Del colapso eléctrico de abril de 2025 a la activación de 1.775 MW de demanda industrial en octubre de 2026: dos episodios diferentes que plantean una misma pregunta. ¿Conocemos realmente los márgenes de seguridad del sistema eléctrico español y cuánto cuesta mantenerlos? Las nuevas tecnologías de almacenamiento, incluidos los BESS con capacidad grid-forming, pueden formar parte de la respuesta. Pero necesitamos indicadores que permitan demostrarlo.
Dos episodios, una lección: disponer de potencia no garantiza la seguridad
El 28 de abril de 2025, a las 12:32:57, una protección de sobretensión provocó la desconexión de un transformador de evacuación en Granada.
En ese instante, la tensión registrada en la red de transporte de 400 kV era de 417,9 kV, dentro de un intervalo admisible. Sin embargo, una protección situada en el lado de 220 kV había registrado 242,9 kV, superando su umbral de actuación de 242 kV.
La desconexión eliminó 355 MW de generación y 165 MVAr de absorción reactiva. Segundos después se produjeron nuevas desconexiones y el sistema eléctrico peninsular terminó colapsando.
El informe final de ENTSO-E, publicado en marzo de 2026, identificó una combinación de oscilaciones, deficiencias de regulación de tensión, respuestas insuficientes de determinados generadores y desconexiones en cascada.
La conclusión fue importante: no bastaba con disponer de suficiente generación. Era necesario garantizar que el sistema conservara márgenes adecuados de estabilidad frente a las perturbaciones.
Diecisiete meses después, el 6 de octubre de 2026, España vivió otro episodio que, aunque de naturaleza diferente, resulta igualmente revelador.
Red Eléctrica activó el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) mediante dos órdenes sucesivas que sumaron 1.775 MW, toda la potencia contratada para el segundo semestre de 2026.
La activación respondió a una insuficiencia de reservas de potencia activa a subir, en un contexto de baja producción renovable e indisponibilidad de generación térmica.
No se trató de otro apagón ni de un corte indiscriminado a la industria. El SRAD es un servicio voluntario y remunerado, diseñado para que determinados consumidores reduzcan temporalmente su demanda cuando el operador necesita recuperar reservas.
El mecanismo funcionó conforme a su finalidad.
Pero ambos episodios nos recuerdan una cuestión fundamental:
La seguridad eléctrica no depende únicamente de cuántos MW tenemos instalados, sino de cuántos están realmente disponibles, dónde, durante cuánto tiempo y con qué velocidad de respuesta.
BloombergNEF anticipa un récord mundial de 188 GW de almacenamiento en 2026, mientras Wood Mackenzie confirma que las baterías de cuatro horas ya presentan menores costes nivelados que las turbinas de gas de punta en los 43 mercados analizados.
24 de octubre de 2026 | Análisis del mercado energético
Durante décadas, el sistema eléctrico se ha construido sobre una premisa fundamental: cuando aumenta la demanda, debe aumentar la generación.
Para responder a los picos de consumo, las centrales de gas han desempeñado un papel esencial. Su capacidad de arranque y regulación las convirtió en una herramienta de flexibilidad para los operadores eléctricos.
Pero esta lógica está empezando a cambiar.
Dos estudios publicados en octubre de 2026, uno de BloombergNEF y otro de Wood Mackenzie, apuntan hacia una transformación profunda: el almacenamiento electroquímico no solo está creciendo a una velocidad extraordinaria, sino que empieza a superar económicamente a determinadas tecnologías convencionales de generación flexible.
La cuestión ya no es si las baterías pueden contribuir a la transición energética. Es qué parte del sistema eléctrico podrán gestionar de manera más eficiente que las alternativas tradicionales.
1. BloombergNEF: 2026 marcará un nuevo récord mundial
El informe 2H 2026 Energy Storage Market Outlook, publicado el 22 de octubre, proyecta la incorporación de 188 GW y 535 GWh de almacenamiento energético durante 2026.
Representa un crecimiento interanual del 45 % en potencia instalada, según las estimaciones de BloombergNEF.
Para 2027, la consultora prevé un nuevo récord de 209 GW y 638 GWh de capacidad adicional.
China, Estados Unidos y Australia concentrarían aproximadamente el 62 % de las nuevas instalaciones de 2026, aunque el crecimiento empieza a extenderse hacia Europa, India, Oriente Medio y otros mercados emergentes.
España figura entre los países donde BloombergNEF espera una aceleración del despliegue en 2027.
Estas cifras reflejan algo más que la expansión de una tecnología.
El almacenamiento está dejando de depender exclusivamente de incentivos o de obligaciones regulatorias de hibridación para encontrar aplicaciones económicas vinculadas a la propia evolución del mercado eléctrico.
La creciente penetración renovable, los vertidos de generación solar y las diferencias entre precios horarios crean una necesidad cada vez mayor de flexibilidad.
La electricidad abundante no siempre está disponible cuando el consumidor la necesita.
Y precisamente ahí aparece el valor del almacenamiento.
2. Wood Mackenzie: las baterías comienzan a superar al gas en costes
El segundo estudio aporta una perspectiva complementaria.
El 8 de octubre, Wood Mackenzie publicó los resultados de su análisis global de costes nivelados de electricidad (LCOE).
Su principal conclusión resulta especialmente significativa: los sistemas BESS de cuatro horas presentan un coste nivelado inferior al de las turbinas de gas de ciclo abierto en los 43 mercados donde se compararon ambas tecnologías.
No estamos hablando de una previsión sobre lo que podría suceder dentro de veinte años, sino de una comparación económica realizada con los parámetros de mercado de 2026.
