BloombergNEF lanza un aviso: el problema ya no es producir más electricidad. Es moverla en el momento adecuado.

PODCAST >

Durante décadas, el sistema energético mundial se construyó bajo una lógica relativamente simple: producir más energía para satisfacer una demanda creciente. Más centrales, más combustible, más capacidad instalada. Pero el último informe New Energy Outlook 2026 de BloombergNEF apunta a algo mucho más profundo: las reglas están cambiando. (BloombergNEF)

No estamos entrando simplemente en una era más eléctrica. Estamos entrando en una era donde la flexibilidad empieza a convertirse en el recurso más valioso del sistema.

BloombergNEF prevé que la electricidad se convierta en la principal fuente de energía final antes de mediados de siglo. Dos tercios del nuevo crecimiento energético mundial vendrán de la electrificación, impulsada por vehículos eléctricos, industria, climatización… y un nuevo actor que hasta hace pocos años apenas aparecía en los modelos energéticos: la inteligencia artificial y los centros de datos.

Y aquí aparece uno de los datos más reveladores del informe: la demanda eléctrica asociada a centros de datos se triplicará antes de 2035, convirtiéndose en uno de los grandes motores de crecimiento energético mundial.

La primera reacción podría ser pensar: perfecto, más renovables resolverán el problema.

Pero el informe plantea una realidad mucho más incómoda.

Porque producir electricidad barata ya no parece ser el principal cuello de botella. El verdadero desafío es otro: producirla exactamente cuando hace falta.

El crecimiento masivo de la solar está creando curvas de generación cada vez más extremas. En muchos mercados aparece un fenómeno conocido desde hace años: abundancia energética al mediodía y escasez pocas horas después. La consecuencia es visible: precios hundidos durante determinadas horas, vertidos renovables crecientes y tensión sobre la rentabilidad de los activos.

La respuesta tradicional habría sido evidente: construir más red, instalar más centrales de respaldo o recurrir a más gas.

Sin embargo, BloombergNEF lanza una propuesta sorprendentemente directa:

"Una opción mucho más simple: utilizar baterías a escala para desplazar generación del mediodía a las horas de tarde."

Es una frase aparentemente sencilla, pero detrás hay un cambio enorme de paradigma.

Porque por primera vez uno de los análisis más influyentes del sector deja entrever que el problema ya no consiste únicamente en generar electrones. Consiste en gestionar el tiempo.

Y esa diferencia cambia completamente el papel del almacenamiento.

BloombergNEF ha elevado de forma significativa sus previsiones de despliegue de baterías. El almacenamiento estacionario pasa de 223 GW actuales hasta 3,8 TW en 2050, multiplicándose por diecisiete.

Más llamativa todavía es una afirmación incluida en el informe:

La industria de baterías estacionarias en 2026 está aproximadamente donde estaba la solar en 2020.

La frase merece detenerse un instante.

Porque si la analogía es correcta, podríamos estar al comienzo de una curva de crecimiento muy parecida a la que transformó el mercado fotovoltaico durante los últimos años: costes cayendo, productos estandarizándose y despliegues acelerándose mucho más rápido de lo esperado.

Y España aparece aquí como un caso especialmente interesante.

Según BloombergNEF, la Península Ibérica ya utiliza almacenamiento y bombeo para desplazar parte de la energía producida, pero en 2050 podría desplazar aproximadamente un 25% de la generación total y convivir con niveles de curtailment cercanos al 18%.

Curiosamente, este escenario coincide con muchas de las conversaciones que ya están sobre la mesa:

redes saturadas, permisos flexibles, auge de centros de datos, agregadores, VPP y necesidad creciente de servicios de estabilidad.

La conclusión es difícil de ignorar.

Durante años la pregunta clave fue:

"¿Cuántos megavatios puedes instalar?"

La próxima década quizá haga una pregunta distinta:

"¿Cuántos megavatios puedes desplazar, gestionar y flexibilizar?"

Porque el nuevo petróleo del sistema eléctrico puede que no sean los electrones.

Puede que sea la flexibilidad.

La CNMC cambia las reglas del juego: el BESS deja de ser almacenamiento y se convierte en infraestructura de acceso

PODCAST >

Hay noticias que, en el momento en que aparecen, parecen poco más que un ajuste técnico. Una consulta pública, un nuevo procedimiento regulatorio o un documento de varias páginas lleno de términos jurídicos y referencias normativas rara vez generan titulares espectaculares. Sin embargo, la historia del sector energético está llena de cambios que comenzaron exactamente así: discretamente, casi en silencio, y sin que demasiada gente fuera consciente de que algo importante acababa de ponerse en marcha.

La reciente propuesta de la CNMC sobre permisos de acceso flexible podría ser una de esas noticias. A primera vista parece una modificación más dentro del complejo engranaje regulatorio del sistema eléctrico español. Sin embargo, cuanto más se profundiza en el documento, más aparece una sensación difícil de ignorar: quizá no estemos simplemente ante una nueva categoría administrativa, sino ante un cambio de filosofía que puede alterar la manera en la que entendemos el acceso a la red. (cnmc.es)

Durante años el sistema eléctrico ha funcionado bajo una lógica relativamente simple y, además, perfectamente razonable para el contexto en el que fue concebido. Si un nuevo consumidor o proyecto quería conectarse, la red debía ser capaz de garantizar esa capacidad prácticamente bajo cualquier escenario imaginable: situaciones de contingencia, criterios N-1, condiciones extremas y márgenes muy conservadores destinados a asegurar la estabilidad y seguridad del sistema.

Ese planteamiento tenía pleno sentido en un entorno dominado por grandes centrales convencionales, una demanda relativamente estable y flujos energéticos mucho más previsibles que los actuales. El problema es que el sistema eléctrico que comienza a emerger delante de nosotros se parece cada vez menos a aquel para el que fueron diseñadas muchas de las reglas que seguimos utilizando hoy.

