España tiene sol. Tiene viento. Tiene territorio. Y cada año tiene más capacidad renovable.
Entonces, ¿cuál es el problema?
Que producir electricidad barata no significa disponer de electricidad barata cuando la necesitamos.
El artículo publicado por elDiario.es sobre el nuevo ensayo España contra el desierto, de Emilio Santiago y Héctor Tejero, plantea una tesis estimulante: el desplome del coste de la solar, la eólica y las baterías puede abrir para España una etapa de abundancia energética capaz de impulsar la electrificación y reducir nuestra dependencia de los combustibles fósiles.
McKinsey cambia la pregunta: ya no basta con instalar más renovables. Hay que construir un sistema capaz de utilizarlas.
Durante años hemos medido el avance de la transición energética casi siempre de la misma forma:
Más GW solares.
Más GW eólicos.
Más inversión renovable.
Pero quizá estamos mirando el indicador equivocado.
McKinsey acaba de plantear una cuestión mucho más incómoda: ¿cuánto valor aporta realmente al sistema cada euro invertido?
Y la respuesta cambia radicalmente el papel del almacenamiento.
Mucha generación. No necesariamente mucho sistema.
En 2025 se invirtieron aproximadamente 3,3 billones de dólares en el sistema energético mundial.
Sin embargo, redes y almacenamiento recibieron conjuntamente unos 479.000 millones de dólares.
McKinsey identifica precisamente ahí uno de los grandes desequilibrios: la generación está creciendo rápidamente mientras que las infraestructuras necesarias para conectarla, equilibrarla y asegurarla —redes, transmisión, almacenamiento, capacidad gestionable y flexibilidad— siguen insuficientemente financiadas y desarrolladas.
Ese matiz lo cambia todo.
Podemos instalar miles de MW renovables y seguir teniendo un sistema con problemas de congestión, vertidos, precios negativos o falta de capacidad cuando realmente necesitamos la electricidad.
Potencia instalada no es lo mismo que energía disponible.
Hasta hace unas semanas, el debate sobre los centros de datos en España parecía principalmente técnico.
Red eléctrica.
Consumo energético.
Renovables.
Agua.
Ahora ha entrado un actor nuevo: el capital.
La propuesta española para exigir que los grandes data centers respalden hora a hora al menos el 80% de su consumo con nueva generación renovable ya ha llegado a las conversaciones de los grandes inversores internacionales.
Según Cinco Días, la regulación española fue uno de los asuntos analizados esta semana en Londres durante una reunión organizada por Goldman Sachs con decenas de inversores y actores del sector inmobiliario.
Y eso cambia la dimensión del problema.
Ya no se discute únicamente si técnicamente puede hacerse
La pregunta empieza a ser: ¿sigue siendo financiable el proyecto?
Durante años, la gran pregunta alrededor del almacenamiento en España ha sido cuándo pasaríamos de los anuncios y las solicitudes de conexión a los proyectos realmente financiables.
Esta operación aporta una señal interesante.
Alter Enersun ha cerrado una financiación de más de 60 millones de euros con CaixaBank, BBVA y Banco Santander destinada a cinco activos fotovoltaicos de Extremadura que incorporarán almacenamiento mediante baterías.
Las instalaciones suman:
☀️ 90 MWp de fotovoltaica
🔋 135 MWh de almacenamiento
📍 Cinco proyectos en Extremadura
Los activos están situados en Alconchel, Cáceres, San Serván, Jerez de los Caballeros y Barcarrota.
Pero probablemente esos no sean los números más importantes de la noticia.
Europa podría instalar 57 GWh de almacenamiento en baterías en 2026. Un 78% más que en 2025. Pero quizá el dato más importante no sea el volumen: es dónde se está produciendo el crecimiento. Y España está entre los mercados protagonistas.
El almacenamiento europeo está cambiando de escala.
Según EUPD Research, las nuevas instalaciones de baterías en Europa pasarían de 32 GWh en 2025 a 57 GWh en 2026, un crecimiento interanual del 78%.
Alemania, Bulgaria, Italia, Reino Unido y España lideran esta expansión. Pero no todos están creciendo de la misma manera.
