20 ago 2026

Los aranceles europeos están consiguiendo algo inesperado: que China fabrique sus coches en España


Europa quería frenar la entrada del automóvil chino. El resultado puede ser bastante diferente: en lugar de dejar de venir, los fabricantes chinos están empezando a instalarse dentro de Europa. Y España está emergiendo como uno de sus principales puntos de entrada industrial.

Durante años, la amenaza para la industria europea del automóvil parecía sencilla de explicar: coches eléctricos fabricados en China, producidos a costes difíciles de igualar y exportados masivamente hacia Europa.

Bruselas respondió.

Desde 2024, los vehículos eléctricos fabricados en China soportan derechos compensatorios adicionales que alcanzan el 17% para BYD, el 18,8% para Geely y el 35,3% para SAIC, además del arancel ordinario de importación. La Comisión Europea los justificó por las subvenciones recibidas por los fabricantes chinos y su impacto sobre la competencia europea.

Pero el mercado ha encontrado una salida que puede transformar completamente el mapa industrial europeo.

Si resulta más caro fabricar el coche en China y llevarlo a Europa, una alternativa es fabricar el coche directamente en Europa.

Y España está empezando a ocupar una posición privilegiada en esa nueva estrategia.

De importar coches chinos a fabricar coches chinos

El cambio ya no es una hipótesis.

SAIC, propietario de MG, ha elegido Ferrol para su primera fábrica de automóviles dentro de la Unión Europea. El proyecto contempla inicialmente unos 200 millones de euros de inversión, alrededor de 1.000 empleos directos, inicio de actividad previsto para 2028 y una segunda fase capaz de elevar la capacidad hasta 120.000 vehículos anuales. La inversión todavía está sometida al proceso de autorización correspondiente.

En Barcelona, Chery y EBRO preparan producción en las antiguas instalaciones de Nissan, con el objetivo de alcanzar hasta 150.000 vehículos anuales en 2029.

En Valencia se está produciendo un movimiento todavía más simbólico.

Ford y Geely han decidido compartir Almussafes.

Geely fabricará dos SUV eléctricos en la planta valenciana a partir de 2028, dentro de una joint venture participada en un 66% por Ford y un 34% por Geely. Ambas compañías desarrollarán además conjuntamente un nuevo vehículo para Europa.

La paradoja es difícil de ignorar.

Una fábrica creada para producir automóviles occidentales puede sobrevivir parcialmente gracias a la llegada de un fabricante chino que, hasta hace pocos años, era considerado simplemente un competidor exterior.

Y BYD podría ser el siguiente

BYD está buscando una fábrica existente para ampliar su capacidad de producción europea y España figura entre los principales candidatos.

La compañía ha explicado que prefiere adquirir o utilizar instalaciones ya construidas antes que levantar necesariamente una nueva fábrica desde cero. España resulta especialmente atractiva precisamente porque dispone de una enorme infraestructura automovilística instalada.

No sería un movimiento aislado.

Reuters describe una auténtica carrera entre regiones españolas para captar fabricantes chinos de coches y baterías. SAIC, Chery, CATL y AESC están desarrollando proyectos industriales en el país, mientras otros fabricantes estudian posibles ubicaciones.

España está pasando de intentar proteger su industria frente al automóvil chino a intentar que parte de esa industria china se instale aquí.

Y tiene bastante lógica.

España tiene algo que China necesita: fábricas

España es el segundo productor europeo de automóviles después de Alemania y el automóvil sostiene alrededor de 600.000 empleos, representando aproximadamente el 10% del PIB español si se considera el conjunto de la actividad asociada al sector.

Pero hay una diferencia fundamental respecto a Alemania, Francia o Italia.

España prácticamente no posee grandes marcas nacionales.

Su ventaja histórica ha sido otra:

fabricar coches para los demás.

Volkswagen, Stellantis, Renault, Mercedes-Benz y Ford llevan décadas aprovechando el ecosistema industrial español.

Los fabricantes chinos están descubriendo exactamente la misma ventaja.

España ofrece fábricas existentes, proveedores, puertos, personal cualificado, ingeniería, infraestructuras logísticas y una industria auxiliar construida durante décadas.

Además, algunas plantas europeas están claramente infrautilizadas.

Antes del acuerdo con Geely, Ford estaba utilizando aproximadamente una cuarta parte de la capacidad de Almussafes.

Para Geely, utilizar esa infraestructura es mucho más rápido que construir una fábrica europea desde cero.

Para Ford, significa repartir costes fijos y aumentar utilización.

Para España, significa conservar actividad industrial.

Los intereses empiezan a alinearse.

Los aranceles pueden haber acelerado justamente lo contrario de lo esperado

Aquí aparece la gran paradoja.

Europa estableció aranceles para defender su industria.

Pero esos mismos aranceles están aumentando el incentivo para que los fabricantes chinos localicen producción dentro de Europa.

No significa que los aranceles hayan fracasado.

En realidad podrían estar provocando exactamente una de las consecuencias buscadas: sustituir importaciones por inversión industrial local.

La pregunta importante, por tanto, ya no es si llegarán los fabricantes chinos.

Ya están llegando.

La verdadera pregunta es cuánto valor industrial dejarán detrás.

Porque existe una enorme diferencia entre:

fabricar en España

y

ensamblar en España.

El verdadero partido se juega en batería, electrónica y tecnología

Europa corre un riesgo evidente.

Podría conservar las fábricas mientras pierde progresivamente el control de las tecnologías que generan más valor.

Un automóvil eléctrico no es solamente chapa, motores y una línea de montaje.

Es batería.

Es electrónica de potencia.

Es semiconductores.

Es software.

Es gestión energética.

Es arquitectura eléctrica.

Es inteligencia artificial.