La electrificación avanza a gran velocidad. Llegan nuevos consumos industriales, millones de vehículos eléctricos, grandes desarrollos renovables y centros de datos vinculados a la inteligencia artificial capaces de demandar decenas o incluso cientos de megavatios. Todos estos actores llegan al mismo punto: la red eléctrica. Y, cada vez con mayor frecuencia, terminan encontrándose con una respuesta que empieza a convertirse en una de las frases más repetidas del sector:

"No hay capacidad disponible."

Durante mucho tiempo asumimos que esa respuesta solo podía conducir a una solución posible: construir más infraestructura. Más líneas, más transformadores, más subestaciones y más inversión. Una reacción aparentemente lógica, porque cuando una carretera se congestiona la respuesta natural consiste en ampliar carriles.

Sin embargo, mientras se analiza la propuesta de la CNMC surge una pregunta interesante: ¿y si la red no estuviera permanentemente llena? ¿Y si parte del problema estuviera relacionado no solo con la capacidad física disponible, sino también con la manera en la que exigimos utilizarla?

Porque una red eléctrica real no opera continuamente bajo escenarios extremos. Existen horas críticas, contingencias y momentos de elevada tensión operativa, pero también existen enormes periodos donde determinadas infraestructuras permanecen parcialmente infrautilizadas. Y precisamente ahí es donde empieza a aparecer la idea que puede cambiar las reglas del juego.

La pregunta histórica era sencilla: ¿puede la red garantizarme toda la potencia que solicito, siempre?

La nueva pregunta empieza a ser otra muy distinta: ¿eres capaz de adaptar tu comportamiento cuando la red lo necesite?

Puede parecer un matiz pequeño, pero técnicamente es enorme, porque modifica el criterio mediante el cual se genera valor dentro del sistema. Y es justo en ese punto donde las baterías adquieren un papel completamente distinto al que tradicionalmente les hemos atribuido.

Hasta ahora hemos asociado los sistemas BESS principalmente con arbitraje energético, integración renovable, backup o servicios de red. Sin embargo, la combinación entre almacenamiento, control avanzado y acceso flexible abre una posibilidad nueva: que el BESS deje de ser simplemente un activo que almacena energía y pase a convertirse en una herramienta capaz de desbloquear capacidad eléctrica.

Imaginemos un escenario cada vez menos hipotético. Un centro de datos necesita 100 MW, pero la red únicamente puede ofrecer 70 MW firmes. Bajo el modelo tradicional la respuesta habría sido relativamente sencilla: esperar varios años a nuevas infraestructuras. Sin embargo, el nuevo paradigma empieza a sugerir algo diferente: una combinación entre capacidad firme, capacidad flexible, almacenamiento y sistemas avanzados de gestión energética podría permitir adaptar dinámicamente el comportamiento de la carga a las necesidades del sistema.

Desde un punto de vista técnico esto tiene implicaciones enormes. Un BESS de SolaX Power puede desacoplar parcialmente la demanda respecto a las restricciones de la red, desplazar energía en el tiempo, reducir picos instantáneos, absorber excedentes y responder automáticamente a señales externas en tiempos extremadamente reducidos. Dicho de otra forma, deja de actuar únicamente como un depósito energético para convertirse en una capa de inteligencia situada entre la red y el consumidor.

Naturalmente, esto no significa que desaparezca la necesidad de nuevas infraestructuras ni que la flexibilidad vaya a resolver por sí sola todos los problemas de capacidad. La seguridad N-1, la estabilidad o las limitaciones físicas siguen siendo elementos fundamentales. Pero sí introduce algo enormemente valioso: tiempo. Tiempo para acelerar proyectos, tiempo para liberar capacidad y tiempo para reducir cuellos de botella que hoy ralentizan inversiones estratégicas.

Y quizá ahí se encuentre la verdadera dimensión de la propuesta de la CNMC. Porque tal vez la noticia no sea únicamente que aparezcan nuevos permisos de acceso. Quizá la noticia sea que estamos empezando a pasar de un sistema eléctrico donde todo dependía exclusivamente de infraestructura física a otro donde el comportamiento, el software y la flexibilidad comienzan a convertirse en activos energéticos por derecho propio.

Y si eso ocurre, quizá dentro de unos años descubramos que el papel más importante de una batería nunca fue almacenar electrones. Quizá era abrir puertas.

La próxima revolución industrial no será solo eléctrica: será gestionada por IA. Y SolaX quiere estar en el centro

PODCAST >

Durante décadas, la energía fue relativamente sencilla. Una empresa consumía electricidad, recibía una factura y poco más. Había costes energéticos, sí, pero eran razonablemente previsibles. Hoy ese modelo está desapareciendo a gran velocidad. La electrificación, el autoconsumo, las baterías, los cargadores de vehículo eléctrico, los contratos PPA, la volatilidad horaria y la flexibilidad están convirtiendo la gestión energética en un sistema infinitamente más complejo. (burgosdigital24horas.com)

La pregunta ya no es solo cuánta energía producir.

La pregunta es: ¿quién tomará millones de decisiones energéticas cada día?

Porque una fábrica de 2030 podría tener:

• fotovoltaica

• BESS

• puntos de recarga EV

• almacenamiento térmico

• precios dinámicos

• conexión flexible

• participación en mercados auxiliares

• agregadores y VPP

Y eso significa miles de variables cambiando continuamente.

La idea planteada recientemente por AleaSoft es clara: la próxima revolución industrial no será solo eléctrica; estará gestionada por agentes de inteligencia artificial. (burgosdigital24horas.com)

Y aquí aparece una reflexión interesante: quizá el gran cambio no sea instalar más hardware. Quizá el gran cambio sea hacer que ese hardware piense.

