Mientras Bruselas debate cómo reducir su dependencia tecnológica de China, España está siguiendo una estrategia diferente: atraer esa tecnología, ese capital y esa capacidad industrial para fabricar dentro de Europa. Y las baterías están en el centro de la partida.
La BBC acaba de poner el foco sobre una relación que empieza a llamar poderosamente la atención en Europa: el acercamiento económico entre España y China.
Su lectura es fundamentalmente geopolítica. España estaría estrechando sus relaciones con Pekín precisamente cuando Francia, Alemania y buena parte de las instituciones europeas intentan reducir determinadas dependencias industriales respecto a China.
Pero si miramos lo que está ocurriendo desde el sector energético, aparece una segunda lectura posiblemente todavía más importante.
China no está llegando a España únicamente para vender productos. Está empezando a fabricar aquí.
Y las baterías son probablemente el mejor ejemplo.
El operador del mercado ibérico lanza un índice diario de spreads para 1, 2 y 4 horas. No es un índice de rentabilidad BESS, pero sí una nueva referencia pública para medir una de sus principales fuentes de valor: mover energía desde las horas baratas hacia las caras.
Fuente principal: OMIE — 3 de septiembre de 2026
Durante años hemos repetido que el crecimiento de la solar y la eólica no solo cambia cómo producimos electricidad. También modifica radicalmente cuándo tiene valor esa electricidad.
Ahora OMIE acaba de dar un paso interesante: desde mediados de agosto publica un índice diario del spread de precios del mercado diario para España y Portugal. El indicador calcula la diferencia entre los periodos cuarto-horarios más caros y los más baratos del día para ventanas equivalentes a 1, 2 y 4 horas. Omie
Y OMIE explica explícitamente para qué sirve: proporcionar una referencia sencilla para evaluar el potencial de arbitraje temporal del mercado. Omie
Ese concepto es precisamente uno de los pilares económicos del almacenamiento.
Gas en torno a 70–80 €/MWh, almacenamientos europeos bajos y un mercado de GNL sometido a una enorme tensión geopolítica. El invierno 2026–27 no pinta cómodo. Pero España llega a esta crisis con algo que apenas tenía en 2022: mucha más fotovoltaica y la posibilidad de desplegar almacenamiento a gran escala. Quizá la mejor intervención sobre el precio del gas sea, simplemente, conseguir que el gas deje de fijar tantas horas el precio de la electricidad.
Hay gráficos que merece la pena mirar dos veces.
El que acompaña este artículo muestra que el gas y la electricidad han vuelto a niveles que recuerdan peligrosamente al segundo semestre de 2022, precisamente cuando Europa empezó a desplegar intervenciones extraordinarias: minoración de ingresos inframarginales, excepción ibérica, ayudas al consumidor...
Cuatro años después estamos otra vez hablando de gas a 70–80 €/MWh.
Y no es sólo una impresión.
Los precios europeos del gas se han más que duplicado durante 2026 y se sitúan actualmente alrededor de 73 €/MWh. La curva española continúa descontando precios muy elevados durante el invierno: OMIP marcaba el 2 de octubre aproximadamente 74,5 €/MWh para diciembre y 74,4 €/MWh para enero. Reuters
La electricidad ya está reaccionando.
Este domingo 4 de octubre, en España, el mercado diario ha alcanzado una media de 171,85 €/MWh, con un mínimo de 70,69 €/MWh y un máximo de nada menos que 245,07 €/MWh. Más de 174 €/MWh de diferencia dentro del mismo día. Omie
Ese último dato debería interesar mucho al sector del almacenamiento.
La imagen se está haciendo cada vez más habitual: un coche eléctrico estacionado delante de una vivienda unifamiliar y un cable que sale de la casa para atravesar la acera.
En Pozuelo de Alarcón el problema no es nuevo. En el Pleno municipal de julio de 2022 ya se debatió expresamente la posibilidad de regular la recarga de vehículos eléctricos situados en la vía pública desde domicilios particulares.
Dos años después, en julio de 2024, la cuestión volvió al Pleno: se advirtió del aumento de vecinos que cargaban sus vehículos desde viviendas unifamiliares mediante cables que atravesaban las aceras.
