Europa ya ha demostrado que las renovables pueden amortiguar el gas. Ahora necesita baterías

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.

Eso es una buena noticia.

Pero solo cuenta la mitad de la historia.

España muestra también el otro lado del problema

Europa quiere más renovables en 2040: sin almacenamiento, el objetivo estará incompleto

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.

Y ese detalle cambia profundamente el debate.

Cuando el viento falla, España apaga industria: la otra razón por la que necesitamos baterías

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.

El nuevo mapa del almacenamiento: ya no basta con saber dónde sobra electricidad, hay que saber dónde sobrará

El curtailment empieza a dejar de ser una estadística histórica para convertirse en una variable de inversión. Y eso puede cambiar dónde tiene sentido instalar renovables, baterías y grandes consumidores flexibles como los centros de datos.

Durante años, gran parte de las decisiones sobre renovables se han basado en tres preguntas: dónde hay recurso, dónde existe capacidad de conexión y qué precio puede obtener la energía.

Pero la penetración renovable está añadiendo una cuarta:

¿Cuánta de esa electricidad podremos realmente vender dentro de cinco años?

El nuevo módulo de eRoots Map intenta responder precisamente a esa pregunta. La plataforma permite proyectar el curtailment —la energía renovable que no puede integrarse en el sistema— a nivel de nudo y planta con un horizonte de cinco años, incorporando escenarios de crecimiento renovable, demanda, almacenamiento, precios de combustible y posibles retrasos en los refuerzos de red.

Y eso cambia bastante la conversación.

El 60% que España no puede permitirse perder

Extremadura resume una paradoja cada vez más visible en el sistema eléctrico español: tenemos más energía solar, pero no siempre tenemos red, almacenamiento o demanda capaces de aprovecharla.

España ha pasado muchos años preguntándose cómo producir más electricidad renovable.

La siguiente pregunta puede ser bastante más incómoda:

¿Qué hacemos cuando ya tenemos la energía, pero no podemos utilizarla?

José Donoso, director general de UNEF, acaba de poner una cifra sobre la mesa que merece atención. En una entrevista publicada por HOY, afirma que existen plantas fotovoltaicas en Extremadura que, debido a restricciones técnicas, llegan a desperdiciar hasta el 60% de su energía.

Conviene precisar el dato: no significa que Extremadura esté perdiendo el 60% de toda su producción solar. Donoso habla de determinadas plantas sometidas a restricciones especialmente severas.

Pero precisamente por eso el dato resulta interesante.

Porque muestra hasta dónde puede llegar el problema cuando generación, red y demanda dejan de crecer de manera coordinada.

El cuello de botella está cambiando

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