Porque durante años el mercado se obsesionó con una carrera muy física: más paneles, más MW, más baterías.

Pero la siguiente carrera podría ser distinta:

más inteligencia.

Aquí es donde el debate conecta de forma natural con la evolución de SolaX.

La industria del almacenamiento está entrando en una fase donde el valor ya no reside únicamente en los kWh instalados, sino en cómo se utilizan esos kWh.

Una batería convencional almacena energía.

Una batería gestionada por IA decide:

• cuándo cargar

• cuándo descargar

• cuándo arbitrar precios

• cuándo proteger una instalación

• cuándo maximizar autoconsumo

• cuándo reservar capacidad

• cuándo responder a una señal de mercado

Y eso cambia completamente el modelo.

La propia plataforma SolaX Power ha evolucionado en esa dirección mediante herramientas como SolaXCloud V7, incorporando previsiones de carga, meteorología y precios eléctricos para optimizar la operación energética en horizontes de 24 horas.

Su ecosistema integra fotovoltaica, baterías, cargadores EV y bombas de calor dentro de una plataforma común de gestión inteligente.

La clave no está únicamente en monitorizar.

La clave está en anticipar.

Porque una plataforma inteligente no espera a que ocurra un evento. Lo predice.

SolaX también está incorporando asistentes energéticos basados en IA capaces de analizar instalaciones, interpretar datos y proponer estrategias operativas más eficientes. (LinkedIn)

La dirección parece clara: pasar de un EMS tradicional a un sistema que aprende continuamente.

Y si esto escala hacia C&I y utility, el potencial cambia de dimensión.

Imaginemos un centro logístico con:

• 5 MW FV

• 20 MWh BESS

• cargadores de camiones eléctricos

• conexión flexible

• participación VPP

Un operador humano podría programar reglas.

Pero un agente IA podría recalcular continuamente:

"mañana habrá exceso solar, precios negativos entre las 13:00 y las 15:00, una ola de calor incrementará demanda y existe riesgo de congestión local."

Y reajustar automáticamente la estrategia.

La tecnología ya apunta hacia esa dirección. Los nuevos sistemas EMS basados en IA evolucionan desde reglas estáticas hacia modelos predictivos capaces de tomar decisiones en tiempo real. (Tibo Energy Software)

Pero conviene introducir un matiz importante.

Existe el riesgo de vender la IA energética como magia.

Y un sistema eléctrico no funciona con magia.

Funciona con física.

Una IA solo será tan buena como sus previsiones, la calidad de sus datos y las restricciones reales del sistema. AleaSoft insiste precisamente en ese punto: las previsiones serán críticas. (burgosdigital24horas.com)

La automatización total probablemente no llegue pronto. Incluso expertos del sector energético señalan que la supervisión humana seguirá siendo esencial por motivos de seguridad, resiliencia y responsabilidad operativa. (El País)

Pero la dirección parece difícil de discutir.

La primera revolución industrial fue vapor.

La segunda fue electricidad.

La tercera fue digitalización.

La cuarta quizá no se mida en MW instalados.

Quizá se mida en decisiones por segundo.

Y quien controle esa inteligencia energética tendrá una ventaja enorme.

Porque el nuevo petróleo del sistema eléctrico podría no ser la energía.

Podría ser la capacidad de decidir qué hacer con ella.

La próxima guerra de los centros de datos como Templus no será por suelo ni por MW: será por flexibilidad

Durante los últimos años la conversación alrededor de los centros de datos en España parecía sencilla: más demanda de IA significaba más suelo, más potencia y más MW conectados. La carrera era conseguir terrenos, permisos y acceso a la red antes que los demás.

Pero el mercado empieza a dar señales de que la siguiente batalla puede ser distinta.

El reciente análisis de S&P sobre Templus muestra un movimiento que merece atención: frente al modelo tradicional basado en gigantescos campus hyperscale, la compañía está construyendo una red distribuida mediante adquisiciones de centros de datos ya existentes y centros edge repartidos por Madrid, Barcelona, Valencia, Málaga, Sevilla y Ceuta.

La idea es interesante porque cambia la pregunta.

Ya no es únicamente: ¿cuántos MW tienes?

Empieza a ser: ¿cómo usas esos MW?

Templus además sigue un modelo poco comentado: muchos de sus centros obtienen suministro desde redes de distribución en lugar de grandes conexiones a transporte. Esto simplifica y acelera despliegues frente a proyectos gigantes que necesitan decenas o centenares de MW.

Brownfield de Templus para IA: la carrera ya no es construir más, sino reconvertir mejor

Y aquí aparece la gran cuestión.

La IA está empujando densidades de rack cada vez mayores. Hace pocos años 5–10 kW por rack eran habituales. Hoy ya hablamos de despliegues de 50, 80 o incluso más de 100 kW por rack para determinadas cargas aceleradas. El propio informe menciona que algunas instalaciones pueden llegar hasta 120 kW por rack.

Eso cambia completamente la ecuación.

Porque el cuello de botella ya no es solamente construir edificios.

Es gestionar energía.

Y cuando hablamos de múltiples instalaciones pequeñas y medianas repartidas geográficamente aparecen nuevos retos:

– limitaciones locales de red

– picos de demanda

– necesidad de resiliencia

– latencia energética

– calidad de suministro

– estabilidad eléctrica

Y aquí es donde el almacenamiento empieza a cambiar de papel.

Hasta ahora muchas conversaciones asociaban baterías únicamente a respaldo o sustitución parcial de UPS. Pero en un entorno edge distribuido el potencial es mucho más amplio:

Peak shaving para reducir picos de demanda.

Arbitraje energético.

Aplazamiento de refuerzos de red.

Capacidad de operar bajo conexiones limitadas.