Y en 2026 seguimos viendo exactamente el mismo problema.
La Ordenanza de Movilidad y Tráfico de Pozuelo regula los puntos de recarga de vehículos eléctricos en la vía pública, pero no desarrolla específicamente esta situación: electricidad privada procedente de una vivienda y vehículo estacionado legalmente en una plaza pública.
A 3 de octubre de 2026 tampoco figura una iniciativa específica sobre esta cuestión entre las normas municipales actualmente en tramitación.
Europa pide al ciudadano que se electrifique
Hay además una cuestión de coherencia que merece ser planteada.
Europa lleva años orientando su política de movilidad hacia la electrificación del transporte. La regulación europea actualmente vigente establece para los turismos y furgonetas nuevos un objetivo de reducción del 100% de las emisiones de CO₂ de la flota a partir de 2035, aunque la Comisión ha propuesto posteriormente introducir determinadas flexibilidades en ese marco.
España está siguiendo esa misma dirección.
En julio de 2026, el Gobierno aprobó el Programa Auto+, destinado a incentivar directamente la compra de vehículos eléctricos y electrificados. La convocatoria para particulares dispone de hasta 350 millones de euros, dentro de un programa para el que el Gobierno movilizó 400 millones.
Además, se mantiene durante 2026 una deducción del 15% en el IRPF por adquisición de determinados vehículos eléctricos enchufables y de pila de combustible y por instalaciones de recarga, dentro de los límites establecidos por la normativa.
Y en septiembre el MITECO abrió la consulta de otro programa dotado con 150 millones de euros para ampliar la infraestructura de recarga eléctrica en las carreteras españolas, después de que el ecosistema MOVES haya movilizado ya más de 3.000 millones.
Es decir: Europa y el Gobierno central están incentivando activamente que los ciudadanos abandonen progresivamente los combustibles fósiles y opten por vehículos eléctricos.
Pero esa transformación necesita algo más que subvencionar el automóvil.
Hay que permitir cargarlo.
El combustible vuelve a recordarnos nuestra vulnerabilidad
La cuestión resulta todavía más relevante en el actual contexto energético.
El propio Real Decreto que regula el Programa Auto+ reconoce expresamente el impacto sufrido por las cadenas de suministro y por los precios de los combustibles y productos energéticos como consecuencia de la crisis en Oriente Medio.
En Europa, la tensión sobre el diésel ha llegado hasta el punto de que los países europeos han acordado recurrir a reservas estratégicas para aumentar la oferta. El 2 de octubre, Reuters informaba del acuerdo europeo para liberar 50 millones de barriles de diésel, acompañado de una liberación coordinada de crudo, ante la escasez de productos refinados.
Francia ofrece un ejemplo especialmente ilustrativo.
El Gobierno francés ha tenido que ampliar las ayudas para los ciudadanos que dependen intensamente del automóvil. Para el último trimestre de 2026 ha duplicado determinadas ayudas, hasta un equivalente anunciado de 40 céntimos por litro para los beneficiarios del programa de grandes conductores, ampliando además su alcance a unos 5,5 millones de personas.
Se han registrado incluso problemas localizados de suministro en algunas estaciones de servicio, aunque el Gobierno francés sostiene que el abastecimiento nacional sigue asegurado.
Ya en abril Francia había aprobado excepcionalmente que los camiones cisterna pudieran circular durante fines de semana y festivos para prevenir posibles rupturas localizadas del suministro en las estaciones de servicio.
Todo ello muestra algo importante: la transición al vehículo eléctrico no responde únicamente a una cuestión medioambiental.
También tiene una dimensión de seguridad energética, coste para las familias y reducción de la dependencia de combustibles importados sometidos a una elevada volatilidad geopolítica.
Una contradicción que los ayuntamientos deberían resolver
Aquí aparece una paradoja.
El Estado subvenciona la compra del coche eléctrico.
Ofrece ventajas fiscales para adquirirlo y para instalar su punto de recarga.
Europa impulsa la electrificación del transporte.
