Y esta cifra plantea una pregunta incómoda:
¿Tiene sentido seguir aumentando la capacidad de generación sin desarrollar simultáneamente la infraestructura necesaria para aprovecharla?
Europa afronta el invierno con el gas en máximos desde 2022 y una nueva escalada del petróleo. Mientras tanto, España ofrece algunos de los PPA solares más baratos de Europa. La aparente contradicción revela uno de los grandes desafíos de la transición energética: no basta con producir electricidad renovable barata; es necesario disponer de ella cuando tiene mayor valor.
Europa vuelve a mirar al gas
El 22 de octubre de 2026, el gas natural TTF superó los 91 €/MWh, alcanzando su mayor nivel desde diciembre de 2022. Ese mismo día, el Brent cerró en 113,17 dólares por barril, impulsado por las tensiones geopolíticas en Oriente Medio.
Ambos acontecimientos devuelven al primer plano una vulnerabilidad conocida: Europa continúa expuesta a los precios internacionales de los combustibles fósiles.
La creciente penetración renovable ha reducido esa dependencia en determinadas horas, pero no la ha eliminado. Cuando desaparece la producción solar y el sistema necesita recurrir a centrales de gas, el precio del combustible vuelve a influir decisivamente en el mercado eléctrico.
La cuestión es que esta crisis encuentra a Europa con una estructura energética muy diferente a la de 2022.
La paradoja española: gas caro y electricidad solar barata
Una profesora empezó con 50 ovejas bajo paneles fotovoltaicos. Acabó con 450. Pero lo verdaderamente interesante no son las ovejas: es la idea de que una infraestructura energética puede producir mucho más que electricidad.
En 2013, Julie Bishop necesitaba más terreno para alimentar a sus ovejas en Nueva Jersey.
Muy cerca de su casa encontró algo que, visto desde otro ángulo, parecía absurdo: una instalación fotovoltaica vallada donde operarios y maquinaria tenían que cortar periódicamente una vegetación que para ella era precisamente un recurso.
Su propuesta fue sencilla:
¿Por qué segar la hierba si pueden comérsela las ovejas?
Así empezó un pequeño experimento con unas 50 ovejas y aproximadamente 6 hectáreas de parque solar.
En 2021, Cornell University documentaba una realidad muy diferente: Bishop gestionaba ya aproximadamente 34 hectáreas de instalaciones solares con 450 ovejas, había convertido el solar grazing en su actividad profesional y cobraba también por asesorar en el diseño de una futura planta fotovoltaica de unas 283 hectáreas preparada específicamente para integrar ganado.
No sabemos que aquello fuera literalmente una “mina de oro”, como sugiere algún titular.
Pero detrás de la anécdota existe algo bastante más importante.