Y ahí aparece una señal particularmente interesante para España.
España: el crecimiento viene del front-of-the-meter
Durante años hemos hablado de cómo integrar más renovables en el sistema eléctrico. España empieza a enfrentarse al problema contrario: qué hacer con una generación renovable creciente cuando la demanda no aumenta al mismo ritmo.
Precios muy bajos o negativos, vertidos, canibalización de la fotovoltaica y reducción de los precios capturados por los productores son síntomas de una transición energética que está entrando en una nueva fase.
Ya no basta con instalar más solar y eólica.
Ahora necesitamos redes, almacenamiento y nueva demanda eléctrica capaz de consumir esa energía.
Y aquí los centros de datos pueden pasar de ser vistos como parte del problema a convertirse en parte de la solución.
100 MW de data center son también 788 GWh de demanda
El borrador indio que exige BESS en nuevos proyectos solares y eólicos anticipa una cuestión que Europa —y especialmente España— tendrá que resolver: cuánto almacenamiento necesita realmente cada nuevo MW renovable.
India acaba de poner encima de la mesa una medida difícil de ignorar.
A partir del 1 de julio de 2027, el borrador regulatorio de la Central Electricity Authority propone que los nuevos proyectos públicos de solar y eólica terrestre incorporen almacenamiento en baterías equivalente, como mínimo, al 10% de su potencia durante dos horas.
En 2029, la duración mínima subiría a cuatro horas.
Y hay un segundo elemento posiblemente aún más relevante: los nuevos proyectos deberán incorporar capacidades grid-forming. (Reuters)
No estamos hablando simplemente de instalar más baterías.
Estamos hablando de un cambio en la definición misma de lo que constituye una nueva planta renovable.
APPA pone números al nuevo marco español para centros de datos: cumplir el 80% renovable hora a hora podría exigir un enorme sobredimensionamiento de generación y almacenamiento. El debate ya no es si los data centers deben ser sostenibles, sino cómo conseguirlo sin hacerlos inviables.
España quiere atraer centros de datos, inteligencia artificial e inversión digital. También quiere que esa nueva demanda eléctrica sea compatible con la transición energética.
El problema aparece cuando se introduce una palabra:
hora.
El proyecto de Real Decreto del Gobierno plantea que los nuevos centros de datos cubran al menos el 80% de su consumo eléctrico con nueva generación renovable en cada hora de funcionamiento. Además, esa generación deberá cumplir requisitos de adicionalidad.
Sobre el papel parece razonable.
Cuando se modeliza un data center funcionando 24/7 frente a una generación solar y eólica variable, la fotografía cambia radicalmente.
La IEA deja una señal bastante clara: la próxima frontera del data center no será solo consumir más electricidad, sino aprender a gestionarla.
Durante años hemos hablado de los centros de datos como una nueva gran carga eléctrica.
La conversación sigue siendo válida, pero empieza a quedarse corta.
El Global Energy Review 2026 de la IEA muestra que en 2025 el consumo eléctrico de los data centers creció alrededor de un 17%, unos 70 TWh adicionales en un solo año. En Estados Unidos fueron responsables de aproximadamente la mitad de todo el crecimiento de la demanda eléctrica.
Hasta aquí, la historia conocida:
AI → more compute → more electricity.
Pero el mismo informe contiene otro dato que cambia bastante la perspectiva.
España prepara 10.200 millones de euros adicionales para reforzar sus redes de distribución. Pero, casi al mismo tiempo, ha introducido algo potencialmente mucho más disruptivo para el almacenamiento: la posibilidad de utilizar la red de forma flexible.
Durante años hemos planteado el problema del almacenamiento en España de una manera bastante sencilla:
Necesitamos más BESS, pero no hay capacidad suficiente en la red para conectarlos.
Quizá tengamos que empezar a darle la vuelta a la frase.
Porque la congestión que dificulta conectar un BESS puede convertirse precisamente en una de las razones por las que tenga sentido conectarlo.