Wood Mackenzie identifica dos factores principales.
Por un lado, el coste de las centrales de gas destinadas a cubrir picos de demanda está condicionado por la volatilidad del combustible y las dificultades de suministro de turbinas.
Por otro, la fabricación de baterías a gran escala ha mejorado su competitividad económica, especialmente en los mercados con cadenas industriales consolidadas.
Sin embargo, conviene introducir dos matices.
El primero es que un menor LCOE no implica que el almacenamiento pueda sustituir completamente a una central de gas. Una batería de cuatro horas tiene una capacidad energética limitada y necesita disponer de electricidad para recargarse.
El segundo es que los costes de las baterías tampoco descienden de manera ininterrumpida. Wood Mackenzie señala que el CAPEX de los sistemas BESS llave en mano en Europa aumentó aproximadamente un 2 % en 2026, aunque proyecta una reducción del 12 % hasta 2031.
La conclusión es importante, pero debe interpretarse correctamente: las baterías ya pueden ser económicamente preferibles para determinadas funciones de flexibilidad de corta duración, no necesariamente para todas las necesidades de respaldo eléctrico.
3. La conexión entre ambos estudios: el valor se desplaza de la generación a la flexibilidad
Analizados por separado, ambos informes describen tendencias diferentes.
BloombergNEF estudia la expansión del mercado.
Wood Mackenzie compara los costes de las tecnologías.
Pero, considerados conjuntamente, sugieren una transformación mucho más profunda.
Durante gran parte de la historia del sistema eléctrico, el valor económico se ha concentrado en producir electricidad y disponer de potencia suficiente para satisfacer la demanda.
Con una penetración creciente de energía solar y eólica, aparece una nueva variable: el momento en que esa electricidad está disponible.
Un sistema puede disponer de una producción renovable abundante durante determinadas horas y necesitar generación adicional pocas horas después.
La respuesta convencional consiste en aumentar la producción de centrales gestionables.
El almacenamiento introduce una alternativa: aprovechar parte de la energía disponible previamente y trasladarla al momento de mayor demanda.
Este cambio tiene implicaciones importantes para la inversión energética.
Un BESS puede desempeñar varias funciones dentro de una misma infraestructura:
Desplazar energía desde horas de mayor disponibilidad hacia horas de mayor valor.
Reducir vertidos de generación renovable cuando exista capacidad de almacenamiento.
Responder rápidamente a determinados desequilibrios eléctricos.
Gestionar picos de potencia en instalaciones industriales.
Participar en servicios de flexibilidad cuando el marco técnico y regulatorio lo permita.
Sin embargo, estas aplicaciones no deben considerarse ingresos automáticamente acumulables: cada una puede exigir reservas de energía, disponibilidad de potencia o compromisos operativos incompatibles con otros usos.
El verdadero valor del BESS dependerá de cómo se combinen estos servicios.
4. España: abundancia solar y necesidad de flexibilidad
España reúne algunas de las condiciones que hacen especialmente interesante esta evolución.
La expansión fotovoltaica ha incrementado la disponibilidad de generación renovable durante determinadas franjas del día.
Pero esta ventaja también plantea nuevos desafíos.
Cuando muchas instalaciones producen simultáneamente, los precios mayoristas pueden reducirse considerablemente. En determinadas circunstancias aparecen precios nulos o negativos y restricciones a la generación renovable.
Para los propietarios de plantas solares, esto puede reducir el valor de la electricidad producida precisamente durante las horas de mayor generación.
Para los consumidores industriales, disponer de abundante electricidad renovable en el sistema no garantiza poder utilizarla a un precio competitivo durante todas sus horas de funcionamiento.
El almacenamiento permite abordar parte de este desajuste.
Pero la viabilidad económica de un proyecto español no puede deducirse directamente de las conclusiones globales de Wood Mackenzie.
Debe analizarse considerando el perfil horario de precios, los costes de conexión, la energía de carga, la eficiencia, la degradación, la financiación y las oportunidades reales de remuneración por servicios al sistema.
Además, el desarrollo masivo de baterías puede reducir los diferenciales horarios de precio que justificaban inicialmente parte de sus ingresos.
Por eso, la competitividad tecnológica no garantiza por sí sola la rentabilidad de todos los proyectos.
España no necesita únicamente más capacidad BESS anunciada. Necesita modelos de negocio capaces de convertir esa capacidad en flexibilidad útil y financieramente sostenible.
5. Centros de datos e industria: nuevos impulsores de la demanda
Existe además un factor que podría acelerar esta transformación: el crecimiento de grandes consumidores eléctricos.
Los centros de datos dedicados a inteligencia artificial necesitan cantidades crecientes de electricidad y presentan exigencias muy elevadas de disponibilidad, calidad de suministro y continuidad operativa.
BloombergNEF ha incorporado por primera vez el almacenamiento situado en centros de datos estadounidenses a sus previsiones específicas de esta aplicación.
Según las cifras publicadas por Energy-Storage.News sobre el informe, la consultora estima que esa capacidad podría pasar de 0,5 GW y 1,4 GWh en 2025 a 4,9 GW y 7,4 GWh en 2026, excluyendo los sistemas convencionales UPS.
Son previsiones, no capacidades de 2026 ya verificadas.
Este crecimiento no significa que las baterías vayan a sustituir todos los sistemas convencionales de respaldo.
De hecho, las aplicaciones pueden ser muy diferentes: gestionar picos de demanda, optimizar contratos eléctricos, complementar generación local, participar en servicios de red o mejorar la utilización de una conexión existente.