Servicios de flexibilidad.

Soporte de tensión.

Respuesta ultrarrápida.

Grid Forming.

Incluso operación coordinada como agregador o VPP.

En otras palabras: si un operador dispone de decenas de MW distribuidos por múltiples ubicaciones, quizá el verdadero activo no sea la potencia instalada.

Quizá sea la capacidad de orquestarla.

Curiosamente, el propio análisis identifica una posible debilidad: crecer mediante adquisición de centros existentes puede limitar escalabilidad y flexibilidad frente a campus diseñados desde cero.

Pero también puede interpretarse justo al revés.

Un escéptico diría: "son pequeños y no competirán contra grandes hyperscalers".

Otra lectura sería: "han construido una plataforma distribuida ideal para flexibilidad energética".

Y eso abre una pregunta interesante.

¿El futuro de los centros de datos consistirá en construir más MW?

¿O consistirá en extraer más valor de cada MW disponible?

Porque si la electricidad empieza a convertirse en el factor limitante, quizá el nuevo petróleo del sistema ya no sean los electrones.

Quizá sea la flexibilidad.

Portugal llegó cinco años antes: el coste oculto de retrasar la estabilidad inteligente de la red

PODCAST >

Durante meses, el debate sobre el gran apagón ibérico se centró en una pregunta: ¿qué falló aquel día? Pero quizá la cuestión realmente importante sea otra: ¿qué dejamos de hacer durante años?

Porque mientras España trataba las renovables principalmente como una fuente de energía barata, otros sistemas empezaban a entender algo diferente: las renovables y la electrónica de potencia podían hacer mucho más. No solo producir megavatios. También ayudar a sostener la red.

Portugal comenzó a aplicar mecanismos avanzados de control de tensión en 2020. España inició el camino regulatorio entonces, pero el nuevo procedimiento P.O. 7.4 no llegó hasta junio de 2025, tras años de discusión y justo después de la crisis eléctrica. (Cinco Días)

Y aquí aparece una pregunta incómoda:

¿Cuánto ha costado realmente llegar tarde?

La respuesta puede ser mucho mayor de lo que parece.

Tras el apagón, Red Eléctrica pasó a operar el sistema en un modo reforzado: más generación síncrona, más ciclos combinados, más colchones de seguridad y una red funcionando de forma mucho más conservadora. El objetivo era claro: garantizar estabilidad y control de tensión. El precio también: unos 711 millones de euros hasta abril de 2026. (Cinco Días)

Beatriz Corredor, presidenta de Red Eléctrica: “El dinero de la operación reforzada se lo embolsan las generadoras que no cumplieron su obligación el día del apagón”

La paradoja es evidente.

España dispone de una de las mayores penetraciones renovables de Europa. Sin embargo, después de una crisis de estabilidad, la respuesta inmediata fue aumentar el peso de tecnologías convencionales para asegurar el sistema.

Y ahí la reflexión cambia completamente.

Porque el debate ya no es renovables contra estabilidad.

El debate es si la transición energética llegó antes que la evolución operativa de la red.

La CNMC sostiene que no existía vacío normativo y que ya había instrumentos suficientes el día del apagón. (Cinco Días) Pero la propia directora de Energía del regulador ha reconocido que el nuevo esquema de control de tensión será muchísimo más barato que mantener una operación reforzada intensiva en generación convencional. (Cinco Días)

Y eso abre una cuestión difícil de ignorar:

Si una solución posterior resulta más eficiente y más barata, ¿cuánto dinero se habría ahorrado si hubiera llegado antes?

Parece razonable plantear una hipótesis:

un despliegue más temprano de herramientas avanzadas de control, electrónica de potencia y almacenamiento probablemente habría reducido vulnerabilidades y disminuido la necesidad de medidas extraordinarias posteriores.

Y aquí entra el gran elefante en la habitación: los BESS.

Durante años se vendió el almacenamiento como una herramienta para arbitraje energético: cargar barato y descargar caro.

Hoy esa visión ya se queda pequeña.

Los sistemas BESS modernos pueden aportar potencia reactiva, soporte dinámico de tensión, respuesta ultrarrápida, inercia sintética y capacidades Grid Forming capaces de comportarse, en muchos aspectos, como una infraestructura activa de estabilidad.

La pregunta deja entonces de ser:

"¿Cuánta energía produce una batería?"

Y pasa a ser:

"¿Cuánta estabilidad puede evitar comprar el sistema?"

Quizá el coste real del retraso español no fue el apagón.

Quizá fue algo menos visible: haber obligado a una red llena de renovables a funcionar durante años con una arquitectura diseñada para otro mundo.

Porque en el nuevo sistema eléctrico los electrones ya no son suficientes.

La estabilidad también se convierte en un recurso. Y llegar cinco años tarde puede salir extraordinariamente caro.

La bolsa acaba de lanzar un mensaje incómodo: quizá las baterías ya no son un accesorio de las renovables

PODCAST >

Durante años el almacenamiento energético fue tratado como un complemento. Primero se construían parques solares o eólicos y después, si cuadraban los números o existían ayudas, se añadían baterías. El orden mental era claro: generación primero, almacenamiento después.

Sin embargo, el mercado financiero acaba de enviar una señal interesante que merece una lectura más profunda.

Según un reciente análisis de Energía Estratégica, compañías vinculadas al almacenamiento energético como Fluence, GoodWe y SolaX Power han protagonizado algunas de las mayores revalorizaciones bursátiles del sector BESS durante el último año. La noticia, por sí sola, puede parecer un dato financiero más. Pero detrás podría estar ocurriendo algo mucho más importante: el mercado quizá esté empezando a valorar una transformación estructural del sistema eléctrico.

Porque los inversores rara vez premian únicamente la venta de hardware.