10.200 millones de euros de más red
El Real Decreto 640/2026 habilita un incremento extraordinario de 10.200 millones de euros en los límites de inversión de las redes de distribución entre 2027 y 2030:
2027: +1.020 M€
2028: +2.550 M€
2029: +3.060 M€
2030: +3.570 M€
Parte de estas inversiones podrá dirigirse a redes inteligentes, control, observabilidad e inversiones anticipatorias en zonas donde la falta de red esté bloqueando nueva demanda.
Es una buena noticia.
Pero construir subestaciones, líneas y posiciones lleva tiempo.
McKinsey identifica un cambio profundo en el modelo energético europeo: electrificación, renovables, IA y restricciones de red están desplazando el valor desde la simple propiedad de generación hacia el control de los flujos energéticos. Para el almacenamiento, la consecuencia puede ser enorme. El BESS deja de ser únicamente un activo que almacena MWh y empieza a convertirse en uno de los instrumentos más valiosos para decidir cuándo, dónde y cómo circula la electricidad.
Durante más de un siglo, el tamaño de una compañía eléctrica podía medirse de una forma relativamente sencilla.
¿Cuántas centrales tienes?
¿Cuántos GW produces?
¿Cuántos kilómetros de red controlas?
¿Cuántos clientes suministras?
Más activos = más valor.
Pero el sistema eléctrico europeo está cambiando tan rápidamente que esa ecuación empieza a quedarse corta.
McKinsey acaba de publicar un informe sobre el futuro de las utilities europeas con una conclusión especialmente interesante:
el liderazgo futuro dependerá menos de la cantidad de activos físicos que una compañía posea y más de su capacidad para controlar recursos cada vez más escasos.
Entre ellos:
acceso a red, capacidad firme, interfaz digital y flexibilidad.
Y probablemente esa última palabra sea una de las claves del próximo ciclo energético europeo.
Octave.energy levanta 10 M€ para expandir por Europa un modelo que combina BESS + EMS para autoconsumo, peak shaving, recarga de vehículos eléctricos, mercados de flexibilidad y —aquí está lo realmente interesante— acceso a potencia adicional en zonas con la red congestionada. Sus primeros proyectos ya están operativos en España.
Durante años hemos explicado el business case de una batería industrial de una manera bastante sencilla.
Tienes fotovoltaica.
Produces energía durante el día.
No puedes consumirla toda.
La almacenas.
Y la utilizas después.
PV → BESS → AUTOCONSUMO
Tiene sentido.
Pero probablemente sea solo el principio del mercado C&I.
Porque en muchas zonas de Europa está apareciendo un problema bastante más importante que el precio de la electricidad:
no hay suficiente capacidad de red disponible cuando la empresa la necesita.
Europa puede instalar toda la solar y eólica que quiera. Pero si no sustituye también las funciones que hoy presta el gas, seguirá dependiendo de él.
Y ahí entra el almacenamiento.
Más de 180 organizaciones europeas —incluyendo grandes asociaciones eléctricas, renovables y de redes— han pedido a Ursula von der Leyen que impulse una estrategia independiente y de largo plazo para acabar con la dependencia europea de los combustibles fósiles.
No están hablando únicamente de descarbonización.
Están hablando de competitividad, seguridad energética y autonomía estratégica.
€50.000 millones: la factura de seguir dependiendo de los fósiles
El nuevo mercado alemán de Momentanreserve permite a los BESS con inversores grid-forming monetizar inercia sintética mediante contratos de entre 2 y 10 años. Aurora estima que este nuevo ingreso podría añadir entre 1 y 2 puntos porcentuales a la IRR de determinados proyectos. La verdadera noticia, sin embargo, es otra: funciones que antes proporcionaban gratuitamente las grandes centrales eléctricas empiezan a convertirse en productos que el sistema necesita comprar.
Durante décadas nadie necesitó crear un mercado para la inercia.
Estaba incluida en el sistema eléctrico.
Las enormes masas giratorias de turbinas y generadores de las centrales térmicas proporcionaban de manera natural una primera defensa frente a perturbaciones de frecuencia.
Pero la transición energética está cambiando también esa física.
Cuando una central convencional desaparece, no desaparecen únicamente sus MW de generación.
También desaparecen algunas de las propiedades eléctricas que ayudaban a mantener estable la red.