Y en muchas de esas tecnologías China posee actualmente una posición industrial extraordinariamente fuerte.

Por eso España y otras regiones europeas están empezando a pedir algo más que puestos de trabajo.

Quieren contenido local, transferencia tecnológica, proveedores europeos y permanencia industrial a largo plazo.

El debate sobre las futuras reglas Made in Europe va exactamente en esa dirección. Reuters señala que administraciones españolas están reclamando criterios europeos comunes sobre contenido local, empleo y transferencia tecnológica para evitar que los países europeos compitan entre ellos simplemente ofreciendo mejores condiciones a los inversores chinos.

El caso de CATL resulta especialmente revelador.

En su proyecto de baterías de Zaragoza, la compañía prevé formar y emplear aproximadamente 4.000 trabajadores españoles cuando la instalación esté operativa y apunta a superar el 70% de contenido europeo cuando alcance plena capacidad.

Eso empieza a parecer bastante más que ensamblaje.

China tampoco está haciendo esto únicamente por los aranceles

Sería un error reducir toda esta transformación a una maniobra para evitar derechos aduaneros.

Los fabricantes chinos necesitan Europa.

Su mercado doméstico vive una competencia brutal, con presión sobre precios y márgenes. La expansión internacional se ha convertido en una parte esencial de su estrategia.

Geely, por ejemplo, acaba de señalar como objetivo que aproximadamente dos tercios de sus ventas terminen realizándose fuera de China y pretende alcanzar unas 600.000 ventas anuales en Europa en los próximos dos o tres años.

Para alcanzar esas cifras no basta con exportar coches desde Shanghái o Shenzhen.

Hace falta producción.

Distribución.

Servicio posventa.

Proveedores.

Ingeniería.

Financiación.

Y presencia industrial.

En otras palabras:

China está empezando a hacer en Europa exactamente lo que los fabricantes europeos hicieron durante décadas en China.

Localizarse.

Asociarse.

Producir localmente.

Y utilizar el mercado como plataforma para seguir creciendo.

La industria europea entra así en una fase completamente distinta

Hasta ahora hablábamos de una batalla bastante sencilla:

Europa contra China.

La próxima década probablemente será mucho más compleja.

Ford + Geely.

Stellantis + CATL.

EBRO + Chery.

Fabricantes chinos utilizando plantas europeas.

Fabricantes europeos utilizando tecnología china.

Baterías chinas fabricadas en España.

Proveedores españoles integrándose en cadenas de suministro controladas por grupos asiáticos.

La frontera entre coche europeo y coche chino será cada vez menos evidente.

Y eso obliga a cambiar la pregunta.

Ya no basta con preguntarse:

¿Dónde está la sede de la marca?

Habrá que preguntar:

¿Dónde se fabrica? ¿Dónde se desarrolla? ¿Dónde se produce la batería? ¿Dónde está la ingeniería? ¿Quién controla el software? ¿Dónde queda finalmente el valor añadido?

España tiene una oportunidad enorme. Pero no está garantizada

España podría salir extraordinariamente reforzada de esta transformación.

Tiene fábricas.

Tiene proveedores.

Tiene capacidad renovable.

Tiene una red creciente de plantas de baterías.

Tiene experiencia exportadora.

Y dispone de numerosos activos industriales que los fabricantes chinos pueden utilizar para entrar rápidamente en Europa.

Pero conservar una línea de montaje no puede ser el objetivo final.

La verdadera oportunidad consiste en aprovechar esta nueva ola de inversión para construir alrededor de ella una cadena industrial completa:

vehículo + batería + electrónica de potencia + software + energía + ingeniería + proveedores.

Si España consigue eso, la llegada de los fabricantes chinos no significará simplemente salvar algunas fábricas.

Podría significar algo bastante mayor:

convertirse en una de las grandes plataformas industriales de la nueva movilidad europea.

Los aranceles pretendían impedir que China conquistase Europa exportando coches.

Puede que estén consiguiendo algo mucho más interesante.

Que China tenga que fabricar esos coches aquí.

Y entonces el partido ya no consistirá en evitar que China entre.

Consistirá en decidir cuánto de la nueva industria que está entrando se queda realmente en España.

19 ago 2026

La paradoja de Almaraz: más nuclear hasta 2030 hace todavía más necesario el almacenamiento


La decisión de prolongar la operación de la central nuclear de Almaraz hasta 2030 puede parecer, a primera vista, una mala noticia para el almacenamiento.

Más generación nuclear significa más electricidad disponible, menos necesidad de generación térmica y, aparentemente, menos espacio para las baterías.

Pero el sistema eléctrico no funciona así.

De hecho, puede ocurrir exactamente lo contrario.

Mantener Almaraz reduce la necesidad de quemar gas, pero aumenta la presión sobre las renovables durante determinadas horas y refuerza la necesidad de disponer de almacenamiento capaz de desplazar energía desde las horas de exceso hacia las horas en las que realmente tiene valor.

Y eso convierte al BESS en una pieza todavía más importante del sistema eléctrico español.

Almaraz reduce gas. Esa parte es sencilla.

Las dos unidades de Almaraz suman aproximadamente 2,1 GW de potencia y produjeron alrededor de 14,75 TWh netos en 2025, según los datos recogidos por AleaSoft.

Mantener esa producción hasta junio de 2030 evita que una parte relevante tenga que ser sustituida por ciclos combinados.

El propio Gobierno estima que la prolongación de Almaraz permitirá reducir alrededor de un 7% la generación eléctrica mediante gas frente al escenario contemplado anteriormente en el PNIEC.

Desde el punto de vista de seguridad de suministro, dependencia energética y emisiones, la lógica es evidente.

Pero existe otra cara de la decisión.