Las administraciones destinan miles de millones a infraestructura de recarga.
Pero un ciudadano que vive en una vivienda unifamiliar, tiene electricidad disponible en su casa y aparca legalmente su vehículo a pocos metros puede encontrarse con que no existe un procedimiento municipal sencillo que le permita llevar esa electricidad hasta su coche.
Ese vacío regulatorio empieza a resultar difícil de justificar.
Especialmente en municipios como Pozuelo, donde existe un número elevado de viviendas unifamiliares.
Prohibir el cable no elimina la necesidad
Naturalmente, permitir que cada ciudadano tienda libremente un cable sobre la acera tampoco es una solución.
Un cable suelto puede constituir un riesgo de caída y afectar especialmente a personas mayores, personas con discapacidad visual, usuarios de sillas de ruedas o familias con carritos infantiles.
Pero entre permitir cables sin control y prohibir cualquier conexión existe una tercera opción:
regularla.
Otros municipios europeos ya lo están haciendo.
Reino Unido: regular el cruce de la acera
El Department for Transport británico dispone de una guía específica para las denominadas cross-pavement charging solutions.
Una de las soluciones consiste en una pequeña canaleta integrada en la acera donde se introduce temporalmente el cable durante la carga. Una vez terminada, el cable se retira.
La Administración británica deja la autorización en manos de las autoridades locales, que deben considerar seguridad, accesibilidad, responsabilidad y mantenimiento.
Y establece un principio fundamental:
disponer de la conexión no concede al propietario ningún derecho sobre la plaza pública situada delante de su vivienda.
Países Bajos: incluso mediante cubrecables
Pero existe otro precedente todavía más interesante para Pozuelo.
El municipio neerlandés de Almelo permite que un particular cargue desde su propiedad un vehículo estacionado en la vía pública utilizando una canaleta o una protección temporal colocada sobre el cable.
No significa colocar cualquier objeto encima del cable.
La regulación establece condiciones concretas, entre ellas:
el cargador permanece dentro de la propiedad privada;
no se puede atravesar una calzada o carril bici;
el cable debe quedar completamente protegido;
se limita la longitud sobre el espacio público;
debe cruzar el itinerario peatonal de forma aproximadamente perpendicular;
el protector debe ser de goma, antideslizante y disponer de bordes en pendiente;
únicamente puede colocarse mientras el vehículo está cargando;
al finalizar la carga deben retirarse cable y protector.
Es una diferencia fundamental.
No se legaliza el cable tirado sobre la acera.
Se regula una solución técnica para protegerlo.
Una propuesta sencilla para Pozuelo
Pozuelo podría introducir un sistema con dos niveles.
Nivel 1 — Cubrecable temporal autorizado
Sería la solución de implantación más rápida y económica.
El Ayuntamiento podría aprobar una especificación técnica y permitir únicamente cubrecables que cumplieran requisitos definidos previamente:
superficie antideslizante;
transición mediante bordes de mínima pendiente;
resistencia suficiente al uso previsto;
adecuada visibilidad;
cable completamente protegido;
colocación perpendicular al tránsito peatonal;
anchura y geometría compatibles con la normativa de accesibilidad;
utilización exclusivamente durante el proceso de carga.
El Ayuntamiento podría establecer una declaración responsable, autorización simplificada o registro del usuario.
De esta manera no sería necesario realizar una obra en la acera para cada vehículo eléctrico.
Nivel 2 — Canaleta integrada en la acera
Cuando las condiciones de la acera lo permitan y el usuario quiera una solución permanente, podría autorizarse una pequeña canaleta transversal enrasada con el pavimento.
La instalación debería realizarla el Ayuntamiento o un contratista autorizado y su coste podría ser asumido por el interesado.
En ambos modelos debería mantenerse un principio esencial:
la plaza de aparcamiento continúa siendo pública y no queda reservada para el propietario de la vivienda.
La accesibilidad debe marcar el límite
Naturalmente, la regulación tendría que respetar íntegramente la normativa estatal sobre accesibilidad del espacio público.
Por eso probablemente sería poco preciso hablar simplemente de un “cubrecable homologado”, porque actualmente no existe una homologación española específica para este uso.