Cerdeña transformará una antigua mina de carbón en un hub tecnológico que combina inteligencia artificial, renovables y almacenamiento híbrido. El Gobierno italiano lo ha declarado proyecto de interés estratégico nacional. Pero la verdadera noticia puede estar en la arquitectura: el almacenamiento empieza a formar parte del diseño de la infraestructura digital.
Durante años hemos diseñado los data centers siguiendo una lógica relativamente sencilla.
Primero se decidía dónde construir la capacidad de computación.
Después se solicitaba la potencia necesaria a la red.
Y finalmente se añadían sistemas UPS y generación de emergencia para garantizar la continuidad del suministro.
La explosión de la inteligencia artificial está empezando a romper ese modelo.
Italia acaba de ofrecer un ejemplo especialmente interesante.
El proyecto Digital Vault Sulcis, promovido en Cerdeña alrededor de la antigua mina de carbón de Nuraxi Figus, ha recibido del Gobierno italiano la consideración de proyecto de preeminente interés estratégico nacional.
No estamos hablando únicamente de construir un nuevo data center.
ENTSO-E reclama a Bruselas más redundancia, capacidad de reserva y restauración coordinada para proteger las redes críticas europeas. No habla específicamente de baterías. Pero el sistema eléctrico que está describiendo necesita exactamente muchas de las capacidades que un BESS grid-forming puede aportar.
Europa está empezando a cambiar la pregunta.
Durante años, gran parte del debate sobre redes eléctricas se ha centrado en cuántos kilómetros de red construir, cuánto reforzar las interconexiones y cómo integrar más renovables.
Ahora aparece otra cuestión:
¿Qué ocurre cuando una infraestructura crítica deja de estar disponible?
Las baterías de cuatro horas alcanzaron en julio unos ingresos anualizados de 650.000 €/MW, mientras que los sistemas de dos horas llegaron a 477.000 €/MW. Pero la noticia realmente importante no es la cifra: es de dónde están empezando a venir esos ingresos.
Durante años, buena parte del debate sobre almacenamiento en España se ha concentrado en una pregunta:
La CNMC acaba de completar un cambio silencioso pero importante en el mercado eléctrico español: el mercado intradiario continuo pasará de 24 a 96 rondas de programación.
En otras palabras, los agentes podrán actualizar sus posiciones cada 15 minutos, en lugar de hacerlo únicamente con frecuencia horaria, y acercar esas correcciones hasta aproximadamente una hora antes de la entrega física de la energía.
Para las energías renovables, significa ajustar mejor la producción prevista a la radiación solar o al viento realmente disponibles.
Para el almacenamiento, significa algo más profundo:
el BESS dispone de cuatro veces más momentos para decidir si compra, vende, espera o reserva capacidad.
Un BESS de 200 MW / 800 MWh consigue el financial close pese a aceptar restricciones de acceso a la red. La clave no está en eliminar la incertidumbre física, sino en convertirla en un riesgo contractual que los bancos puedan entender.
Durante años hemos planteado el acceso a red casi en términos binarios.
Hay capacidad.
O no hay capacidad.
Y si no existe capacidad firme, el proyecto queda bloqueado.
Países Bajos acaba de presentar una tercera posibilidad bastante más interesante.
Conectarse igualmente, aceptar ciertas restricciones operativas y construir alrededor de ellas un modelo económico financiable.
Eso es exactamente lo que está ocurriendo con Sirius.
Return desarrollará en Winschoten, Groningen, un BESS de:
200 MW / 800 MWh.
Cuatro horas de almacenamiento.
Una inversión aproximada de 180 millones de euros.
Entrada prevista en operación comercial en el cuarto trimestre de 2027.
Hasta aquí podría ser simplemente otro gran proyecto europeo de baterías.
NERC acaba de poner sobre la mesa un problema que puede cambiar el diseño eléctrico de los grandes campus de IA: no basta con garantizar que tengan energía. También habrá que controlar cómo toman —y dejan de tomar— cientos de megavatios de la red.
Durante los últimos dos años hemos discutido obsesivamente cuánto van a consumir los data centers.
10 MW. 100 MW. 500 MW. Campus de 1 GW.
Pero quizá estamos mirando el problema equivocado.