El problema aparece cuando sobra electricidad

España está instalando enormes cantidades de generación solar.

Y la solar tiene una característica fundamental: produce simultáneamente.

Cuando llega el mediodía de un día soleado, miles de plantas fotovoltaicas empiezan a inyectar electricidad prácticamente al mismo tiempo.

Si además permanecen conectados más de 2 GW de generación nuclear prácticamente continua, el espacio disponible para absorber toda esa electricidad renovable disminuye.

No porque falte capacidad de generación.

Precisamente porque sobra.

El resultado puede ser:

más horas con precios muy bajos, más precios negativos, mayor canibalización de la solar y mayores vertidos renovables.

El Gobierno reconoce este efecto en la propia documentación relacionada con la extensión de Almaraz: la generación renovable prevista para 2030 podría reducirse aproximadamente un 1,4% respecto al escenario anterior.

Ese porcentaje puede parecer pequeño.

En un sistema eléctrico del tamaño del español, no lo es.

El verdadero problema no es producir energía. Es moverla en el tiempo.

Aquí aparece el almacenamiento.

Un BESS no compite necesariamente con una central nuclear.

Hace algo diferente.

Cuando coinciden nuclear, solar y baja demanda, la batería puede absorber parte de la electricidad que de otra manera tendría muy poco valor económico o incluso tendría que ser vertida.

Horas después, cuando desaparece la producción solar y aumenta la demanda, esa electricidad puede volver a la red.

La batería transforma:

electricidad excedentaria → electricidad gestionable.

Y esa transformación será cada vez más valiosa en un sistema con porcentajes crecientes de generación renovable.

Por eso el debate sobre almacenamiento no debería plantearse únicamente en términos de sustitución de generación.

El BESS empieza a convertirse en una infraestructura necesaria para hacer utilizable la generación que ya tenemos instalada.

Pero 2030 introduce una segunda paradoja

Existe además un problema todavía mayor.

La prolongación de Almaraz no elimina el cierre nuclear.

Lo retrasa.

Y concentra una parte importante del ajuste alrededor de 2030.

Según el calendario actualmente previsto, alrededor de ese periodo podrían salir del sistema:

  • Almaraz I y II: aproximadamente 2,1 GW

  • Ascó I: alrededor de 1 GW

  • Cofrentes: alrededor de 1 GW

Es decir, España podría perder más de 4 GW de generación nuclear en un intervalo relativamente corto.

Hasta entonces, el almacenamiento será necesario principalmente para absorber excedentes renovables, reducir vertidos y desplazar energía.

Después, además, será necesario aportar potencia, flexibilidad y capacidad firme durante determinadas horas.

El mismo activo empieza así a resolver dos problemas diferentes.

Antes de 2030

Absorber energía excedentaria.

Después de 2030

Ayudar a cubrir las horas en las que desaparece generación firme.

Esta transición cambia completamente la economía del almacenamiento.

Y aquí entra el mercado de capacidad

El negocio de una batería no puede depender exclusivamente del arbitraje diario —comprar barato y vender caro—.

A medida que aumenta el número de baterías, esos diferenciales tenderán a comprimirse.

Por eso resulta fundamental que los BESS puedan monetizar simultáneamente varios servicios:

arbitraje energético, servicios de ajuste, control de potencia, reducción de congestiones, capacidad y soporte al sistema.

El desarrollo del mercado de capacidad español puede convertirse precisamente en una de las piezas necesarias para proporcionar señales económicas de largo plazo a estos activos.

Porque si el sistema necesita capacidad disponible durante determinadas horas críticas, debe existir también un mecanismo que remunere esa disponibilidad.

La batería deja entonces de ser simplemente un sistema que compra y vende electricidad.

Se convierte en infraestructura de seguridad del sistema eléctrico.

La conclusión es aparentemente contradictoria

Mantener Almaraz hasta 2030 puede reducir el consumo de gas.

Pero también puede aumentar los excedentes renovables durante determinadas horas.

Y cuando Almaraz finalmente cierre, el sistema necesitará sustituir parte de la capacidad y flexibilidad que desaparezca.

En ambos escenarios aparece el almacenamiento.

Antes del cierre, absorbiendo excedentes.

Después del cierre, devolviendo energía y potencia cuando el sistema la necesita.

Por eso quizá la pregunta correcta no sea si España debe elegir entre nuclear, renovables o almacenamiento.

La cuestión es cómo construir un sistema capaz de integrar las tres tecnologías durante la transición.

Y en ese sistema hay algo que cada vez parece más difícil de evitar:

cuanto mayor sea la penetración renovable, más importante será poder decidir no sólo cuánta energía producimos, sino cuándo la utilizamos.

Ahí está probablemente una de las grandes oportunidades del BESS en España durante los próximos años.

Y también la razón por la que fabricantes como SolaX Power, capaces de integrar baterías, PCS y sistemas de gestión energética dentro de una misma arquitectura, pueden jugar un papel cada vez más relevante en el segmento comercial e industrial y en proyectos de almacenamiento de mayor escala.

Porque la próxima fase de la transición energética española ya no consiste únicamente en instalar más megavatios.

Consiste en hacer gestionables los que ya tenemos.

Fuentes: Orden TED/864/2026 y documentación publicada en el BOE sobre la prolongación de Almaraz; análisis de AleaSoft publicado por El Periódico de la Energía sobre impacto en gas, precios, vertidos renovables y mercado de capacidad.

De 20 MW a 3 GW: Portugal quiere multiplicar por 150 su mercado BESS


Hay países que están ampliando su mercado de almacenamiento.

Y luego está Portugal.

A finales de 2025 tenía apenas 20 MW de baterías instaladas.

Ahora quiere llegar a:

3.000 MW en 2030.

No es un crecimiento incremental.