Una formulación jurídicamente más sólida sería:
“cubrecable autorizado por el Ayuntamiento y conforme a las especificaciones técnicas municipales de seguridad y accesibilidad”.
Esto permitiría al Ayuntamiento definir qué soluciones acepta y excluir aquellas que puedan generar riesgos.
De la prohibición a la gestión
La transición hacia el vehículo eléctrico está acelerándose precisamente en un momento en el que Europa vuelve a comprobar su vulnerabilidad frente al precio y al suministro internacional de combustibles.
Las administraciones nacionales y europeas están pidiendo al ciudadano que dé el paso.
Parece razonable que las administraciones locales hagan también su parte.
Pozuelo lleva años hablando de este problema. Mientras tanto, otros municipios europeos han pasado del debate a la regulación.
No se trata de permitir cables tirados sobre las aceras.
Se trata precisamente de evitarlo.
Cargador privado → cable de recarga → cubrecable municipalmente autorizado o canaleta integrada → vehículo estacionado legalmente.
Una solución técnicamente sencilla, económicamente asequible y regulable.
Quizá Pozuelo no necesite prohibir una realidad que va a ser cada vez más frecuente.
Quizá necesite una ordenanza que permita gestionarla correctamente.
España ya está regulando cómo deben consumir electricidad los nuevos centros de datos. Ahora falta abordar una cuestión igualmente importante: cómo deben comportarse cuando la red eléctrica entra en dificultades.
España ha abierto un debate regulatorio que probablemente marcará el desarrollo de los centros de datos durante los próximos años.
El proyecto de Real Decreto presentado por el Gobierno en agosto establece que los centros de datos con una potencia de acceso igual o superior a 1 MW deberán cumplir requisitos específicos de sostenibilidad energética, eficiencia y soberanía digital.
Entre ellos destaca uno especialmente exigente:
al menos el 80% de su consumo eléctrico deberá estar respaldado por generación renovable producida en la misma hora.
Además, esa generación deberá ser adicional: cada nuevo MW de consumo deberá ir acompañado de nueva capacidad renovable instalada dentro de las condiciones temporales establecidas por la norma.
Es un cambio importante.
Pero puede ser solo la primera mitad de la ecuación.
España acumula ya alrededor de 33 GW de proyectos de baterías con acceso a la red eléctrica. Pero solo una fracción mínima está realmente conectada. El almacenamiento ha dejado de ser una promesa tecnológica: el reto ahora es convertir permisos en activos capaces de generar valor para la red, las renovables y la nueva demanda industrial.
Los números empiezan a ser espectaculares.
Los proyectos de almacenamiento mediante baterías que cuentan con acceso a la red en España alcanzan ya unos 33 GW, según publica El Español-Invertia. La cifra supera incluso la potencia eólica instalada en el país.
Pero hay otro dato mucho más importante.
A finales de agosto apenas 260 MW de baterías estaban conectados, frente a decenas de gigavatios en distintas fases de desarrollo.
La nueva regulación alemana MiSpeL permite integrar de forma mucho más flexible baterías estacionarias y vehículos eléctricos con fotovoltaica y red. Para fabricantes como SolaX Power, que ya presentó este año su plataforma V2H, la regulación empieza a alcanzar a la tecnología.
Durante años hemos hablado del vehículo eléctrico como una nueva carga para el sistema eléctrico.
Alemania acaba de dar un paso importante para empezar a verlo de otra manera:
La inflación de la eurozona alcanzó el 3,8% en septiembre, frente al 3,2% de agosto. Pero el dato verdaderamente importante está detrás del titular: la energía subió un 18,8% interanual, convirtiéndose con diferencia en el principal componente inflacionario.
El BCE ya había identificado el riesgo. El 10 de septiembre elevó sus tipos de interés en 25 puntos básicos precisamente por las presiones inflacionarias asociadas al conflicto en Oriente Medio. Su escenario central contempla una inflación media del 2,5% en 2027, pero sus escenarios adversos muestran qué puede ocurrir si el shock energético se prolonga.
