El BESS deja de ser “backup”: empieza a convertirse en parte de la arquitectura del data center

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…

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.