En centros de datos, además, cualquier utilización flexible del almacenamiento debe respetar las reservas energéticas necesarias para mantener la continuidad del servicio.
La industria electrointensiva presenta oportunidades similares, especialmente cuando combina generación fotovoltaica, almacenamiento y electrificación de procesos térmicos.
En ambos mercados, la batería empieza a adquirir valor no solamente como equipo energético, sino como componente de una estrategia de gestión de potencia, costes y disponibilidad.
6. La siguiente competencia será por la gestión inteligente de la energía
La expansión mundial del almacenamiento abrirá oportunidades comerciales para fabricantes, integradores, desarrolladores y operadores energéticos.
Pero también intensificará la competencia.
En un mercado con mayor oferta de baterías, vender capacidad instalada será cada vez menos suficiente para diferenciarse.
El valor se desplazará progresivamente hacia la integración de sistemas, la fiabilidad, el control de costes durante toda la vida útil y la capacidad para gestionar diferentes aplicaciones energéticas.
Para fabricantes como SolaX Power, esta evolución refuerza el interés de las soluciones que combinan fotovoltaica, almacenamiento y gestión energética, particularmente en aplicaciones comerciales e industriales.
La oportunidad no reside únicamente en instalar más kWh.
Reside en demostrar qué beneficios económicos y operativos puede aportar cada kWh almacenado en las condiciones reales del cliente.
Conclusión: el gas no desaparece, pero cambia el equilibrio competitivo
Las conclusiones de BloombergNEF y Wood Mackenzie no significan que las baterías hayan ganado definitivamente la competencia frente al gas.
Las tecnologías continúan teniendo características diferentes y, en determinados sistemas, seguirán siendo complementarias.
Pero sí señalan un cambio relevante.
La capacidad de responder a los picos de demanda ya no tiene por qué depender exclusivamente de poner en funcionamiento nueva generación térmica.
Una parte creciente de esa flexibilidad puede obtenerse almacenando electricidad cuando está disponible y utilizándola cuando aporta mayor valor.
BloombergNEF muestra la velocidad a la que aumenta la escala del almacenamiento.
Wood Mackenzie muestra por qué, en determinadas aplicaciones, su competitividad económica está alterando las decisiones de inversión.
La transición energética ya no consiste solamente en producir electricidad limpia y barata. Consiste en conseguir que esa electricidad esté disponible cuando se necesita, con el coste y la fiabilidad adecuados.
Y en esa transformación, el almacenamiento ha dejado de ser un complemento para convertirse en uno de los elementos centrales del futuro sistema eléctrico.
Análisis editorial basado en información pública de ambos estudios. Las interpretaciones estratégicas no son conclusiones atribuidas directamente a las consultoras.
El estudio de APPA Renovables revela que España vertió una cantidad récord de energía renovable en 2025. Al mismo tiempo, el Gobierno prepara una regulación que obligará a los nuevos centros de datos a respaldar gran parte de su consumo con nueva generación renovable. La CNMC plantea una cuestión fundamental: ¿no sería más eficiente aprovechar primero la energía que ya estamos produciendo y no conseguimos integrar?
1. La paradoja energética española
España dispone de una de las mayores oportunidades energéticas e industriales de Europa.
La combinación de recursos solares y eólicos, infraestructura eléctrica, conectividad internacional y disponibilidad de suelo ofrece condiciones favorables para atraer nuevas actividades intensivas en electricidad.
Entre ellas destacan los centros de datos y las infraestructuras de inteligencia artificial.
Sin embargo, el último Estudio del Impacto Macroeconómico de las Energías Renovables en España 2025, presentado por APPA Renovables el 23 de octubre y elaborado por Deloitte, revela una contradicción preocupante.
Durante 2025:
Se instalaron 12.520 MW de nueva potencia renovable.
La generación eléctrica renovable apenas aumentó un 1,3%.
Los vertidos renovables estimados alcanzaron 19,69 TWh, un 55,2% más que en 2024.
La cifra adquiere especial relevancia cuando se analiza su composición.
De esos 19,69 TWh, aproximadamente 11,4 TWh corresponden a restricciones técnicas, 7,2 TWh a exceso de oferta en el mercado y 1,1 TWh a la componente de tiempo real.
Esto significa que el problema no se limita a producir demasiada electricidad solar durante las horas centrales del día.
También tenemos dificultades para integrar y transportar la energía disponible.
España está aumentando su capacidad renovable más deprisa que su capacidad para aprovecharla plenamente.
Y precisamente ahora aparece una nueva demanda eléctrica de gran escala.
2. Los centros de datos podrían convertirse en una oportunidad industrial
La inteligencia artificial está transformando la arquitectura eléctrica de los centros de datos. Ya no basta con garantizar el suministro: ahora es necesario gestionar grandes potencias, fluctuaciones rápidas y restricciones de acceso a la red. En este nuevo escenario, los sistemas de almacenamiento energético (BESS) adquieren un protagonismo que va mucho más allá de su función tradicional.
Tres recientes artículos de Battery Technology, publicados durante 2026, ponen cifras y argumentos técnicos a una transformación que empieza a modificar el mercado del almacenamiento energético.
Según las previsiones de DataM Intelligence, el mercado mundial de baterías para centros de datos podría pasar de 952 millones de dólares en 2025 a aproximadamente 4.270 millones en 2035, con un crecimiento anual compuesto del 16,2%.
Se trata de una estimación de mercado, no de una demanda garantizada. Sin embargo, lo realmente relevante no es el volumen económico previsto, sino la evolución de las necesidades eléctricas que lo impulsan.