La discusión energética europea, por tanto, ya no debería limitarse a cuántos GW renovables podemos instalar.
La pregunta es otra:
¿Cómo reducimos nuestra exposición económica a la volatilidad energética?
Los servicios de ajuste del sistema eléctrico español superaron los 4.219 millones de euros entre enero y septiembre de 2026, un 37,3% más que en el mismo periodo de 2025.
La cifra más llamativa está en las restricciones técnicas: 3.614 millones de euros.
Y hay otro dato todavía más revelador.
Mientras la energía movilizada para resolver esas restricciones aumentó un 31,5%, su coste para la demanda creció un 45%. El precio medio ponderado de las restricciones a subir alcanzó 204,67 €/MWh, frente a 74,10 €/MWh de precio medio del mercado diario.
Esto merece una lectura más profunda que decir simplemente que las eléctricas están aumentando sus ingresos.
España está pagando cada vez más dinero para conseguir flexibilidad allí y cuando el sistema eléctrico la necesita.
El mercado diario puede casar económicamente generación y demanda.
Pero después llega la realidad física de la red.
Congestiones.
Limitaciones locales.
Desvíos.
Necesidades de reserva.
Rampas de generación.
Exceso de renovables en determinadas zonas y falta de capacidad en otras.
Y alguien tiene que resolverlas.
Red Eléctrica recuerda que las restricciones técnicas son precisamente las que permiten hacer físicamente viable lo que previamente ha negociado el mercado. También señala que su coste depende de las ofertas presentadas por los agentes participantes.
Aquí aparece la oportunidad para BESS
Durante demasiado tiempo se ha analizado la rentabilidad de una batería casi exclusivamente mediante una ecuación:
cargar barato → descargar caro.
Ese modelo se está quedando corto.
Un BESS correctamente situado, dimensionado e integrado puede aportar diferentes capas de valor:
🔋 arbitraje energético
🔋 servicios de balance
🔋 gestión de congestiones y determinadas restricciones
🔋 capacidad
🔋 flexibilidad de demanda
🔋 integración renovable
🔋 peak shaving industrial
🔋 respaldo y resiliencia energética
Es decir:
la batería no solo mueve energía en el tiempo. Puede convertir flexibilidad eléctrica en un activo económico.
Y los números españoles empiezan a demostrar cuánto vale esa flexibilidad.
El verdadero problema no son las renovables
La incorporación masiva de renovables transforma radicalmente la operación del sistema.
Según Red Eléctrica, desde 2023 se han incorporado alrededor de 36 GW adicionales de renovables y 7 GW de autoconsumo, mientras que el precio final medio de la energía se ha reducido más de un 15%.
Por tanto, plantear el crecimiento de los servicios de ajuste simplemente como un “coste de las renovables” sería demasiado simplista.
El verdadero reto es otro:
hemos aumentado enormemente la generación renovable, pero todavía necesitamos desplegar con la misma velocidad los recursos capaces de hacerla flexible.
Redes.
Almacenamiento.
Gestión activa de demanda.
Digitalización.
Y generación flexible donde siga siendo necesaria.
De coste del sistema a oportunidad de inversión
Más de 4.200 millones de euros en nueve meses constituyen una señal económica difícil de ignorar.
No significa que todo ese mercado pueda ser capturado por baterías.
Las restricciones son locacionales, existen requisitos técnicos y de habilitación, y diferentes tecnologías competirán por esos ingresos.
Pero sí demuestra algo fundamental:
La flexibilidad ya tiene un valor económico enorme dentro del sistema eléctrico español.
El siguiente paso es conseguir que una parte creciente de ese valor sea proporcionada por tecnologías capaces de almacenar energía renovable y devolverla cuando realmente aporta valor a la red.
Ahí es donde el BESS deja de ser simplemente una batería y empieza a convertirse en infraestructura del sistema eléctrico.
Y quizá la pregunta para los próximos años ya no sea:
¿Son rentables las baterías?
Sino:
¿Cuánto nos cuesta operar un sistema eléctrico cada vez más renovable sin suficiente almacenamiento?