Una batería ya no es solo un conjunto de celdas dentro de un contenedor. Tampoco un inversor híbrido es únicamente electrónica de potencia. El valor creciente parece desplazarse hacia algo más estratégico: la capacidad de aportar flexibilidad al sistema.

Y ahí cambia completamente la conversación.

Hasta hace poco el gran objetivo era producir más energía renovable. Hoy el problema empieza a ser otro: decidir qué hacer con ella, cuándo utilizarla, dónde almacenarla y cómo estabilizar una red cada vez más compleja.

España empieza a vivir esta transición de manera especialmente evidente.

La saturación de puntos de acceso, el incremento de vertidos renovables, la electrificación industrial, el crecimiento de centros de datos y la necesidad de reforzar la estabilidad del sistema tras eventos recientes están convirtiendo la flexibilidad en un recurso crítico.

El sistema eléctrico tradicional fue diseñado alrededor de grandes máquinas síncronas capaces de aportar inercia natural y estabilidad dinámica. Pero en un entorno dominado por electrónica de potencia y generación distribuida, las reglas cambian.

Ahora aparecen conceptos que hace pocos años apenas estaban fuera de círculos técnicos especializados: Grid Forming, respuesta ultrarrápida, control dinámico de tensión, inercia sintética, servicios auxiliares avanzados, agregación de recursos distribuidos o centrales eléctricas virtuales.

Las baterías dejan de ser únicamente activos energéticos para convertirse en activos operativos.

Y probablemente ahí reside el mensaje que la bolsa parece estar intentando anticipar.

Porque el mercado no suele pagar múltiplos elevados por vender equipos; los paga cuando cree que esos equipos acabarán ocupando una posición central en la infraestructura futura.

Aunque conviene introducir una advertencia importante.

Un escéptico inteligente recordaría que una fuerte subida bursátil no demuestra automáticamente una revolución consolidada. También hubo enormes expectativas hace pocos años en hidrógeno, SPAC renovables o movilidad eléctrica. En muchos casos la realidad tardó en alcanzar las valoraciones.

La pregunta correcta no es si las acciones suben.

La pregunta es si los ingresos futuros y el papel estratégico de estas tecnologías justificarán las expectativas actuales.

Pero incluso introduciendo prudencia, resulta difícil ignorar ciertas tendencias.

En mercados como California, Reino Unido o Australia, las baterías ya están participando activamente en servicios de capacidad, regulación de frecuencia y soporte de red. Grid Forming empieza a pasar de concepto experimental a necesidad operativa. Los centros de datos estudian BESS no solo como respaldo energético, sino como herramientas activas de optimización y resiliencia. Y Europa comienza a reformular marcos regulatorios para integrar flexibilidad y almacenamiento a gran escala.

España tampoco parece ajena a este movimiento.

Quizá durante años entendimos las baterías como una pieza adicional dentro de las renovables.

Tal vez ahora estemos entrando en una fase distinta.

Una donde las renovables siguen siendo imprescindibles, pero donde el auténtico recurso escaso ya no son únicamente los electrones.

Puede que el nuevo petróleo del sistema eléctrico sea algo mucho más difícil de producir:

la flexibilidad.

El nuevo petróleo del sistema eléctrico no son los electrones: es la flexibilidad

PODCAST >

Durante décadas, el sistema energético se construyó alrededor de una idea sencilla: producir más electricidad. Más centrales, más megavatios, más capacidad instalada. El éxito se medía en potencia disponible y el objetivo principal era garantizar suministro.

Pero algo está cambiando.

La transición energética, la electrificación masiva, el auge de la Inteligencia Artificial y la explosión de los centros de datos están desplazando el eje del problema. Hoy ya no basta con generar energía. El verdadero reto consiste en gestionar un sistema cada vez más dinámico, más complejo y más impredecible.

El nuevo recurso crítico ya no son los electrones.

Es la flexibilidad.

Y los BESS están emergiendo como una de las infraestructuras clave para proporcionarla.

Los números ayudan a entender la magnitud del cambio. El mercado global de almacenamiento con baterías alcanzó unos 32.600 millones de dólares en 2025 y podría superar los 161.000 millones hacia 2034, con tasas de crecimiento cercanas al 19% anual. (Fortune Business Insights)

Sin embargo, la historia interesante no está en el tamaño del mercado.

Está en por qué crece.

Durante años el almacenamiento se justificó casi exclusivamente desde el arbitraje energético: cargar cuando la electricidad era barata y descargar cuando era cara. Era una lógica razonable, pero limitada.

Hoy la conversación es mucho más amplia.

Una batería puede actuar como estabilizador dinámico de red, aportar regulación de frecuencia, soporte de tensión, inercia sintética, servicios auxiliares, gestión de congestiones, respaldo energético local, integración renovable y, cada vez más, facilitar conexiones eléctricas donde antes eran inviables.

En otras palabras: la batería deja de ser un dispositivo de almacenamiento y pasa a convertirse en una plataforma de servicios energéticos.

Y eso cambia completamente el valor del activo.

Además, aparecen nuevos actores que hace apenas unos años parecían impensables. Fabricantes tradicionales de automóviles están entrando en almacenamiento energético a gran escala. Ford, por ejemplo, acaba de lanzar una nueva división específica orientada a sistemas BESS para utilities, industria y centros de datos. (Reuters)

La pregunta evidente es: ¿por qué un fabricante de coches quiere vender baterías estacionarias?

La respuesta probablemente tenga una palabra: IA.

Los centros de datos de nueva generación están introduciendo un comportamiento eléctrico completamente distinto al conocido hasta ahora. Los clústeres de entrenamiento de Inteligencia Artificial generan variaciones rápidas de carga, fuertes demandas instantáneas y necesidades crecientes de estabilidad. Investigaciones recientes indican que el almacenamiento puede convertirse en un elemento estructural para absorber fluctuaciones, reducir picos y participar activamente en servicios de red. (arXiv)

Ya no se trata únicamente de consumir electricidad.