Es multiplicar por 150 la potencia instalada en apenas unos años.

Y detrás de esa cifra hay una historia bastante más interesante que otro gran anuncio de baterías.

Porque Portugal está empezando a descubrir algo que probablemente veremos repetirse por toda Europa:

instalar renovables es relativamente sencillo. Crear un sistema eléctrico capaz de absorberlas, desplazarlas y utilizarlas cuando realmente hacen falta es bastante más complicado.

Ahí entra el BESS.


Portugal ya hizo la primera parte

Portugal ha avanzado enormemente en generación renovable.

Solar.

Eólica.

Hidráulica.

El siguiente problema aparece precisamente como consecuencia de ese éxito.

Cuanta más generación variable entra en el sistema, mayor es la diferencia entre:

cuándo puede producirse electricidad

y

cuándo necesita consumirla el sistema.

Una planta solar puede producir enormes cantidades de electricidad a las 14:00.

Eso no significa que esa electricidad sea necesaria precisamente a las 14:00.

Y cuando muchas plantas producen simultáneamente empieza a aparecer el verdadero enemigo de una instalación renovable:

producir cuando la electricidad vale poco y no poder producir cuando vale mucho.

El almacenamiento cambia esa ecuación.


De 2 GW a 3 GW

El Plan Nacional de Energía y Clima portugués contemplaba anteriormente alrededor de 2 GW de baterías para 2030.

La nueva National Energy Storage Strategy eleva esa ambición a:

🔋 3 GW de BESS en 2030
🔋 4,5 GW en 2040

La estrategia se apoya además en almacenamiento hidráulico de bombeo, mostrando algo importante: Portugal no está apostando por una única tecnología, sino por diferentes escalas temporales de almacenamiento.

Y eso tiene bastante sentido.

El BESS puede aportar respuesta extremadamente rápida y desplazamiento energético durante horas.

El bombeo puede almacenar cantidades mucho mayores de energía durante periodos más largos.

No necesariamente compiten.

Se complementan.


Pero anunciar 3 GW es la parte fácil

Aquí empieza realmente la historia.

Puedes publicar un objetivo de almacenamiento.

Puedes tener fabricantes preparados para suministrar baterías.

Puedes tener promotores buscando emplazamientos.

Incluso puedes tener inversores interesados.

Pero nada de eso sirve si el proyecto no tiene:

punto de conexión, permisos y un modelo de ingresos financiable.

Y precisamente esos son los tres problemas que identifica la asociación renovable portuguesa APREN.

Su análisis considera positivas las perspectivas del almacenamiento, pero señala que el despliegue dependerá de:

licensing, grid access y stable revenue streams.

Es decir:

la batería probablemente no será el cuello de botella.

El mercado sí puede serlo.


Portugal intenta resolver primero la conexión

Y aquí aparece posiblemente la parte más interesante de la estrategia.

Portugal prepara para el 14 de septiembre de 2026 una subasta asociada a 1,05 GW de capacidad de almacenamiento.

Se divide en dos bloques:

750 MW

para BESS standalone.

300 MW

para proyectos renovables asociados a almacenamiento.

Los proyectos se concentrarán en nodos estratégicos de la red, incluyendo zonas como Sines-Santo André, Rio Maior, Abrantes, Alcochete-Palmela, Pegões-Divor, Estremoz y Tavira.

Esto es importante.

Porque Portugal no está diciendo simplemente:

necesitamos más baterías.

Está intentando decidir:

¿Dónde crea más valor una batería para el sistema eléctrico?

Ese cambio de enfoque es enorme.


Un BESS no debería instalarse donde cabe. Debería instalarse donde aporta valor.

Durante los primeros años de desarrollo renovable, la ubicación estaba dominada fundamentalmente por el recurso.

¿Dónde hay más sol?

¿Dónde hay más viento?

Pero el almacenamiento introduce una lógica diferente.

Una batería puede ser especialmente valiosa donde existe:

  • congestión,

  • generación renovable excedentaria,

  • restricciones de evacuación,

  • volatilidad de precios,

  • necesidad de capacidad,

  • servicios de red,

  • o infraestructura eléctrica infrautilizada durante determinadas horas.

Por eso la geografía del BESS puede terminar siendo bastante diferente de la geografía de la generación.

Y Portugal parece empezar a incorporarlo a su planificación.


Después aparece el problema realmente difícil: ¿quién paga la batería?

Aquí está probablemente la gran cuestión del mercado europeo de almacenamiento.

Un proyecto BESS puede generar ingresos mediante diferentes vías:

arbitraje energético.

Comprar cuando la electricidad es barata y vender cuando es cara.

servicios auxiliares.

Frecuencia, reservas y otros servicios dependiendo del mercado.

capacidad.

Ser remunerado por estar disponible.

gestión de congestión y flexibilidad.

Aportar capacidad exactamente donde el sistema la necesita.

hibridación con renovables.

Desplazar producción solar o eólica hacia horas de mayor valor.

El problema es que algunos de esos mercados pueden saturarse rápidamente.

Si entran muchas baterías persiguiendo exactamente el mismo ingreso, ese ingreso disminuye.

Y entonces aparece una palabra fundamental:

bankability.


Una batería técnicamente rentable puede no ser financiable

Esto es algo que a veces se pierde cuando analizamos un BESS exclusivamente mediante un Excel.

Un proyecto puede tener una expectativa atractiva de ingresos.

Pero un banco quiere saber algo diferente:

¿qué parte de esos ingresos puedo prever durante diez o quince años?

Si prácticamente todos los ingresos son merchant, la incertidumbre aumenta.

Y cuanto mayor es la incertidumbre:

mayor coste de capital,

menor apalancamiento,

y más difícil resulta llegar al financial close.

