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

España quiere electrificarse más rápido. El problema ya no es generar electricidad, sino entregarla

La electrificación ya no es únicamente una política climática.

Se está convirtiendo en una estrategia industrial, económica y de seguridad energética.

Y para España esto tiene una consecuencia especialmente relevante:

cuanto más electrifiquemos nuestra economía, más importante será poder consumir la electricidad en el lugar y en el momento adecuados.

La Agencia Internacional de la Energía acaba de poner cifras a esta transformación.

En su nuevo informe Electrification, la IEA estima que la electricidad representa hoy aproximadamente el 23% del consumo final mundial de energía. Con tecnologías que ya son competitivas podría alcanzarse alrededor del 33%, mientras que su escenario de electrificación acelerada lleva esa cuota hasta el 35% en 2035.

Y las consecuencias económicas son enormes.

Según la IEA, una electrificación más rápida podría reducir en más de 400.000 millones de dólares anuales la factura energética de los países importadores de combustibles en 2035 y evitar el consumo de unos 18 millones de barriles de petróleo diarios respecto a una trayectoria menos electrificada.

Pero hay un país para el que esta historia resulta especialmente interesante. España.

España ya apunta al 35%

BESS en España: 700.000 $/MW al año… y aun así difíciles de financiar

El gran reto del almacenamiento ya no es demostrar que puede generar ingresos. Es conseguir que esos ingresos sean suficientemente previsibles para que un banco esté dispuesto a financiarlos.

Hay un dato que resume perfectamente la paradoja del mercado español.

Según una simulación presentada por S&P Global Energy en un webinar organizado por AleaSoft Energy Forecasting, una batería de cuatro horas operada de forma óptima en España habría podido generar en 2025 cerca de 700.000 dólares por MW al año.

En Gran Bretaña, menos de 200.000 dólares/MW.

A primera vista parecería evidente dónde resulta más atractivo invertir.

Pero ocurre exactamente lo contrario: los proyectos BESS stand-alone españoles siguen teniendo importantes dificultades de bancabilidad.

Mucho ingreso no significa ingreso financiable

Europa no tiene un problema de renovables. Tiene un problema de flexibilidad

La nueva crisis energética vuelve a mostrar la vulnerabilidad europea ante los combustibles fósiles. Pero esta vez la respuesta no puede limitarse a instalar más generación renovable: hacen falta redes, almacenamiento y demanda flexible.

Europa vuelve a encontrarse ante una crisis energética apenas cuatro años después de la de 2022.

Las circunstancias geopolíticas son diferentes, pero el problema estructural es sorprendentemente parecido: una elevada dependencia de combustibles fósiles importados expone nuevamente a la economía europea a precios internacionales que no controla.

La Comisión Europea reconoce la magnitud del problema.

Desde el comienzo de la actual crisis en Oriente Medio, la Unión Europea habría gastado alrededor de 53.000 millones de euros adicionales en importaciones de combustibles fósiles, según la Dirección General de Energía de la Comisión.

No estamos, por tanto, únicamente ante una discusión climática.

Estamos ante un problema de competitividad, seguridad energética y costes industriales.

La respuesta europea: electrificar