El nuevo estudio de APPA Renovables, elaborado por Deloitte, revela una paradoja cada vez más evidente: España continúa batiendo récords de potencia renovable mientras aumentan los vertidos, persisten las restricciones de red y crece la necesidad de generación convencional. La transición energética necesita algo más que nuevos megavatios. Necesita flexibilidad.
El 23 de octubre de 2026, APPA Renovables presentó su Estudio del Impacto Macroeconómico de las Energías Renovables en España 2025.
Los resultados económicos son positivos. El sector aportó 17.501 millones de euros al PIB español, sostuvo 140.621 puestos de trabajo y permitió evitar importaciones de combustibles fósiles por un valor estimado de 14.814 millones de euros.
Son cifras que demuestran la importancia estratégica de las renovables para la competitividad española.
Pero el estudio contiene otro dato que merece tanta atención como los anteriores.
Durante 2025, el sistema eléctrico peninsular registró 19,69 TWh de vertidos renovables estimados, un 55,2% más que el año anterior.
Y esta cifra plantea una pregunta incómoda:
¿Tiene sentido seguir aumentando la capacidad de generación sin desarrollar simultáneamente la infraestructura necesaria para aprovecharla?
Europa afronta el invierno con el gas en máximos desde 2022 y una nueva escalada del petróleo. Mientras tanto, España ofrece algunos de los PPA solares más baratos de Europa. La aparente contradicción revela uno de los grandes desafíos de la transición energética: no basta con producir electricidad renovable barata; es necesario disponer de ella cuando tiene mayor valor.
Europa vuelve a mirar al gas
El 22 de octubre de 2026, el gas natural TTF superó los 91 €/MWh, alcanzando su mayor nivel desde diciembre de 2022. Ese mismo día, el Brent cerró en 113,17 dólares por barril, impulsado por las tensiones geopolíticas en Oriente Medio.
Ambos acontecimientos devuelven al primer plano una vulnerabilidad conocida: Europa continúa expuesta a los precios internacionales de los combustibles fósiles.
La creciente penetración renovable ha reducido esa dependencia en determinadas horas, pero no la ha eliminado. Cuando desaparece la producción solar y el sistema necesita recurrir a centrales de gas, el precio del combustible vuelve a influir decisivamente en el mercado eléctrico.
La cuestión es que esta crisis encuentra a Europa con una estructura energética muy diferente a la de 2022.
La paradoja española: gas caro y electricidad solar barata
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 Gobierno de PP y Vox propone un nuevo gravamen sobre los grandes parques fotovoltaicos. Bajo el argumento de proteger el territorio, introduce una carga fiscal que puede perjudicar la competitividad energética, desincentivar inversiones y castigar incluso a quienes realizan mayores esfuerzos de integración ambiental.
Un impuesto difícil de justificar en plena transición energética
España tiene una de las mayores oportunidades energéticas de su historia: convertir sus abundantes recursos renovables en electricidad competitiva para familias, industrias y nuevas actividades económicas.
La energía solar está contribuyendo a reducir los precios del mercado mayorista durante las horas de mayor producción. Su expansión también está acelerando el desarrollo del almacenamiento energético, la electrificación industrial y nuevos modelos de gestión de la demanda.
Sin embargo, mientras España necesita atraer inversiones para consolidar esa ventaja competitiva, el Gobierno de PP y Vox en Castilla y León propone aumentar la presión fiscal sobre una de las tecnologías que la hacen posible.
La medida, incluida en el Proyecto de Ley de Medidas Tributarias, Financieras y Administrativas para 2027, amplía el Impuesto sobre la Afección Medioambiental a los parques fotovoltaicos destinados principalmente a vender electricidad a la red.
Las tarifas propuestas oscilan entre 600 y 2.000 euros anuales por hectárea, según la superficie ocupada.
La Junta presenta el gravamen como una herramienta de compensación ambiental basada en el principio de que quien contamina debe pagar.
El problema es que el impuesto no mide la contaminación, ni la pérdida de biodiversidad, ni el impacto ecológico efectivo. Grava fundamentalmente la superficie ocupada.
Y esa diferencia no es un detalle técnico. Es la principal debilidad de toda la propuesta.
Primera contradicción: se paga por ocupar suelo, aunque se proteja mejor
El análisis de Deloitte y AleaSoft revela cómo los contratos de tolling y los PPA híbridos están transformando la financiación del almacenamiento energético. Pero detrás de esta evolución aparece una cuestión todavía más importante: ¿quién garantiza que la flexibilidad contratada estará realmente disponible?
Una batería puede cambiar la financiación de una planta solar
El pasado 15 de octubre de 2026, Deloitte y AleaSoft Energy Forecasting analizaron, durante el webinar número 70 de AleaSoft, la evolución de los contratos de almacenamiento energético y su impacto sobre la financiación de proyectos renovables.
Las conclusiones, recogidas posteriormente por El Periódico de la Energía, muestran hasta qué punto está cambiando el modelo de negocio de las baterías.
Uno de los ejemplos presentados resulta especialmente significativo.
Deloitte comparó diferentes estructuras comerciales para una instalación fotovoltaica de 140 MWp asociada a un sistema de almacenamiento de 100 MW y cuatro horas de duración.
En el escenario merchant, financiado íntegramente con capital propio, el proyecto necesitaba 142 millones de euros de equity y alcanzaba una rentabilidad del 10,2 %.
Al incorporar un contrato de tolling a diez años, las necesidades de equity descendían hasta 86 millones de euros, con una rentabilidad del 10,0 %.