Por eso APREN insiste en la necesidad de mecanismos de ingresos suficientemente estables.

Portugal puede encontrarse así con una paradoja:

necesitar 3 GW de baterías técnicamente

pero no conseguir 3 GW de proyectos financiables económicamente.


Y aquí está la verdadera oportunidad

Porque si Portugal consigue resolver esa ecuación, puede pasar en pocos años de ser uno de los mercados BESS más pequeños de Europa occidental a convertirse en uno de sus laboratorios más interesantes.

La secuencia sería:

más renovables
→ más volatilidad
→ más necesidad de flexibilidad
→ más almacenamiento
→ nuevos mercados de servicios
→ nuevas fuentes de ingresos.

Ese círculo puede acelerar enormemente el despliegue.

Y además abre una oportunidad considerable para fabricantes e integradores como SolaX Power.

Pero no únicamente porque hagan falta baterías.

El mercado necesitará sistemas capaces de combinar:

BESS + PCS + EMS + control de planta + integración fotovoltaica + servicios de red.

Porque en un mercado que madura, vender únicamente capacidad energética probablemente será insuficiente.

El valor estará en qué puede hacer esa batería durante sus veinte años de operación.


20 MW frente a 3.000 MW

Quizá sea la mejor forma de resumir lo que está ocurriendo.

20 MW: punto de partida al cierre de 2025.

3.000 MW: objetivo para 2030.

4.500 MW: objetivo para 2040.

Las cifras impresionan.

Pero no creo que sean lo más importante.

Lo verdaderamente interesante es que Portugal está empezando a reconocer que un sistema eléctrico basado masivamente en renovables necesita algo más que seguir instalando generación.

Necesita ser capaz de decidir:

cuándo almacenar,
cuándo producir,
cuándo consumir
y cuándo devolver energía a la red.

La transición energética comenzó construyendo MW renovables.

La siguiente fase probablemente consistirá en aprender a controlarlos.

Y para Portugal, esa segunda fase acaba de empezar.

Con apenas 20 MW de BESS instalados y un objetivo de 3 GW.

La distancia entre ambas cifras representa mucho más que un mercado potencial de baterías.

Representa todo un sistema eléctrico que está aprendiendo a valorar la flexibilidad.

18 ago 2026

La IA no está creando solo un boom de chips. Está creando un nuevo ciclo eléctrico


El próximo cuello de botella de la inteligencia artificial puede no estar dentro del servidor. Puede estar antes del contador: conseguir suficientes megavatios, suficientemente rápido.

Durante los últimos años hemos hablado de la inteligencia artificial como una revolución de GPUs, modelos y software.

Eso empieza a quedarse corto.

La construcción de infraestructura para IA está trasladando la inversión desde el chip hacia todo aquello que permite que ese chip funcione: data centers, generación eléctrica, redes, transformadores, electrónica de potencia, refrigeración y almacenamiento energético.

Anis Lahlou, CIO European Equities de Aperture Investors, lo resume desde otra perspectiva: los data centers ya están funcionando como un estímulo para la economía industrial y la cadena de valor de la IA se está ampliando en Europa hacia semiconductores de potencia, microcontroladores, fotónica, electrificación e infraestructura eléctrica.

Y las cifras empiezan a explicar por qué.

De los chips a los billones de inversión

McKinsey estima que la expansión mundial de los data centers podría movilizar alrededor de 7 billones de dólares hasta 2030. No hablamos únicamente de servidores: detrás aparecen transformadores, switchgear, UPS, sistemas de refrigeración, generación y toda la infraestructura eléctrica necesaria para mantener funcionando cargas cada vez mayores y más dinámicas.

Generali/Aperture utiliza precisamente estas estimaciones para defender que estamos ante uno de los mayores ciclos privados de inversión en infraestructura de la historia reciente. Su escenario recoge aproximadamente 5,2 billones de dólares en el caso base y hasta 7,9 billones en un escenario acelerado para el periodo 2025-2030. Son estimaciones globales, no exclusivamente europeas, una distinción importante que algunos titulares pueden hacer pasar inadvertida.

Pero quizá el dato más relevante no esté en dólares.

Está en MW.

La IA se está convirtiendo en un problema eléctrico

La Agencia Internacional de la Energía confirmó en abril de 2026 que el consumo eléctrico de los data centers aumentó un 17% durante 2025, muy por encima del crecimiento del consumo eléctrico mundial, situado alrededor del 3%. La IEA espera además que el consumo de los data centers vuelva aproximadamente a duplicarse hasta 2030 y que el asociado específicamente a instalaciones orientadas a IA pueda triplicarse.

Y empiezan a aparecer los límites físicos.

La propia IEA identifica retrasos en conexiones a red, transformadores, turbinas de gas, componentes eléctricos y procesos regulatorios como obstáculos para desplegar nuevos data centers.

McKinsey llega a una conclusión similar desde el lado industrial: la potencia y determinados equipos críticos se están convirtiendo en elementos que marcan el ritmo de construcción del data center. En Norteamérica, los plazos de suministro analizados por la consultora llegan a alcanzar alrededor de 80 semanas para determinados equipos de media tensión y 50 semanas para transformadores.

Es un cambio importante.

Durante años la pregunta fue:

¿Cuánto compute podemos instalar?

Cada vez más, la pregunta será:

¿Cuánto compute podemos alimentar?

Y aquí entra el BESS

Aquí conviene separar dato de interpretación.

Generali no dice que los BESS sean la solución central de este ciclo.

Pero la IEA sí va bastante más lejos: señala que las cargas de los AI data centers pueden experimentar variaciones rápidas y de gran magnitud y afirma que el almacenamiento mediante baterías onsite se está convirtiendo en una tecnología crítica para la próxima generación de centros de datos.