El verdadero desafío puede no ser solamente conseguir suficiente energía para alimentar un data center, sino impedir que su comportamiento eléctrico termine convirtiéndose en un problema para la propia red.
Y ahí aparece un nuevo caso de uso para el almacenamiento.
El BESS como shock absorber entre el data center y la red.
DNV propone replantear cómo protegemos el sistema energético. Y esa nueva forma de medir el riesgo puede cambiar también la forma de valorar un BESS.
Durante años hemos explicado el almacenamiento energético con una lógica relativamente sencilla:
cargar barato, descargar caro.
Después llegaron los servicios de ajuste, el capacity market, el peak shaving, los vertidos renovables y las restricciones de red.
Pero empieza a aparecer una nueva capa de valor que probablemente termine siendo igual de importante:
la resiliencia.
DNV acaba de publicar From concern to control: Rethinking energy resilience for the new threat era, un documento que plantea algo bastante más profundo que proteger individualmente centrales, redes o subestaciones.
El problema, según DNV, es que el sistema energético se ha vuelto extraordinariamente interdependiente.
Electrificación, renovables, digitalización, telecomunicaciones, cadenas de suministro y nuevas cargas eléctricas están cada vez más conectadas. Eso aumenta la eficiencia, pero también provoca que un problema localizado pueda propagarse rápidamente hacia otros sectores.
Y los datos muestran que queda bastante trabajo por hacer.
Solo el 49% de los responsables energéticos consultados por DNV afirma disponer de una estrategia de resiliencia claramente definida y actualizada regularmente. Apenas el 45% considera suficientemente diversificada su cadena de suministro para resistir grandes disrupciones.
El apagón termina donde empieza la resiliencia
El apagón de España y Portugal de abril de 2025 mostró perfectamente el problema.
No fue únicamente una interrupción del suministro eléctrico.
El impacto alcanzó transporte, telecomunicaciones, hospitales y otras infraestructuras críticas. DNV utiliza precisamente este tipo de acontecimientos para defender que la resiliencia debe analizarse desde una perspectiva sistémica y no activo por activo.
Esta distinción es fundamental.
Fiabilidad significa que el sistema funciona correctamente la mayor parte del tiempo.
Resiliencia significa que, cuando algo grave ocurre, el sistema puede resistirlo, mantener las funciones críticas y recuperarse.
Y eso cambia completamente la conversación sobre almacenamiento energético.
Una batería puede tener dos balances
Hasta ahora, al analizar un BESS normalmente construimos un Excel con:
Pero existe otro balance económico que muchas veces permanece fuera del modelo:
¿cuánto cuesta que mi instalación deje de funcionar?
Para una industria crítica, una infraestructura de telecomunicaciones o un data center, la respuesta puede ser mucho mayor que el ingreso anual obtenido haciendo arbitraje.
Ahí aparece un segundo business case.
Un BESS puede no solamente comprar y vender electricidad.
Puede formar parte de una arquitectura preparada para:
mantener cargas críticas, proporcionar capacidad instantánea, facilitar operación en isla, coordinarse con generación local y ayudar a recuperar la instalación después de una perturbación.
Ese salto conceptual es enorme.
El almacenamiento pasa de ser un activo puramente energético a convertirse también en infraestructura de continuidad operativa.
Del €/MWh al €/hora de indisponibilidad
Y esto introduce una métrica completamente diferente.
Hasta ahora preguntábamos:
¿qué spread diario necesita el BESS para ser rentable?
La nueva pregunta puede ser:
¿cuánto vale evitar una hora de indisponibilidad?
Imaginemos una instalación industrial cuya parada tenga un coste muy elevado.
Un BESS que durante prácticamente todo el año participa en mercados eléctricos puede mantener reservada parte de su capacidad para responder ante contingencias.
Entonces aparecen dos valores simultáneos:
valor de mercado + valor de resiliencia.
Y dependiendo del consumidor, el segundo puede superar ampliamente al primero.
Aquí grid-forming empieza a importar mucho más
Esta evolución también puede modificar qué características buscamos en un BESS.