Una reducción del 39,4 % en el capital propio necesario, manteniendo una rentabilidad prácticamente equivalente.
Conviene interpretar correctamente el resultado: no significa que el proyecto cueste un 39,4 % menos, ni que genere necesariamente más beneficios. Significa que la previsibilidad contractual de los ingresos permite estructurar su financiación de forma diferente y recurrir a deuda en condiciones que pueden resultar más favorables.
Este ejemplo ilustra una transformación fundamental.
Las baterías están dejando de valorarse únicamente por los ingresos que pueden generar en el mercado eléctrico para empezar a valorarse también por su capacidad de respaldar compromisos contractuales financiables.
Del arbitraje energético a los ingresos contratados
La transición energética ha dejado de ser únicamente una respuesta a la crisis climática para convertirse en una oportunidad de restauración ecológica. Lejos de la creencia de que las infraestructuras renovables compiten con el entorno, la evidencia actual demuestra que, con una planificación adecuada, los parques fotovoltaicos pueden actuar como auténticos santuarios de biodiversidad.
Para dar solvencia a este cambio de paradigma, la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) organizó recientemente la IV Jornada de Sostenibilidad y Biodiversidad en un escenario de máxima relevancia: el Congreso de los Diputados. En este foro, científicos, administraciones públicas y especialistas del sector coincidieron en que la fotovoltaica no solo genera energía limpia, sino que mejora la calidad ecológica del territorio.
Los datos presentados por los expertos son contundentes. En España, un estudio realizado en la planta Campo Arañuelo III (Extremadura) detectó la presencia de más de 10 especies de mamíferos y hasta 64 especies de aves pequeñas, confirmando que estas instalaciones sirven como hábitats útiles para la fauna local. Este mensaje de "solución conjunta" entre energía y naturaleza es vital para el desarrollo del mundo rural.
¿Qué hace que una planta sea "amiga" de la biodiversidad?
El estudio de UNEF demuestra el impacto económico de la fotovoltaica sobre el precio mayorista de la electricidad. Pero también revela el siguiente gran desafío de la transición energética española: aprovechar la energía solar cuando más valor tiene para los consumidores y el sistema eléctrico.
17.021 millones de euros en apenas 18 meses
La Unión Española Fotovoltaica (UNEF) acaba de publicar un estudio que debería ocupar un lugar central en el debate energético español.
Según sus estimaciones, entre enero de 2025 y junio de 2026, la generación fotovoltaica y el autoconsumo permitieron reducir en 17.021 millones de euros el coste de adquisición de electricidad en el mercado diario español.
El precio medio observado durante ese periodo fue de 60,2 €/MWh. Sin la aportación fotovoltaica, el modelo de UNEF estima que habría alcanzado los 112 €/MWh.
Es decir, un precio mayorista aproximadamente un 46 % inferior al escenario simulado sin energía solar.
De los 17.021 millones, UNEF asigna 14.230 millones a las plantas fotovoltaicas en suelo y 2.791 millones al autoconsumo, mediante un reparto proporcional a la energía producida.
Se trata de resultados obtenidos mediante una simulación que reproduce la casación de OMIE y considera la respuesta de las interconexiones, los ciclos combinados y la generación hidráulica.
Conviene precisar que hablamos de un ahorro estimado en el mercado diario, no de una reducción directamente equivalente en las facturas finales de los consumidores, que incorporan otros conceptos y mecanismos de contratación.
Pero incluso con esta cautela, la conclusión es relevante:
La energía solar no solo reduce emisiones y dependencia energética. También contribuye a proteger la competitividad de la economía española frente a la volatilidad de los combustibles fósiles.
El futuro del sector eléctrico español ya no depende únicamente de instalar más capacidad renovable, sino de conseguir que la energía producida esté disponible cuando y donde realmente se necesita.
Los últimos datos de tramitación energética en España apuntan a un cambio significativo en las prioridades de inversión.
Según la información publicada por pv magazine el 20 de octubre de 2026, durante el tercer trimestre se sometieron a información pública 99 proyectos de almacenamiento, con una potencia conjunta de 1.925 MW.
Más relevante todavía: 996 MW de almacenamiento obtuvieron autorización administrativa de construcción, de los cuales 985 MW correspondieron a sistemas de baterías independientes (standalone BESS).
Al mismo tiempo, la tramitación de nueva generación renovable perdió impulso.
Las administraciones desestimaron proyectos renovables que sumaban 3.367 MW, mientras que únicamente 578 MW consiguieron autorización de construcción durante el trimestre.
No significa que España esté abandonando las renovables. Pero sí plantea una cuestión fundamental:
¿Estamos pasando de un mercado centrado en producir electricidad renovable a otro en el que la flexibilidad energética será igualmente determinante?
Europa busca reducir su dependencia de los combustibles fósiles importados. Los últimos análisis de la Agencia Internacional de la Energía y Strategic Perspectives apuntan hacia una misma dirección: acelerar la electrificación. Pero el verdadero desafío será garantizar que esa electricidad esté disponible cuando y donde se necesite.
De la transición energética a la seguridad geopolítica
Durante años, la electrificación se ha presentado principalmente como una herramienta para reducir las emisiones de CO₂. Sin embargo, los acontecimientos geopolíticos están cambiando profundamente esta perspectiva.
Las crisis energéticas, la volatilidad de los mercados internacionales y las interrupciones de las cadenas de suministro han demostrado que la dependencia de combustibles fósiles importados representa una vulnerabilidad estratégica para Europa.