La razón es sencilla.

Un BESS ya no tiene por qué justificarse exclusivamente mediante arbitraje energético.

Puede actuar sobre algo potencialmente mucho más valioso:

la capacidad eléctrica disponible.

En un data center puede utilizarse para:

  • absorber picos de potencia;

  • reducir la potencia máxima solicitada a la red;

  • acompañar conexiones flexibles;

  • estabilizar generación onsite;

  • integrar generación renovable;

  • proporcionar respaldo rápido ante perturbaciones;

  • suavizar las oscilaciones de cargas de IA;

  • y participar, cuando regulación y arquitectura lo permiten, en servicios al sistema.

McKinsey destaca precisamente que las arquitecturas eléctricas para IA deben diseñarse para variaciones dinámicas de potencia y no únicamente para cargas medias, aumentando la necesidad de buffering, redundancia y controles rápidos.

El verdadero ROI puede llamarse Time-to-Power

Aquí está probablemente la parte económicamente más interesante.

Supongamos que existe terreno, financiación, racks y demanda de capacidad informática, pero la red solo puede entregar inicialmente una parte de la potencia solicitada.

Esperar varios años a una ampliación de red tiene un coste.

Si una combinación de generación, BESS, gestión de carga y conexión flexible permite poner parte de esa capacidad informática en operación antes, el valor del almacenamiento deja de medirse exclusivamente en €/MWh.

Empieza a medirse también en:

meses de operación adelantados.

Eso es Time-to-Power.

Y puede cambiar completamente la economía de un BESS.

McKinsey observa que los data centers se construyen en ocasiones más rápido que las ampliaciones de red, lo que está impulsando soluciones alternativas como generación onsite, microgrids y nuevos modelos de suministro energético. También anticipa data centers que actúan progresivamente como prosumers, participando de forma más activa en la gestión del sistema eléctrico.

Pero un BESS no fabrica megavatios

Este matiz es fundamental.

Instalar baterías no crea mágicamente energía ni elimina una restricción permanente de red.

Si un data center necesita 100 MW constantes y la red solo puede suministrar 50 MW permanentemente, una batería acabará descargándose.

El valor aparece cuando el problema es diferente: picos, restricciones temporales, rampas, congestión en determinadas horas, capacidad flexible, transición entre fuentes de generación o necesidad de mantener una determinada potencia contractual.

Ahí un BESS puede convertir una infraestructura eléctrica rígida en una infraestructura gestionable.

Y esa diferencia será cada vez más importante.

De almacenar energía a habilitar compute

Para fabricantes e integradores de almacenamiento como SolaX Power, este cambio abre un mercado bastante más amplio que el BESS convencional.

La conversación con un cliente de data center ya no debería empezar únicamente por:

“¿Cuánto podemos ahorrar comprando electricidad barata y vendiéndola cara?”

Puede empezar por una cuestión mucho más estratégica:

“¿Qué está impidiendo que conecte más capacidad informática hoy?”

Si la respuesta es potencia máxima, rampas, resiliencia, restricciones horarias o acceso flexible, el BESS puede formar parte de la solución.

No significa que las baterías sustituyan a redes, generación o transformadores.

Significa que pueden convertirse en la capa de flexibilidad que permite utilizar mejor todos ellos.

Y ese cambio conceptual es enorme.

La IA comenzó siendo una carrera por los chips.

Después se convirtió en una carrera por los data centers.

Ahora está empezando una tercera carrera:

conseguir los megavatios.

Y probablemente una parte importante del próximo ciclo del almacenamiento energético se juegue precisamente ahí.

Esperar ya no garantiza un BESS más barato

Durante años, posponer una inversión en baterías parecía tener una recompensa casi asegurada.

La tecnología mejoraba.
La producción aumentaba.
Y el precio por kWh bajaba.

Así que, ante un proyecto BESS que no terminaba de cuadrar, había una respuesta bastante lógica:

“Esperemos un año. Será más barato.”

Pero en 2026 esa regla empieza a dejar de ser segura.

Y el motivo no es que la evolución tecnológica se haya detenido.

Es prácticamente lo contrario:

la demanda de almacenamiento está creciendo tan rápido que empieza a tensionar una cadena de suministro que, al mismo tiempo, está cambiando de generación tecnológica.

De 612 GWh a más de 1 TWh

Según InfoLink Consulting, los fabricantes enviaron 467,84 GWh de celdas para almacenamiento durante el primer semestre de 2026.

Eso supone un crecimiento del 94,8% interanual.

Solo durante el segundo trimestre se alcanzaron aproximadamente 262 GWh, un nuevo récord.

Para entender la velocidad del cambio basta comparar esa cifra con todo 2025:

612,39 GWh.

InfoLink ha elevado ahora su previsión para 2026 hasta 1.026 GWh de celdas de almacenamiento.

Es decir:

el mercado se dirige hacia su primer año de más de 1 TWh.

Pero el verdadero dato importante está detrás de esa cifra.

El exceso de oferta ha desaparecido

Hace no demasiado tiempo, uno de los grandes problemas de la industria china de baterías era precisamente el contrario:

demasiada capacidad productiva.

Eso presionaba los precios a la baja.

Desde la segunda mitad de 2025, la situación empezó a cambiar. InfoLink identifica una demanda superior a la oferta disponible y anticipa que el equilibrio entre ambas seguirá siendo ajustado durante 2026.

Y cuando una industria que crece casi al 100% anual empieza a trabajar cerca de su capacidad disponible, ocurre algo bastante previsible:

el precio deja de caer automáticamente.

Ya tenemos una primera evidencia.

Las celdas LFP de 314 Ah, uno de los formatos dominantes del almacenamiento estacionario, han experimentado una subida significativa.