Si únicamente queremos arbitraje, el criterio dominante es económico:
€/kWh, eficiencia, ciclos, disponibilidad y coste financiero.
Cuando introducimos resiliencia aparecen otras preguntas:
¿Puede mantener una red local estable?
¿Puede funcionar cuando desaparece la referencia de la red?
¿Puede sostener cargas críticas?
¿Puede coordinarse con generación distribuida?
¿Puede participar en una estrategia de recuperación?
Es aquí donde conceptos como grid-forming, islanding, black start y resynchronisation empiezan a tener un valor económico mucho más tangible.
No porque DNV los presente como la solución —no lo hace— sino porque su marco obliga a pensar precisamente en dependencias críticas, alternativas operativas y procedimientos de reinicio y recuperación.
Pero cuidado: BESS no significa resiliencia
Sería igualmente equivocado concluir que instalar una batería convierte automáticamente una instalación en resiliente.
No lo hace.
La resiliencia también necesita redes robustas, protecciones adecuadas, redundancia, comunicaciones, ciberseguridad, generación de respaldo, mantenimiento y procedimientos operativos ensayados.
Precisamente esa es una de las ideas centrales de DNV:
hay que diseñar el sistema completo.
Su framework propone un ciclo continuo de cuatro etapas:
Pero puede convertirse en una pieza extraordinariamente valiosa.
La oportunidad para el BESS
Durante la primera fase del mercado vendimos almacenamiento como una forma de ahorrar energía.
Después empezamos a venderlo como una forma de ganar dinero en los mercados eléctricos.
La siguiente etapa puede ser venderlo también como una forma de reducir riesgo empresarial.
Y esa conversación interesa especialmente a industria, data centers, telecomunicaciones, hospitales, infraestructuras críticas y cualquier consumidor para el que quedarse sin electricidad no sea simplemente una molestia.
Para fabricantes e integradores como SolaX Power, esto abre una conversación comercial mucho más amplia que el simple precio de la batería.
El cliente ya no pregunta únicamente:
“¿Cuál es el payback?”
Empieza a preguntar:
“¿Qué ocurre con mi negocio cuando falla la red?”
Y probablemente ahí esté uno de los próximos grandes mercados del almacenamiento energético.
Porque después del arbitraje, los servicios de red y el capacity market, el siguiente producto que puede vender el BESS no es electricidad.
El último índice de Enervis estima que un BESS de referencia de 1 MW / 2 MWh habría capturado algo más de 155.000 €/MW en los últimos doce meses combinando mercados spot y servicios de ajuste. La clave no son solo los precios negativos: es la volatilidad.
Durante meses hemos hablado de precios negativos, exceso de solar, curtailment y rampas de precio cada vez más pronunciadas.
Pero al final hay una pregunta mucho más importante:
¿cuánto dinero puede capturar realmente una batería?
Alemania empieza a ofrecer una respuesta interesante.
El último BESS Index de Enervis estima que un sistema standalone de referencia de 1 MW / 2 MWh habría generado unos ingresos medios ligeramente superiores a 12.900 €/MW al mes durante los últimos doce meses.
Eso equivale a aproximadamente:
155.000 €/MW al año.
No estamos hablando de EBITDA ni de rentabilidad neta del proyecto. Son ingresos modelizados disponibles en los mercados considerados antes de CAPEX, OPEX, degradación, financiación, impuestos y otros costes.
Pero precisamente por eso el dato es interesante.
Empieza a poner una cifra comparable al valor que la flexibilidad puede capturar en un mercado eléctrico europeo real.
Estados Unidos empieza a utilizar baterías distribuidas para resolver problemas locales de fiabilidad y congestión. España acaba de abrir la puerta al acceso flexible. La combinación puede cambiar por completo la propuesta de valor del almacenamiento.
Durante años hemos explicado el almacenamiento con una lógica sencilla: cargar cuando la electricidad es barata y descargar cuando es cara.
Pero esa puede acabar siendo sólo una parte del negocio.
Una batería situada en el lugar adecuado puede ofrecer algo mucho más valioso que unos cuantos euros de arbitraje:
capacidad eléctrica allí donde la red ya no puede proporcionarla.
Y eso es precisamente lo que empieza a verse en Estados Unidos.
