El gas europeo se dispara un 88,4% mientras la electricidad resiste mucho mejor. El nuevo shock energético vuelve a demostrar que renovables, redes, almacenamiento y flexibilidad no son solo herramientas de descarbonización: son infraestructura estratégica para la competitividad europea.
Europa vuelve a hablar de crisis energética.
El Eurogrupo se reúne este 8 de octubre en Luxemburgo para analizar expresamente “el impacto de los mercados energéticos sobre la economía de la zona euro” y sus consecuencias para las políticas macroeconómicas y estructurales.
Y los números explican perfectamente por qué.
Entre febrero y agosto de 2026, el precio del gas en Europa aumentó un 88,4%.
La electricidad también se encareció.
Pero mucho menos: 22,8%.
No es una diferencia menor.
Es probablemente una de las conclusiones energéticas más importantes de 2026.
Según el Power Barometer 2026 de Eurelectric, la elevada penetración de generación limpia permitió que el sistema eléctrico europeo amortiguara una parte importante del shock provocado por el encarecimiento de los combustibles fósiles.
La electricidad empieza a desacoplarse del shock fósil
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.
El parque solar deja de ser monofunción
En una planta fotovoltaica convencional existe un coste que normalmente pasa desapercibido cuando hablamos del LCOE:
La vegetación deja de considerarse exclusivamente un problema de mantenimiento y pasa a convertirse en alimento para otra actividad económica.
La misma hectárea comienza entonces a cumplir dos funciones:
generar electricidad y mantener actividad agroganadera.
Eso es agrivoltaica en una de sus formas más sencillas.
Y ya no hablamos de un experimento
El censo de la American Solar Grazing Association, realizado con apoyo de NREL, identificó en Estados Unidos en 2024:
113.050 ovejas
129.261 acres de instalaciones solares
506 emplazamientos
30 estados
utilizando pastoreo solar.
Por tanto, lo interesante de la historia de Bishop no es tanto su carácter excepcional.
Es precisamente lo contrario:
anticipó una actividad que ahora empieza a convertirse en industria.
Pero cuidado: las ovejas no hacen desaparecer el OPEX
Aquí conviene evitar una simplificación frecuente.
Poner ovejas debajo de los paneles no significa eliminar automáticamente el mantenimiento de vegetación.
El propio censo de ASGA indica que aproximadamente dos tercios de los operadores continuaban realizando trabajos adicionales además del pastoreo. El diseño del parque, el acceso al agua, los vallados, la disposición del cableado y la geometría de los módulos condicionan enormemente la viabilidad económica.
Los datos publicados por NREL refuerzan esa cautela.
En una muestra de 54 instalaciones solares, el coste medio total de gestión de vegetación asociado al pastoreo con ovejas fue de aproximadamente 307 $/acre/año, frente a unos 353 $/acre/año para determinados esquemas con vegetación nativa.
Pero las muestras son pequeñas, las configuraciones muy diferentes y NREL no permite concluir que el pastoreo vaya a ser siempre la solución más barata.
Ese no es, además, el único beneficio.
El verdadero valor está en hacer que cada activo trabaje más
Durante años hemos optimizado los parques solares casi exclusivamente alrededor de una variable:
cuántos MWh puede producir cada MW instalado.
Pero la transición energética empieza a exigir otra pregunta:
¿cuánto valor podemos extraer de toda la infraestructura que ya hemos construido?
De la parcela.
De la conexión eléctrica.
Del inversor.
De la batería.
De la vegetación.
Incluso del calor o del agua disponible.
El solar grazing es una manifestación sorprendentemente sencilla de esa filosofía.
La combinación se vuelve especialmente interesante cuando incorporamos almacenamiento.
Una planta FV + BESS deja de limitarse a producir energía cuando hay sol.
Puede almacenar parte de esa energía y desplazarla hacia las horas en las que tiene mayor valor.
Puede reducir vertidos.
Puede gestionar restricciones de red.
Puede prestar determinados servicios de flexibilidad.
Puede aumentar la utilización económica del punto de conexión.
Y mientras todo eso ocurre eléctricamente, la superficie física del parque puede seguir manteniendo una segunda actividad productiva.
Tenemos entonces tres capas de valor sobre la misma infraestructura:
Producción espacial: agrivoltaica.
Producción energética: fotovoltaica.
Optimización temporal: almacenamiento.
La FV produce los electrones.
La agrivoltaica aprovecha el terreno.
El BESS decide cuándo esos electrones tienen más valor.
El siguiente salto de la energía renovable
La historia de las 50 ovejas que terminaron convirtiéndose en 450 resulta simpática.
Pero quizá estamos mirando la parte menos importante.
La enseñanza industrial es otra.
Durante la primera etapa de las renovables, el objetivo fue principalmente instalar capacidad.
La siguiente etapa consistirá en extraer más valor de cada MW, cada hectárea y cada punto de conexión existente.
Y eso significa combinar tecnologías que hasta hace poco analizábamos por separado.