Se trata de interactuar con el sistema eléctrico.

Y esto tiene implicaciones enormes para España.

El país dispone de algunas ventajas estructurales extraordinarias: recurso renovable competitivo, crecimiento acelerado de centros de datos, aumento de autoconsumo y una posición geográfica atractiva para inversiones industriales.

Pero también aparecen tensiones evidentes:

capacidad de red limitada, acceso saturado, riesgo creciente de vertidos renovables y necesidad de estabilidad en un sistema cada vez más dominado por electrónica de potencia.

Aquí la flexibilidad deja de ser una mejora. Se convierte en una necesidad.

Y hay un detalle importante que conviene no ignorar. Un escéptico podría argumentar que la narrativa alrededor de los BESS se ha vuelto excesivamente optimista. Los informes proyectan crecimientos espectaculares, pero la monetización real sigue dependiendo de regulación, mercados y señales económicas adecuadas.

No es un argumento menor.

Investigaciones centradas en el mercado español señalaban que las barreras regulatorias y los costes siguen condicionando la rentabilidad del almacenamiento. (arXiv)

La cuestión ya no es si habrá más baterías.

Eso parece cada vez menos discutible.

La pregunta importante es otra:

¿Quién capturará el valor generado por la flexibilidad?

Porque quizá la próxima gran infraestructura energética no sea una central eléctrica, un parque renovable o una línea de alta tensión.

Puede que sea una red distribuida de activos inteligentes capaces de reaccionar en milisegundos.

Y en ese escenario, los electrones seguirán siendo importantes.

Pero la verdadera materia prima estratégica será la capacidad de moverlos exactamente cuando el sistema lo necesite.

¿100 millones para evitar otro apagón… o el inicio de una nueva era eléctrica en España?

PODCAST >

Tras el gran apagón ibérico, el debate energético en España ha cambiado. Durante años la conversación giró alrededor de una pregunta relativamente simple: ¿cómo generar más energía renovable? Ahora empieza a imponerse otra mucho más compleja: ¿cómo mantener estable un sistema cada vez más renovable?

La reciente decisión de acelerar una inversión superior a 100 millones de euros en la subestación de Cabra (Córdoba) es una señal clara de ese cambio de paradigma. El proyecto contempla la instalación de un compensador síncrono de 250 MVA, junto a la ampliación de la infraestructura existente, con el objetivo de reforzar la estabilidad y resiliencia de la red eléctrica.

Y aquí aparece un matiz importante: esta inversión no busca producir más electricidad.

Busca algo que empieza a convertirse en uno de los recursos más valiosos del sistema eléctrico moderno: estabilidad.

Tradicionalmente, centrales térmicas, nucleares o de carbón aportaban de forma natural una característica crítica: inercia eléctrica. Sus grandes turbinas giratorias actuaban como amortiguadores físicos capaces de absorber perturbaciones y estabilizar frecuencia y tensión.

Pero el sistema energético está cambiando.

La solar fotovoltaica, la eólica y muchas nuevas tecnologías se conectan mediante electrónica de potencia. Son extremadamente eficientes, rápidas y flexibles, pero aportan mucha menos inercia física que los grandes generadores convencionales.

Y ahí entra el compensador síncrono.

Se trata de una enorme máquina rotativa sincronizada con la frecuencia de la red capaz de aportar:

• regulación dinámica de tensión,

• potencia reactiva,

• estabilidad ante oscilaciones,

• potencia de cortocircuito,

• e inercia adicional para reforzar el sistema. 

No es casualidad que el Gobierno haya incorporado por primera vez compensadores síncronos en la Península dentro del plan de resiliencia de la red eléctrica. El programa contempla ocho instalaciones en distintas ubicaciones estratégicas. (Ministerio de Transición Ecológica)

La pregunta interesante es otra:

¿Estamos reconstruyendo con grandes máquinas rotativas parte de lo que tecnologías digitales como los BESS Grid Forming podrían aportar?

Porque aquí aparece una discusión que probablemente marcará los próximos años.

Los compensadores síncronos ofrecen ventajas muy claras:

• aportan inercia física real;

• ofrecen una gran robustez operativa;

• proporcionan elevada capacidad de cortocircuito;

• son una tecnología madura y conocida por operadores de red.

Pero los sistemas BESS Grid Forming incorporan capacidades distintas:

• respuesta prácticamente instantánea;

• inercia sintética;

• servicios avanzados de red;

• arbitraje energético;

• flexibilidad operativa;

• múltiples fuentes de ingresos.

Más que una competición entre tecnologías, la realidad podría apuntar hacia un modelo híbrido.

Compensadores síncronos donde la red necesita gran robustez estructural y BESS Grid Forming de SolaX Power aportando velocidad, flexibilidad y servicios adicionales.

Además, estas inversiones no solo buscan seguridad operativa. El Gobierno estima que el refuerzo de red reducirá restricciones técnicas y podría generar ahorros relevantes en costes del sistema. (Ministerio de Transición Ecológica)

Y quizá esa sea la verdadera lectura.

Durante décadas pagábamos principalmente por megavatios-hora.

Ahora empezamos a poner precio a algo distinto:

inercia, estabilidad, resiliencia y calidad de red.

Y eso puede redefinir completamente el papel del almacenamiento energético en España.

Morgan Stanley ya apunta al cuello de botella energético de la IA. ¿Y si el gran ganador no son solo las redes, sino el almacenamiento?