Energy-Storage.news analiza varios proyectos de BESS distribuido que están surgiendo mientras aumentan las preocupaciones sobre la fiabilidad de la red estadounidense. El propio Departamento de Energía de EE. UU. ha advertido de que, si continúan las actuales previsiones de crecimiento de demanda, cierres de generación y nuevas incorporaciones, gran parte del país podría afrontar riesgos de fiabilidad significativos durante los próximos años. El rápido crecimiento de los centros de datos vinculados a IA y de la fabricación avanzada aparece entre las causas.
CIP cierra 1.700 millones AUD de financiación para un proyecto eólico con BESS grid-forming. El almacenamiento empieza a cambiar de función: de mover energía a sostener el sistema eléctrico.
Durante años hemos explicado las baterías con una idea muy sencilla: guardar electricidad cuando sobra y devolverla cuando hace falta.
Ese argumento sigue siendo válido.
Pero empieza a quedarse corto.
Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) acaba de adquirir Gawara Baya, un proyecto híbrido en Queensland, Australia, formado por 408 MW de eólica y 104 MW de almacenamiento BESS con capacidad grid-forming.
Y hay un detalle mucho más importante que el tamaño de la batería.
El proyecto ya tiene decisión final de inversión y cierre financiero, respaldado por una financiación de 1.700 millones de dólares australianos aportada por diez bancos. La construcción comienza ahora y la entrada en operación completa está prevista para 2030.
Europa está terminando agosto con una señal energética que conviene mirar con atención.
Los almacenamientos de gas de la Unión Europea se encuentran en torno al 63% de llenado, claramente por debajo de los niveles habituales para esta época del año. Alemania está poco por encima del 50% y Países Bajos en torno al 44–45%. España, en cambio, se encontraba alrededor del 73% en los últimos datos disponibles de Gas Infrastructure Europe. (The Guardian)
El contraste con años recientes es notable. En agosto de 2024, la UE había alcanzado ya el 90% de llenado antes incluso de terminar el mes. Ahora llega al final del verano con aproximadamente treinta puntos porcentuales menos. (Energy)
Eso no significa que Europa vaya a quedarse sin gas este invierno.
Pero sí significa algo económicamente importante:
el margen de seguridad es menor y el sistema energético europeo vuelve a estar más expuesto al precio internacional del gas y del LNG.
Y ahí aparece una conexión con el almacenamiento eléctrico BESS que merece analizarse con cuidado.
No porque una batería pueda sustituir las reservas estacionales de gas. No puede.
Sino porque cada MWh renovable que conseguimos desplazar hacia las horas en las que normalmente necesitamos generación a gas reduce parcialmente nuestra exposición a ese combustible.
España quiere convertirse en uno de los grandes hubs europeos de data centers.
Pero al mismo tiempo aparece una contradicción cada vez más evidente:
hay energía renovable, pero la capacidad de red disponible empieza a convertirse en el verdadero recurso escaso.
El nuevo proyecto de Real Decreto sobre centros de datos intenta responder a ese problema imponiendo algunos de los requisitos energéticos más exigentes planteados hasta ahora en Europa.
La intención es comprensible.
Pero quizá exista una forma más eficiente de conseguir el mismo objetivo.
No preguntando únicamente:
Sino también:
¿cuánta potencia necesita realmente de la red cuando el sistema está tensionado?
El nuevo proyecto de Real Decreto no obliga a instalar baterías. Pero puede estar creando algo mucho más eficaz: una regulación que haga que instalarlas tenga cada vez más sentido económico.
España tiene dos problemas que hasta ahora se han tratado casi por separado.
Por un lado, cada vez tenemos más generación renovable y aparecen horas en las que resulta difícil aprovechar toda la electricidad disponible.
Por otro, llegan nuevos grandes consumidores —especialmente centros de datos— que necesitan decenas o incluso cientos de megavatios de capacidad de red.
El Gobierno parece querer conectar ambos problemas.
Y si lo hace correctamente, el almacenamiento puede convertirse en la pieza que los una.
Un centro de datos ya no podrá comportarse simplemente como una carga plana
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.
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.
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.
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.