Fuente original: Energías Renovables — “Las eléctricas están haciendo su agosto con los servicios de ajuste”, 2 de octubre de 2026. Datos de Red Eléctrica.
Red Eléctrica acaba de lanzar una señal importante: el almacenamiento no debe tratarse como una demanda convencional.
El 1 de octubre, Red Eléctrica publicó la actualización del mapa de capacidad de acceso para demanda en la red de transporte española.
Hay una idea especialmente relevante:
La capacidad de acceso para instalaciones de almacenamiento cuando operan en modo carga se calcula considerando el almacenamiento como una demanda flexible para el sistema eléctrico.
Las grandes eléctricas españolas han lanzado un mensaje claro: España necesita acelerar la inversión en redes eléctricas para poder absorber la enorme demanda asociada a los centros de datos.
Endesa, Iberdrola y EDP coinciden en que la falta de capacidad de red y, especialmente, los largos plazos administrativos pueden hacer que inversiones vinculadas a la inteligencia artificial y la digitalización terminen instalándose en otros países.
El diagnóstico es difícil de discutir.
Pero probablemente sea incompleto.
Porque ante el enorme crecimiento previsto de la demanda eléctrica, la respuesta no debería ser únicamente:
más demanda → más red.
Debería ser:
más demanda → más red + almacenamiento + flexibilidad + mejor utilización de la infraestructura existente.
6,3 GW que todavía no consumen electricidad
El debate llega precisamente cuando Red Eléctrica acaba de mostrar la magnitud del fenómeno.
Los centros de datos concentran aproximadamente 6,3 GW de capacidad de acceso concedida, alrededor del 34% de toda la nueva capacidad de demanda concedida en la red de transporte.
Pero existe una característica fundamental:
esa capacidad todavía no representa 6,3 GW de centros de datos funcionando.
Estamos ante una enorme cantidad de capacidad eléctrica reservada para proyectos que todavía deben construirse, conectarse y entrar progresivamente en operación.
Eso convierte la capacidad de red en un recurso estratégico.
Los últimos datos publicados por Red Eléctrica dejan una cifra difícil de ignorar.
España cuenta con 18,52 GW de nueva demanda con acceso concedido a la red de transporte. De ellos, aproximadamente 6.329 MW corresponden a centros de datos, es decir, más del 34% de toda la capacidad de demanda concedida.
Pero hay un segundo dato todavía más significativo:
de esos 6,3 GW asociados a centros de datos, prácticamente ninguno está todavía en servicio.
No estamos, por tanto, ante 6,3 GW de consumo actual.
Estamos ante 6,3 GW de capacidad de red reservada para una demanda que todavía tiene que materializarse.
Durante años hemos hablado de baterías en centros de datos casi siempre desde el mismo ángulo: respaldo, continuidad de servicio y, en algunos casos, peak shaving.
Ese marco empieza a quedarse pequeño.
Un nuevo informe de Boston Consulting Group (BCG) y ABB, The Strategic Case for Hybrid AC/DC Power, publicado en septiembre de 2026, apunta hacia un cambio bastante más profundo: la combinación de arquitecturas híbridas AC/DC, buses DC y almacenamiento directamente acoplado puede transformar el papel del BESS dentro del data center. The Strategic Case for Hybrid A…
La batería ya es DC. El servidor también.
Hay una contradicción evidente en buena parte de la infraestructura eléctrica actual.
La batería almacena energía en DC. Los servidores consumen internamente DC. La fotovoltaica genera DC. Sin embargo, entre estos elementos seguimos introduciendo múltiples etapas de conversión porque la arquitectura de distribución continúa basada fundamentalmente en AC.
BCG y ABB señalan precisamente este desajuste: las nuevas fuentes y cargas son cada vez más DC-native, mientras que la infraestructura que las conecta sigue siendo AC. Cada conversión añade pérdidas y complejidad. The Strategic Case for Hybrid A…
Con cargas AI cada vez mayores, esas pequeñas ineficiencias dejan de ser pequeñas.
Y aquí entra el BESS.
800 VDC cambia también la función del almacenamiento
El informe analiza una arquitectura de data center donde la conversión AC/DC se centraliza y la distribución hacia las cargas IT se realiza mediante 800 VDC.