Solar.
Agricultura.
Almacenamiento.
Flexibilidad.
Gestión inteligente de la energía.
Porque quizá el parque renovable del futuro no será simplemente una instalación que produce electricidad.
Será una plataforma multiactivo capaz de producir simultáneamente energía, flexibilidad y actividad económica local.
Y resulta curioso que una de las mejores demostraciones de ese concepto comenzara con una mujer mirando cómo unos operarios cortaban hierba debajo de unos paneles y preguntándose:
“¿Por qué no ponemos unas ovejas?”
Fuentes: Cornell Small Farms / American Solar Grazing Association / National Renewable Energy Laboratory (NREL) / Xataka.
Bain sitúa el almacenamiento como la primera opción de las utilities para responder al crecimiento de demanda provocado por la inteligencia artificial y los centros de datos. Pero hay una segunda revolución en marcha: utilizar esa misma IA para convertir las baterías en activos cada vez más inteligentes y rentables.
Durante los últimos años hemos hablado mucho de lo que la inteligencia artificial puede hacer por el sector energético.
Quizá haya llegado el momento de plantear la pregunta al revés:
¿Qué tendrá que hacer el sector energético por la inteligencia artificial?
La respuesta empieza a ser enorme.
La expansión de los centros de datos está creando nuevas concentraciones de demanda eléctrica que llegan precisamente cuando muchas redes tienen capacidad limitada, los tiempos de conexión se alargan y la integración de renovables necesita cada vez más flexibilidad.
Y en medio de todo ello aparece una tecnología con un protagonismo creciente:
España acaba de ofrecernos una fotografía bastante clara de cómo será el sistema eléctrico del futuro si aumentamos renovables, electrificación y demanda sin desplegar suficiente capacidad flexible.
Este martes 6 de octubre, a las 19:43, Red Eléctrica activó el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD).
Primero fueron 832 MW.
A las 20:02 llegaron otros 943 MW.
En total:
1.775 MW de demanda industrial retirados del sistema.
Es exactamente toda la potencia actualmente adjudicada al SRAD para el segundo semestre de 2026.
Y no hablamos de un episodio aislado.
Es ya la décima activación del SRAD en 2026 y la octava durante los últimos tres meses.
Reuters coloca el almacenamiento en el centro del boom de centros de datos en España y Portugal. Y detrás de la noticia aparece una transformación mucho más profunda del sistema eléctrico.
Durante meses hemos hablado de dos fenómenos como si fueran independientes.
Por un lado:
el enorme crecimiento previsto de los centros de datos en España.
Por otro:
la necesidad urgente de desplegar almacenamiento energético.
Quizá haya llegado el momento de empezar a analizarlos como una sola historia.
Reuters publica hoy un análisis especialmente interesante sobre el crecimiento de los data centers en España y Portugal y llega a una conclusión que merece atención:
para alimentar de forma fiable esta nueva demanda no bastará con construir más solar y eólica.
Harán falta también:
almacenamiento, hibridación, flexibilidad y generación firme.
Y ahí aparece una oportunidad enorme para el BESS.
Mientras Bruselas debate cómo reducir su dependencia tecnológica de China, España está siguiendo una estrategia diferente: atraer esa tecnología, ese capital y esa capacidad industrial para fabricar dentro de Europa. Y las baterías están en el centro de la partida.
La BBC acaba de poner el foco sobre una relación que empieza a llamar poderosamente la atención en Europa: el acercamiento económico entre España y China.
Su lectura es fundamentalmente geopolítica. España estaría estrechando sus relaciones con Pekín precisamente cuando Francia, Alemania y buena parte de las instituciones europeas intentan reducir determinadas dependencias industriales respecto a China.
Pero si miramos lo que está ocurriendo desde el sector energético, aparece una segunda lectura posiblemente todavía más importante.
China no está llegando a España únicamente para vender productos. Está empezando a fabricar aquí.
Y las baterías son probablemente el mejor ejemplo.
El operador del mercado ibérico lanza un índice diario de spreads para 1, 2 y 4 horas. No es un índice de rentabilidad BESS, pero sí una nueva referencia pública para medir una de sus principales fuentes de valor: mover energía desde las horas baratas hacia las caras.
Fuente principal: OMIE — 3 de septiembre de 2026
Durante años hemos repetido que el crecimiento de la solar y la eólica no solo cambia cómo producimos electricidad. También modifica radicalmente cuándo tiene valor esa electricidad.
Ahora OMIE acaba de dar un paso interesante: desde mediados de agosto publica un índice diario del spread de precios del mercado diario para España y Portugal. El indicador calcula la diferencia entre los periodos cuarto-horarios más caros y los más baratos del día para ventanas equivalentes a 1, 2 y 4 horas. Omie
Y OMIE explica explícitamente para qué sirve: proporcionar una referencia sencilla para evaluar el potencial de arbitraje temporal del mercado. Omie
Ese concepto es precisamente uno de los pilares económicos del almacenamiento.