PODCAST >

Durante años el debate energético europeo giró alrededor de una pregunta relativamente sencilla: ¿cómo desplegar más renovables? Hoy la conversación parece haber cambiado por completo. La irrupción de la inteligencia artificial, el crecimiento explosivo de centros de datos y una geopolítica cada vez más inestable están desplazando el foco hacia otra cuestión mucho más compleja: ¿cómo suministrar energía suficiente, cuándo y donde se necesita? 

Morgan Stanley lleva meses señalando algo llamativo: el verdadero cuello de botella de la revolución IA ya no es el chip, sino la energía. La entidad prevé un aumento de la demanda eléctrica global superior a 1 billón de kWh anuales hasta 2030 y estima que los centros de datos ligados a IA representarán cerca del 20% de ese crecimiento.

La magnitud es difícil de visualizar. Los nuevos campus de IA ya no se miden en decenas de MW; empiezan a aparecer instalaciones entre 1 y 4 GW por emplazamiento. Morgan Stanley advierte además de potenciales problemas de suministro y acceso a red en el periodo 2027-2028 por años de inversión insuficiente en infraestructuras eléctricas.

Y aquí aparece una pregunta incómoda.

Si la demanda energética va a crecer más rápido que la capacidad de las redes para adaptarse, ¿basta con construir más líneas y más generación?

Un observador escéptico diría que no.

Porque desplegar una gran infraestructura eléctrica requiere permisos, servidumbres, subestaciones, interconexiones y plazos que se miden en años. Mientras tanto, la demanda no espera. Los centros de datos tampoco.

Por eso Morgan Stanley empieza a hablar de una tendencia interesante: Bring Your Own Power. Es decir, centros de datos que dejan de depender exclusivamente de la red y desarrollan ecosistemas energéticos propios basados en microredes, generación local, sistemas híbridos y almacenamiento. 

Y aquí es donde el almacenamiento deja de ser un complemento para convertirse en infraestructura estratégica.

Durante mucho tiempo el BESS fue visto como una herramienta de arbitraje energético: cargar barato y descargar caro. Esa visión empieza a quedarse pequeña.

Los nuevos escenarios exigen otra cosa:

absorción de picos de carga, reducción de congestión, soporte de tensión, capacidad flexible, integración renovable, servicios dinámicos de red y resiliencia operativa.

En otras palabras: flexibilidad instantánea.

Y España tiene todos los ingredientes para convertirse en uno de los laboratorios más interesantes de Europa.

El país combina un crecimiento acelerado de centros de datos, abundancia renovable, restricciones crecientes de acceso, episodios de curtailment y una necesidad cada vez más evidente de flexibilidad del sistema.

Además, el debate tras el apagón ibérico ha vuelto a poner sobre la mesa conceptos como estabilidad dinámica, respuesta rápida e incluso Grid Forming.

La cuestión ya no parece ser cuánta generación adicional instalar.

La pregunta empieza a ser otra:

¿cómo conseguimos que el sistema responda en tiempo real?

Porque quizá el error sea pensar que el próximo gran ciclo energético europeo estará dominado únicamente por redes y renovables.

Tal vez el verdadero cuello de botella sea la flexibilidad.

Y ahí el almacenamiento podría dejar de ser una tecnología más para convertirse en la infraestructura crítica de la economía digital.

Construir una línea eléctrica lleva años. Desplegar un BESS puede llevar solo unos meses.

Y en un mundo donde la IA acelera más rápido que las redes, esa diferencia puede ser enorme.

¿Y si las baterías dejan de seguir la red para empezar a sostenerla?

PODCAST >

Durante años, gran parte de la conversación energética en España se ha centrado en una pregunta aparentemente sencilla: ¿cuántos MW renovables y cuántos MWh de almacenamiento necesitamos instalar?

Sin embargo, a medida que aumenta la penetración renovable, avanza la electrificación, crece la demanda de nuevas cargas como los centros de datos y disminuye progresivamente el peso de la generación síncrona convencional, empieza a emerger una cuestión mucho más profunda: ¿quién sostendrá la estabilidad de la red eléctrica del futuro?

Porque el sistema eléctrico está cambiando de naturaleza. Y cuando cambia la física del sistema, cambian también sus necesidades.

Durante décadas, buena parte de la estabilidad de la red descansó sobre grandes máquinas síncronas capaces de aportar inercia natural, potencia de cortocircuito y soporte dinámico. Pero en sistemas cada vez más dominados por electrónica de potencia, el reto ya no consiste únicamente en producir energía renovable. El desafío es mantener estabilidad, resiliencia y robustez operativa.

Aquí es donde empieza a ganar protagonismo un concepto que hasta hace poco permanecía prácticamente reservado a especialistas: Grid Forming.

Hasta ahora, la mayoría de inversores renovables han trabajado en modo Grid Following: necesitan una red existente sobre la que sincronizarse; siguen una referencia previamente establecida.

Pero Grid Forming cambia completamente el paradigma.

Los sistemas Grid Forming pueden comportarse como fuentes activas de tensión capaces de contribuir a establecer una referencia eléctrica propia y participar activamente en la estabilidad dinámica del sistema. No se limitan a reaccionar ante la red; pueden ayudar a sostenerla.

La diferencia parece sutil, pero sus implicaciones son enormes.

Un BESS con capacidades avanzadas Grid Forming puede aportar funcionalidades tradicionalmente asociadas a generación convencional:

• soporte dinámico de tensión

• respuesta ultrarrápida de frecuencia

• inercia sintética

• operación en redes débiles

• mayor estabilidad frente a perturbaciones

• capacidades potenciales de Black Start

Y lo más relevante es que este escenario ya ha abandonado el terreno puramente teórico.

España acaba de dar un paso importante con la entrega de los primeros estudios oficiales de Black Start y capacidades Grid Forming en proyectos híbridos fotovoltaicos con baterías. Los análisis, realizados siguiendo criterios de IDAE y Red Eléctrica, incorporaron más de 500 simulaciones EMT por parque y representan uno de los primeros ejercicios reales de validación de estas capacidades a nivel nacional.