En esa configuración, la batería puede conectarse al bus DC mediante una cadena de conversión más sencilla.
BCG y ABB atribuyen a esta arquitectura varias ventajas simultáneas: el almacenamiento puede proporcionar varios minutos de ride-through, mejorar la resiliencia del emplazamiento y reducir los picos de demanda sobre la conexión eléctrica. The Strategic Case for Hybrid A…
Esto es importante porque cambia la pregunta.
Ya no es simplemente:
“¿Cuántas horas de backup necesito?”
La pregunta empieza a ser:
“¿Qué valor puede proporcionar esta batería mientras está conectada permanentemente a la arquitectura eléctrica del data center?”
Resiliencia.
Peak shaving.
Gestión de potencia.
Soporte durante transitorios.
Mejor utilización de la conexión disponible.
El BESS empieza a parecer menos un equipo auxiliar y más un activo operativo de infraestructura.
El verdadero cuello de botella puede ser la conexión a red
Probablemente este sea el punto más relevante del informe para el sector.
BCG señala que, para muchos proyectos de centros de datos, la potencia concedida por la red se está convirtiendo en la restricción dominante. En algunos grandes mercados europeos, las esperas para nuevas conexiones pueden alcanzar varios años. The Strategic Case for Hybrid A…
Cuando la potencia disponible es limitada, mejorar la forma en que se utiliza esa conexión adquiere un enorme valor económico.
En su campus de referencia de 100 MW, BCG calcula que la centralización de la conversión puede mejorar aproximadamente un 5% la eficiencia grid-to-rack, liberando entre 5 y 6 MW adicionales para carga IT. The Strategic Case for Hybrid A…
Es una idea fundamental:
La eficiencia deja de medirse únicamente en kWh ahorrados. Puede convertirse directamente en MW adicionales de capacidad computacional.
Y el almacenamiento forma parte de esa arquitectura.
BESS frente al UPS tradicional
Hay otro dato que merece atención.
Para determinados data centers que parten de arquitecturas eléctricas convencionales, BCG estima que sustituir un sistema UPS de baja tensión por una arquitectura basada en conversión centralizada + almacenamiento a 800 V puede reducir el CAPEX hasta en 35 millones de dólares en una instalación de 100 MW, además de reducir la factura energética anual hasta un 9%. The Strategic Case for Hybrid A…
Conviene interpretar correctamente esta cifra.
BCG no está diciendo que una batería por sí sola genere 35 millones de dólares de ahorro.
El ahorro procede del rediseño completo de la arquitectura eléctrica: menos conversiones, diferente distribución de potencia, almacenamiento integrado y simplificación de parte de la infraestructura tradicional.
Pero precisamente ahí está lo interesante.
El futuro del BESS en data centers puede no estar en añadir una batería al sistema existente.
Puede estar en rediseñar el sistema alrededor de una arquitectura donde la batería sea un elemento nativo.
De vender baterías a vender arquitectura energética
BCG y ABB llegan a una conclusión estratégica especialmente relevante para fabricantes y proveedores de tecnología.
El mercado tenderá hacia soluciones integradas que combinen 800 VDC, switchgear DC, buses con baterías integradas, software de gestión energética en tiempo real, capacidades grid-forming y digital twins. The Strategic Case for Hybrid A…
Eso abre una oportunidad enorme para el sector BESS.
Porque el producto deja de ser simplemente:
Battery + PCS + EMS.
Y pasa a integrarse en algo mucho mayor:
Grid + conversion + DC bus + BESS + compute infrastructure.
La batalla del almacenamiento en data centers acaba de cambiar
Hasta ahora gran parte del debate sobre BESS se ha centrado en capacidad energética, duración, ciclos y coste por kWh.
Todo eso seguirá siendo importante.
Pero en los centros de datos AI probablemente aparecerá otra variable igual o más importante:
¿Cuántos MW adicionales de infraestructura útil permite habilitar el almacenamiento?
Si la conexión eléctrica se convierte en el recurso escaso, el BESS deja de competir únicamente contra otras tecnologías de almacenamiento.