El 20 de octubre de 2026, El Periódico de la Energía publicaba dos noticias que reflejan este cambio de paradigma.
La primera recoge las declaraciones de María Sicilia, directora de Sistemas y Mercados Eléctricos de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), que identifica la electrificación como una herramienta para conseguir una energía más segura, competitiva y sostenible.
La segunda presenta un estudio de Strategic Perspectives que concluye que acelerar la electrificación podría reducir aproximadamente dos tercios las importaciones europeas de petróleo y gas hacia 2040.
El mensaje es claro: la electrificación ya no responde exclusivamente a una estrategia climática. Se está convirtiendo en un instrumento de soberanía económica y seguridad energética.
Una oportunidad económica de dimensiones históricas
El caso de Stellantis Madrid anticipa un cambio profundo en la gestión energética industrial: ya no basta con producir electricidad renovable. Hay que almacenarla, gestionar la demanda y coordinar los consumos eléctricos y térmicos para convertir la energía en una ventaja competitiva.
1. Stellantis Madrid: mucho más que autoconsumo fotovoltaico
La transformación energética de la fábrica de Stellantis en Madrid, desarrollada junto a GreenYellow, constituye un ejemplo de cómo puede evolucionar la infraestructura energética industrial.
El proyecto combina tres tecnologías:
Generación fotovoltaica: aproximadamente 12,4 MWp según la información publicada el 20 de octubre de 2026.
Almacenamiento energético: un sistema BESS de 25 MWh.
Electrificación térmica: sustitución de calderas de gas por bombas de calor, con un ahorro energético comunicado de aproximadamente 2,9 GWh anuales.
La actuación térmica presenta un ahorro energético del 57 % según GreenYellow, que también comunica una reducción anual de 1.218 toneladas de CO₂.
Pero la importancia del proyecto va más allá de estas cifras.
Lo verdaderamente relevante es el planteamiento: la fábrica deja de tratar la generación, el almacenamiento y la demanda como elementos independientes para avanzar hacia una infraestructura energética integrada.
La energía deja de ser únicamente un coste operativo y comienza a convertirse en un recurso industrial gestionable.
El último Storage Index de Clean Horizon confirma que el almacenamiento energético está entrando en una nueva etapa. La oportunidad ya no consiste únicamente en comprar electricidad barata y venderla cara, sino en gestionar la flexibilidad de un sistema eléctrico cada vez más complejo.
20 de octubre de 2026 | Almacenamiento energético · Mercados eléctricos · SolaX Power
Europa comienza a poner precio a la flexibilidad
Durante años, el almacenamiento energético se ha presentado como el complemento indispensable de las energías renovables. Su función parecía sencilla: almacenar los excedentes solares o eólicos para utilizarlos cuando disminuye la generación.
Sin embargo, la evolución de los mercados eléctricos europeos está demostrando que el valor de una batería va mucho más allá de desplazar energía entre diferentes horas del día.
El último Storage Index publicado por Clean Horizon ofrece una perspectiva reveladora.
En septiembre de 2026, los ingresos brutos potenciales anualizados para un sistema BESS de dos horas alcanzaron:
Polonia: 730.000 €/MW/año.
Portugal: 722.000 €/MW/año.
España: 562.000 €/MW/año.
Calabria (Italia): 467.000 €/MW/año.
Rumanía: 306.000 €/MW/año.
Estos valores corresponden a simulaciones basadas en las condiciones de mercado de septiembre, anualizadas para facilitar comparaciones. No son ingresos efectivamente obtenidos durante un año ni rentabilidades garantizadas.
Aun con esta precaución, las diferencias entre mercados son extraordinarias.
¿Por qué un mismo sistema de almacenamiento puede presentar oportunidades económicas tan diferentes dependiendo del país o incluso de la región en la que se encuentre?
La respuesta está en la creciente importancia de la flexibilidad eléctrica.
España: un mercado que empieza a reconocer el valor del almacenamiento
La expansión de la inteligencia artificial está transformando el almacenamiento energético en una infraestructura estratégica. Para fabricantes como SolaX Power, este cambio abre oportunidades que van mucho más allá del autoconsumo y el respaldo eléctrico.
Su tesis merece atención: los grandes operadores de centros de datos están empezando a financiar flexibilidad eléctrica en las redes para acelerar sus proyectos sin tener que reducir necesariamente sus cargas de computación.
Shah señala una demanda potencial de aproximadamente 10 GW de almacenamiento en la región estadounidense de PJM hasta 2030. No se trata de capacidad ya contratada, sino de una señal de la magnitud que podría alcanzar este nuevo mercado.
Lo verdaderamente interesante no es solo la cifra. Es el cambio de modelo.
Hasta ahora, los centros de datos se consideraban principalmente grandes consumidores eléctricos que necesitaban nuevas conexiones, redes reforzadas y generación adicional.
Ahora empiezan a convertirse también en compradores de flexibilidad eléctrica.
SolaX Power dispone de soluciones BESS capaces de responder a una parte importante de los nuevos desafíos energéticos de los centros de datos. La oportunidad va mucho más allá del respaldo eléctrico: gestionar la potencia, integrar renovables y aportar flexibilidad a una infraestructura que necesita funcionar las 24 horas.
España quiere convertirse en uno de los grandes centros europeos de infraestructura digital e inteligencia artificial. Pero existe un problema que amenaza con condicionar ese crecimiento: la disponibilidad de energía eléctrica, la capacidad de las redes y las exigencias de sostenibilidad.
El Ministerio para la Transición Ecológica reconoce que ya se han concedido más de 12 GW de capacidad de acceso a centros de datos entre las redes de transporte y distribución.