InfoLink estimaba a comienzos de año un incremento superior al 16% en el precio de transacción respecto a octubre de 2025. Otras observaciones del mercado chino situaban posteriormente el aumento alrededor del 20%-22% en seis meses.

Esto rompe una percepción profundamente instalada en el mercado:

las baterías no siempre bajan de precio.

Pero cuidado: una celda un 20% más cara no significa un BESS un 20% más caro

Aquí conviene evitar una conclusión demasiado fácil.

La celda es solamente una parte del sistema.

Un BESS incluye además:

  • módulos y racks,

  • PCS/inversores,

  • transformadores,

  • HVAC o liquid cooling,

  • protección contra incendios,

  • EMS,

  • integración eléctrica,

  • ingeniería,

  • commissioning,

  • obra y Balance of Plant.

Por eso el aumento del precio de la celda no se transmite automáticamente en la misma proporción al precio final del sistema.

De hecho, InfoLink señala que los precios de integración de sistemas en China han aumentado bastante menos que las celdas, debido a la fuerte competencia entre integradores y a nuevas arquitecturas capaces de reducir otros costes.

Y precisamente ahí aparece la segunda gran transformación.

Mientras sube la demanda, cambia la batería

La industria está migrando rápidamente desde las celdas de 314 Ah hacia formatos superiores a 500 Ah.

Ya aparecen comercialmente capacidades de 587 Ah, 588 Ah y superiores, y InfoLink espera que las celdas de más de 500 Ah ganen una participación significativa en utility-scale durante 2026.

¿La razón?

Una celda mayor puede permitir:

menos celdas para construir el mismo MWh,
menos conexiones eléctricas,
menos componentes auxiliares,
mayor densidad energética
y potencialmente menor coste de integración.

Pero también introduce una consecuencia industrial importante:

los fabricantes tienen que decidir en qué generación tecnológica invertir su nueva capacidad productiva.

Construir hoy enormes líneas adicionales de 314 Ah cuando el mercado está migrando hacia 500+ Ah puede no ser una decisión evidente.

InfoLink señala precisamente esta transición tecnológica como una de las razones por las que los fabricantes están siendo más prudentes a la hora de ampliar capacidad.

Y eso crea una situación poco habitual:

demanda explosiva + capacidad ajustada + cambio tecnológico simultáneo.

El riesgo ya no está únicamente en comprar demasiado pronto

Para un cliente industrial que estudia instalar un BESS, tradicionalmente existía un riesgo evidente:

comprar hoy y descubrir que mañana era más barato.

Ese riesgo sigue existiendo.

La tecnología continuará evolucionando y las economías de escala seguirán presionando costes.

Pero ahora aparece otro riesgo que muchas decisiones de inversión no están considerando:

esperar y descubrir que el sistema que necesitabas no es más barato, tiene más plazo de entrega o llega cuando ya has perdido parte del ahorro que podía generar.

Por eso la decisión correcta no debería depender de intentar adivinar el precio de una batería dentro de doce meses.

Debería depender de algo bastante más sencillo:

¿genera valor el BESS hoy?

Si una instalación puede utilizar almacenamiento para:

  • reducir picos de potencia,

  • aumentar autoconsumo fotovoltaico,

  • desplazar consumo entre periodos tarifarios,

  • evitar vertidos,

  • mejorar resiliencia,

  • optimizar la potencia contratada,

  • participar en mercados de flexibilidad,

  • o aprovechar mejor una conexión eléctrica limitada,

la pregunta relevante deja de ser:

“¿Cuánto más barata será la batería el año que viene?”

Y pasa a ser:

“¿Cuánto dinero pierdo mientras espero?”

El coste de esperar también existe

Supongamos que dentro de doce meses el BESS cuesta un 5% menos.

Fantástico.

Pero si durante esos doce meses la instalación ha seguido pagando picos de potencia, desperdiciando producción solar o comprando electricidad durante las horas más caras, hay que comparar ambas cantidades.

Porque el CAPEX no es la única variable económica.

Existe también el coste de oportunidad.

Y a medida que el BESS acumula más funciones dentro de una instalación, ese coste de oportunidad aumenta.

Estamos entrando en una nueva fase del almacenamiento

Los datos de 2026 empiezan a dibujar un mercado distinto.

467,8 GWh en seis meses.

+94,8% interanual.

Más de 1 TWh previsto para el conjunto del año.

Y una cadena de suministro que ha pasado del exceso de capacidad a trabajar con un equilibrio mucho más ajustado.

Esto no significa que el precio de los BESS vaya a subir indefinidamente.

Sería una conclusión injustificada.

Nuevas fábricas entrarán en producción. Los formatos de mayor capacidad reducirán costes. La competencia entre fabricantes e integradores seguirá siendo enorme.

Pero sí significa algo importante:

ya no podemos asumir que esperar equivale automáticamente a comprar más barato.

Para fabricantes e integradores como SolaX Power, aquí aparece una oportunidad comercial interesante.

La conversación con el cliente no debería empezar por:

“¿Cuánto cuesta el kWh de batería?”

Debería empezar por:

“¿Qué problema energético tienes y cuánto te cuesta no resolverlo?”

Porque cuando un BESS tiene un business case positivo hoy, esperar únicamente con la esperanza de que la batería sea más barata mañana puede terminar siendo una estrategia bastante cara.


Fuentes: InfoLink Consulting, 1H26 Energy Storage Cell Shipment Rankings y 2026 Energy Storage Outlook; PV Magazine/ESS News, agosto de 2026.

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SolaX ya es Tier 1 BESS Integrator: cuando el almacenamiento deja de ser un producto y pasa a ser infraestructura


En un BESS, comprar buenas baterías ya no es suficiente. La verdadera pregunta es quién puede integrar todo el sistema y responder por él durante su vida útil.