Empieza a competir contra algo mucho más caro:
la falta de capacidad eléctrica.
Y cuando eso ocurre, el valor económico de la batería cambia por completo.
Fuente: Boston Consulting Group & ABB, The Strategic Case for Hybrid AC/DC Power, septiembre de 2026. The Strategic Case for Hybrid A…
El gas sube un 88,4%. La electricidad europea, un 22,8%.
La diferencia no es pequeña.
Y detrás de ella hay una señal importante sobre cómo está cambiando el sistema energético europeo.
Entre febrero y agosto de 2026, los precios mayoristas del gas en Europa aumentaron un 88,4%, mientras que los precios mayoristas de la electricidad lo hicieron un 22,8%, según datos recogidos por Eurelectric.
Durante la primera fase de la crisis la diferencia fue todavía más llamativa: entre febrero y mayo, mientras el gas aumentaba un 41%, el precio medio de la electricidad europea llegó a caer un 7%.
¿La razón?
Cada vez más electricidad se produce sin quemar gas.
La expansión de la energía solar y eólica está empezando a crear un cierto grado de desacoplamiento entre el coste de los combustibles fósiles y el coste de producir electricidad en Europa. España aparece precisamente como uno de los mercados que mejor ha resistido gracias a su elevada penetración renovable.
España, Portugal y Luxemburgo piden a Bruselas elevar la ambición renovable para 2040 y colocan la flexibilidad, el almacenamiento y las redes en el centro de la próxima fase de la transición energética europea.
Europa empieza a enfrentarse a una realidad que marcará la próxima década energética: ya no basta con instalar más capacidad renovable. Hay que ser capaces de integrarla en el sistema eléctrico.
La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, junto con sus homólogos de Portugal y Luxemburgo, ha reclamado a la Comisión Europea un marco renovable específico para 2040 que establezca un objetivo europeo ambicioso y proporcione una señal clara a inversores y mercados.
El argumento es conocido: disponer de una mayor cantidad de energía renovable producida dentro de Europa puede reducir la exposición a los combustibles fósiles importados, reforzar la seguridad energética y contribuir a una electricidad más competitiva.
Pero esta vez existe un elemento especialmente relevante.
La propia carta señala que la integración de esas renovables deberá apoyarse en flexibilidad, almacenamiento, modernización de las redes, interconexiones y electrificación.
Durante meses hemos hablado del mismo problema: demasiada generación renovable en determinadas horas, precios muy bajos, vertidos y energía que el sistema no puede aprovechar.
Pero existe otra cara de la transición energética que empieza a hacerse cada vez más visible.
¿Qué ocurre cuando la generación renovable que esperábamos simplemente no llega?
España acaba de tener otra respuesta: reducir temporalmente el consumo industrial.
El 28 de septiembre, Red Eléctrica volvió a activar el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) y solicitó la reducción de 943 MW de demanda industrial durante cerca de dos horas, según El Periódico de la Energía. Fue ya la séptima activación desde mediados de julio.
El motivo vuelve a poner sobre la mesa uno de los grandes retos de un sistema eléctrico con una penetración creciente de renovables variables: la diferencia entre la generación prevista y la generación que finalmente aparece en tiempo real.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Redes saturadas, nueva demanda industrial y electrificación están cambiando el problema energético español. Y el almacenamiento empieza a convertirse en una pieza de infraestructura, no solo en un complemento de las renovables.
Durante años, buena parte de la conversación energética española ha girado alrededor de una pregunta: ¿cómo instalar más capacidad renovable?
Esa pregunta empieza a quedarse pequeña.
España entra en una nueva fase de la transición energética en la que el principal cuello de botella ya no es necesariamente producir más electricidad renovable, sino hacer posible que esa electricidad llegue donde se necesita y que nuevas industrias puedan conectarse al sistema.
El IV Foro de Transición Energética de El Periódico de la Energía ha dejado un diagnóstico especialmente contundente: representantes del sector eléctrico advierten de que aproximadamente el 90% de los nudos de distribución están saturados.
Es un cambio de paradigma.
De la escasez de generación a la escasez de capacidad de conexión