Y ahora llega un nuevo elemento que puede cambiar las reglas del juego: el proyecto de Real Decreto sobre sostenibilidad energética, medioambiental y resiliencia de los centros de datos, actualmente pendiente de aprobación.
La cuestión ya no es únicamente cuánta electricidad necesita un centro de datos.
La cuestión es cómo garantizarla, cuándo consumirla y con qué capacidad real de adaptación al sistema eléctrico.
El FMI advierte del aumento de la deuda pública y reclama mayor inversión europea. La verdadera cuestión no es solo cuánto capital necesitamos movilizar, sino cómo convertirlo en productividad, industria y competitividad. Y en esa ecuación, las redes eléctricas y el almacenamiento energético tienen un papel fundamental.
Tres economías, tres problemas y una advertencia global
«China necesita gastar más, Estados Unidos ahorrar más y Europa invertir más».
Con esta frase, Kristalina Georgieva, directora gerente del Fondo Monetario Internacional (FMI), resumía el pasado 14 de octubre uno de los principales desequilibrios de la economía mundial.
China necesita estimular su consumo interno para reducir su dependencia de las exportaciones. Estados Unidos debe corregir sus déficits y contener el endeudamiento. Europa, por su parte, necesita transformar su capacidad de ahorro en inversión productiva.
Pero las declaraciones llegan acompañadas de una advertencia preocupante.
Según el FMI, la deuda pública mundial podría superar el 100 % del PIB antes de 2030. Además, el coste medio efectivo de financiación de los gobiernos podría aumentar del 2,3 % registrado en 2021 al 3,7 % en 2031.
La paradoja es evidente: necesitamos invertir más precisamente cuando financiar nuevas inversiones resulta más caro.
Y Europa afronta esta situación con un problema adicional: buena parte de su industria sigue soportando unos costes energéticos superiores a los de sus principales competidores internacionales.
1. Europa no carece de capital. Necesita movilizarlo mejor
El almacenamiento energético vive una expansión sin precedentes. Sin embargo, un nuevo informe de Ember revela una paradoja: mientras la tecnología y el mercado aceleran, los objetivos políticos siguen quedándose atrás. La cuestión ya no es únicamente cuántas baterías necesitamos, sino cómo convertirlas en una verdadera ventaja competitiva.
Una brecha de 678 GW que cuenta mucho más de lo que parece
El último informe de Ember, publicado el 15 de octubre de 2026, pone cifras a una contradicción cada vez más evidente en la transición energética.
Los objetivos nacionales de almacenamiento para 2030 suman actualmente 822 GW, frente a los 1.500 GW comprometidos internacionalmente en la COP29. Es decir, los planes gubernamentales se sitúan un 45% por debajo de la ambición mundial.
Pero hay un detalle especialmente revelador.
Durante 2025 se instalaron 118 GW de almacenamiento, de los cuales 108 GW correspondieron a baterías. La capacidad mundial acumulada alcanzó los 430 GW.
Si mantuviéramos simplemente ese ritmo anual hasta 2030, superaríamos los 1.000 GW de almacenamiento, bastante por encima de los objetivos nacionales actuales.
El problema, por tanto, no es que el mercado esté creciendo demasiado despacio para cumplir los planes existentes. Es que los planes están creciendo más despacio que el propio mercado.
La factura energética europea vuelve a dispararse. Ursula von der Leyen reconoce un sobrecoste de 100.000 millones de euros en combustibles fósiles importados desde febrero. El problema no es solamente cuánto cuesta la energía, sino quién controla su precio y por qué Europa continúa pagando por una dependencia que compromete su competitividad.
100.000 millones de euros. Ni una molécula adicional.
Hay cifras que explican mejor la situación energética europea que cualquier discurso político.
El pasado 6 de octubre, ante el Parlamento Europeo, Ursula von der Leyen reconoció que, desde finales de febrero, el encarecimiento de los combustibles fósiles importados había supuesto 100.000 millones de euros adicionales para Europa, sin recibir una sola molécula más de energía.
En ese mismo periodo, según la presidenta de la Comisión Europea, el gas se había encarecido un 140% y el diésel había duplicado su precio.
Pensemos en lo que significa.
Europa ha tenido que dedicar una cantidad extraordinaria de recursos a adquirir esencialmente la misma energía. No ha ganado capacidad industrial, ni autonomía energética, ni una infraestructura adicional que la proteja de la próxima crisis.
Simplemente ha pagado más.
Y lo preocupante es que buena parte de esa factura depende de acontecimientos sobre los que Europa tiene escasa capacidad de influencia.
Hemos cambiado de proveedor, pero no hemos eliminado la dependencia
Wood Mackenzie confirma que los BESS de cuatro horas ya son más competitivos que las turbinas de gas de punta en los 43 mercados analizados. Pero la verdadera revolución podría estar en cómo diseñamos y alimentamos los centros de datos del futuro.
Durante años, las turbinas de gas han sido una de las soluciones tradicionales para cubrir los picos de demanda eléctrica. Cuando el sistema necesitaba potencia adicional, bastaba con arrancar una instalación capaz de generar electricidad mientras hubiera combustible disponible.
Ese modelo empieza a encontrarse con una alternativa económicamente muy competitiva: las baterías.
El pasado 8 de octubre, Wood Mackenzie publicó una conclusión significativa: los sistemas de almacenamiento energético BESS de cuatro horas presentan ya un coste nivelado de electricidad (LCOE) inferior al de las turbinas de gas de ciclo abierto en los 43 mercados donde se compararon ambas tecnologías.