Durante años, buena parte del mercado del almacenamiento se ha explicado hablando de baterías.

Química. Ciclos. kWh. Precio por MWh. Garantías.

Pero a medida que los proyectos crecen y el BESS entra en industrias, centros logísticos, grandes instalaciones fotovoltaicas, microgrids y aplicaciones de red, la decisión cambia.

El cliente ya no compra simplemente una batería.

Compra un sistema energético.

Y ahí aparece una diferencia fundamental entre fabricar componentes y ser capaz de integrarlos.

SolaX Power acaba de anunciar su reconocimiento como SMM Tier 1 BESS Integrator – H1 2026, otorgado por Shanghai Metals Market (SMM).

Puede parecer otro reconocimiento corporativo más.

No lo es.

El verdadero riesgo de un BESS está en las interfaces

Un sistema de almacenamiento moderno combina baterías, PCS, protecciones, comunicaciones, refrigeración, EMS, conexión a red y sistemas de control.

Cada componente puede funcionar perfectamente por separado y, aun así, el sistema completo no hacerlo.

Porque muchos de los problemas aparecen precisamente entre los componentes.

¿Quién coordina el PCS con la batería?

¿Quién gestiona los límites térmicos?

¿Quién decide cuándo cargar, descargar o reservar capacidad?

¿Quién integra el sistema con la instalación fotovoltaica, las cargas del cliente o el operador de red?

Y, sobre todo:

¿quién responde cuando algo no funciona como estaba previsto?

Ahí está el valor del integrador.

De vender equipos a asumir responsabilidad de sistema

En su anuncio, SolaX señala capacidades en integración BESS, calidad de producto y ejecución global de proyectos, cubriendo aplicaciones residenciales, C&I y utility-scale.

Ese cambio es importante.

Porque el mercado está evolucionando desde arquitecturas construidas mediante múltiples proveedores hacia soluciones cada vez más integradas.

Y para el cliente eso tiene una consecuencia directa:

menos interfaces contractuales, menos incertidumbre técnica y un responsable más claro del funcionamiento del conjunto.

En almacenamiento C&I esto es especialmente relevante.

Un BESS puede utilizarse para autoconsumo, peak shaving, gestión de potencia contratada, arbitraje horario, respaldo, integración renovable o participación futura en mercados de flexibilidad.

Pero el valor económico aparece cuando todas esas funciones trabajan coordinadamente.

El hardware permite almacenar energía.

La integración permite convertir esa energía en ahorro, resiliencia y flexibilidad.

SolaX lleva años moviéndose en esa dirección

El reconocimiento de 2026 no aparece de la nada.

En 2025, SolaX ya había sido incluida por SMM en su Tier 1 User-Side Energy Storage Integration List, obteniendo la certificación Tier 1 BTM BESS Supplier.

La compañía declara además una capacidad anual de fabricación de almacenamiento de 40 GWh, junto con una inversión en I+D equivalente al 14,89 % de sus ingresos en 2025.

Pero probablemente lo más interesante no sean esas cifras.

Es la dirección tecnológica.

SolaX está construyendo cada vez más piezas de la arquitectura energética dentro de un mismo ecosistema: almacenamiento, inversores, PCS, EMS y sistemas de gestión energética.

Eso permite abordar el BESS desde una perspectiva distinta.

No como una batería conectada a una instalación.

Sino como un activo energético controlable.

El próximo salto del BESS será el software

La primera generación de almacenamiento resolvía una pregunta sencilla:

¿cuánta energía puedo almacenar?

La siguiente generación tendrá que responder otra:

¿qué es lo más rentable que puedo hacer con esa energía en cada momento?

La respuesta dependerá simultáneamente del precio eléctrico, la producción fotovoltaica, la demanda del edificio, el estado de carga, las limitaciones de red, la degradación de la batería y los servicios energéticos disponibles.

Eso convierte al EMS en una pieza cada vez más estratégica.

El BESS deja de ser simplemente capacidad instalada.

Se convierte en capacidad gestionable.

Y ahí es donde la integración completa del sistema empieza a generar una ventaja real.

Tier 1 no significa ser el número uno

También conviene evitar una interpretación demasiado comercial del término.

Ser SMM Tier 1 BESS Integrator no significa automáticamente ocupar una determinada posición en un ranking mundial ni ser uno de los diez mayores fabricantes de baterías.

Son cosas diferentes.

Lo importante del reconocimiento es otra cosa: refuerza la posición de SolaX dentro del mercado de integración de sistemas de almacenamiento.

Y para un cliente que está valorando una inversión BESS con una vida esperada de muchos años, esa capacidad de integración importa.

Mucho.

Porque el precio inicial del sistema se conoce el día que se firma el pedido.

El coste de una mala integración aparece después.

El mercado BESS está entrando en una nueva etapa

Durante mucho tiempo, la industria fotovoltaica discutió sobre paneles.

Después entendió que el inversor, el diseño, el software y la operación eran igualmente importantes.

El almacenamiento está recorriendo ahora un camino parecido.

Las baterías seguirán siendo esenciales.

Pero la batalla competitiva se desplazará progresivamente hacia la integración, el control, la seguridad, la disponibilidad y la capacidad de optimizar múltiples flujos energéticos.

Por eso el reconocimiento de SolaX como SMM Tier 1 BESS Integrator – H1 2026 resulta especialmente interesante.

No porque añada una nueva etiqueta al catálogo.

Sino porque representa algo bastante más importante:

SolaX está dejando de competir únicamente por quién fabrica el mejor equipo para competir por quién puede gestionar mejor el sistema energético completo.

Y probablemente ahí se decidirá una buena parte del mercado BESS de los próximos años.