No estamos hablando de una proyección para 2040. Es una evaluación correspondiente a 2026.
Europa necesita nuevas infraestructuras eléctricas, pero también redes más inteligentes, almacenamiento energético y un marco regulatorio que premie la eficiencia. Un nuevo informe de la Agencia Internacional de la Energía cuestiona la forma en que planificamos y aprovechamos la capacidad eléctrica.
Europa se enfrenta a una paradoja energética
Europa está invirtiendo miles de millones en energías renovables, electrificación industrial, movilidad eléctrica y centros de datos. Sin embargo, una parte creciente de estas inversiones se encuentra con un obstáculo: la capacidad de acceso a las redes eléctricas.
El problema no es únicamente la falta de infraestructuras. También es la manera en que utilizamos las existentes.
El informe Modernising Grids in the Age of Electricity, publicado el 21 de septiembre de 2026 por la Agencia Internacional de la Energía (AIE), introduce una conclusión especialmente importante: la modernización digital puede liberar capacidad eléctrica significativa sin necesidad de esperar siempre a nuevas líneas o subestaciones.
El almacenamiento energético se ha convertido en una pieza fundamental de la transición eléctrica española. Sin embargo, el verdadero desafío ya no consiste únicamente en instalar baterías, sino en transformar la flexibilidad en ingresos sostenibles y financiables.
España está entrando en una nueva etapa de su transición energética.
Durante años, el gran objetivo fue instalar más capacidad renovable y reducir el coste de generación. Hoy, el crecimiento fotovoltaico está revelando una realidad cada vez más evidente: producir electricidad barata no garantiza que esa electricidad tenga valor cuando llega al mercado.
El reciente informe Asesor de Mercado 2026 YTD, publicado por Agere Infrastructure Partners con datos hasta septiembre de 2026, ofrece cifras especialmente reveladoras.
Y plantea una cuestión que debería preocupar tanto a los promotores renovables como a los inversores, fabricantes y responsables de política energética:
¿Estamos desarrollando almacenamiento al ritmo que necesita el sistema o estamos construyendo una nueva carrera especulativa alrededor de las baterías?
1. La gran paradoja española: 322 MW operativos frente a 48 GW de solicitudes
España está entrando en una nueva fase de su transición energética. Ya no basta con instalar más renovables: ahora necesitamos redes capaces de conectar nuevos consumidores y sistemas de almacenamiento que permitan gestionar la electricidad donde y cuando se necesita.
La nueva propuesta de planificación de la red de transporte eléctrico para Aragón, con horizonte 2030, representa un buen ejemplo de este cambio.
Según la información publicada por Energías Renovables el 15 de octubre, el Ministerio para la Transición Ecológica contempla:
⚡ 8 GW de capacidad para atender nueva demanda eléctrica, la mayor cifra entre las comunidades autónomas.
🌬️ 5,8 GW de capacidad de acceso para generación renovable, principalmente eólica.
🔋 1,4 GW de capacidad de acceso para almacenamiento, incluyendo centrales hidroeléctricas de bombeo reversible.
🔌 957 kilómetros de nuevas líneas eléctricas y otros 1.189 kilómetros de repotenciación.
🏗️ 10 nuevos parques de subestaciones.
Los centros de datos concentran la mayor parte de las nuevas necesidades de potencia, junto con la industria, el hidrógeno y la electrificación del transporte.
Pero detrás de estas cifras aparece una cuestión mucho más importante.
Una red más grande no garantiza por sí sola un sistema más flexible
Red Eléctrica interviene en los planes de mantenimiento de más de un centenar de instalaciones después de que la indisponibilidad de los ciclos combinados alcanzara niveles inusuales. La situación revela una contradicción de nuestra transición energética: avanzamos en generación renovable, pero seguimos dependiendo del gas para garantizar la seguridad del suministro.
España dispone de una enorme capacidad de generación renovable. En determinadas horas, la producción solar y eólica permite obtener electricidad a precios extraordinariamente competitivos.
Sin embargo, mientras seguimos instalando megavatios renovables, Red Eléctrica se ve obligada a intervenir para asegurar la disponibilidad de centrales convencionales.
¿Cómo es posible que un país que aspira a liderar la transición energética no pueda prescindir de una parte significativa de sus centrales de gas?
La respuesta es incómoda: porque generar electricidad renovable no equivale necesariamente a disponer de potencia firme, flexibilidad y estabilidad cuando el sistema las necesita.
El almacenamiento energético ha dejado de ser una tecnología complementaria de las renovables para convertirse en uno de los protagonistas del funcionamiento del mercado eléctrico. Y Australia acaba de aportar una de las pruebas más contundentes.
Durante años, el debate energético se ha centrado en cuántos gigavatios de energía solar y eólica debíamos instalar para acelerar la transición energética.
Pero la pregunta empieza a cambiar.
Ya no se trata únicamente de cuánta electricidad renovable somos capaces de producir, sino de cuánto valor podemos obtener de ella y cuándo podemos utilizarla.
El pasado 13 de octubre, Daniel Westerman, CEO del Australian Energy Market Operator (AEMO), presentó unos datos que deberían llamar la atención de reguladores, operadores eléctricos e inversores de toda Europa.
En el tercer trimestre de 2026, las grandes baterías determinaron el precio mayorista de la electricidad durante casi la mitad de los intervalos del mercado australiano, frente al 18% registrado un año antes.
No estamos hablando de proyecciones para 2030.
Estamos hablando de lo que ya está sucediendo.
1. Cuando las baterías empiezan a determinar los precios