La señal regulatoria también empieza a alinearse.

Red Eléctrica trabaja ya sobre especificaciones técnicas Grid Forming ligadas a la evolución de los futuros códigos europeos de red. Al mismo tiempo, programas como PINALM comienzan a reconocer y diferenciar económicamente soluciones capaces de incorporar funcionalidades avanzadas asociadas a estabilidad del sistema.

El mensaje implícito es relevante: el sector empieza a dejar de preguntarse únicamente cuánta energía almacena una batería y empieza a interesarse por algo mucho más estratégico: qué valor sistémico puede aportar.

Y aquí aparece otro aspecto especialmente interesante.

La tecnología parece avanzar más rápido que el propio mercado.

Mientras reguladores y operadores siguen definiendo estándares y futuros mecanismos de remuneración, algunos fabricantes ya han comenzado a incorporar estas capacidades dentro de sus arquitecturas utility-scale. Soluciones BESS recientes integran modos Grid Forming y Grid Following en una misma plataforma, anticipando una evolución que probablemente responda a futuras necesidades del sistema eléctrico.

En SolaX Power ya existen soluciones utility con capacidad para operar tanto en modo Grid Following como Grid Forming, reflejando una tendencia que empieza a extenderse: las baterías dejan de concebirse únicamente como activos energéticos y evolucionan hacia infraestructuras activas de red.

Y probablemente aquí se encuentre uno de los grandes cambios estratégicos de los próximos años.

Durante mucho tiempo, el modelo BESS en España se asoció principalmente a arbitraje energético, desplazamiento temporal de energía e hibridación renovable. Pero un sistema eléctrico con alta penetración renovable, necesidades crecientes de flexibilidad y mayores exigencias de resiliencia podría desplazar progresivamente el valor hacia servicios mucho más sofisticados.

La pregunta sigue abierta:

¿Se remunerarán explícitamente servicios como inercia sintética, soporte dinámico o capacidades Grid Forming?

¿Cómo valorarán los financiadores estas capacidades en términos de bancabilidad?

¿Veremos mecanismos específicos para estabilidad similares a otros mercados internacionales?

¿Pasará Grid Forming de requisito técnico a activo estratégico?

Lo que parece cada vez más evidente es que el almacenamiento está entrando en una nueva etapa.

Quizá el próximo negocio de las baterías en España ya no consista únicamente en mover energía entre horas baratas y caras.

Quizá el verdadero valor esté en algo mucho más ambicioso:

convertirse en infraestructura crítica para sostener la red eléctrica del futuro.

¿Creéis que el mercado español terminará remunerando explícitamente capacidades avanzadas como Grid Forming e inercia sintética en los BESS?

El Alma-Zen del sistema eléctrico: por qué los BESS están cambiando las reglas

PODCAST >

Hace unos años, un número especial dedicado casi por completo al almacenamiento habría parecido una apuesta editorial arriesgada. Hoy ya no. El último número de Energías Renovables, bajo un título muy revelador —"BESS: El Alma-Zen de la soberanía energética"— puede interpretarse como una señal clara de hacia dónde se mueve el sector: las baterías han dejado de ser un complemento tecnológico para convertirse en una pieza central del nuevo sistema energético.

Y quizá lo más interesante no sea el hecho de dedicar una portada al almacenamiento. Lo realmente llamativo es la cantidad de ángulos distintos desde los que se aborda. Porque cuando una tecnología empieza a aparecer simultáneamente en conversaciones de regulación, rentabilidad, resiliencia, autoconsumo, data centers, mercados eléctricos, soberanía energética y transición industrial, suele significar una cosa: está entrando en fase de adopción masiva.

La revista prácticamente dibuja una radiografía de esa explosión. Su índice es revelador: autoconsumo con baterías, rentabilidad BESS, independencia energética, integración con UPS/SAI, electrificación, almacenamiento como soporte de red o energía renovable 24/7.

Y detrás de todos esos temas aparece una misma idea: el problema ya no es producir electricidad renovable.

Ahora el reto es gestionarla.

España ha instalado renovables a un ritmo extraordinario, especialmente fotovoltaica. Pero el éxito trae nuevos desafíos. El propio editorial de la revista recuerda un dato que hace apenas unos años habría parecido impensable: en 2025 el mercado eléctrico español registró 253 horas a precio cero y 552 horas con precios negativos.

No es un fallo del sistema. Es una consecuencia de su transformación.

La energía solar produce mucho… y muchas veces todos producen al mismo tiempo.

Ahí aparece el BESS como una especie de traductor temporal del sistema eléctrico: almacenar energía cuando sobra y liberarla cuando aporta más valor.

Ese cambio parece pequeño. No lo es.

Porque convierte un problema operativo en una oportunidad económica:

• reducción de vertidos;

• arbitraje energético;

• servicios de red;

• apoyo a tensión y estabilidad;

• mejora de la bancabilidad;

• hibridación;

• resiliencia;

• autoconsumo optimizado.

Y lo interesante es que la revista va mostrando cómo el almacenamiento ya no responde a una sola necesidad. Responde a muchas simultáneamente.

En autoconsumo residencial, las baterías permiten aumentar autoconsumo y reducir dependencia de la red.

En utility scale ayudan a resolver canibalización y capturar mejores precios.

En redes permiten añadir flexibilidad.

En industria reducen exposición a volatilidad.

En infraestructuras críticas aportan resiliencia.

Y en los nuevos centros de datos vinculados a IA aparece un papel especialmente interesante.

La revista incluso aborda la complementariedad BESS-UPS/SAI.

Y aquí puede estar una de las evoluciones más relevantes de los próximos años.

Tradicionalmente el SAI protegía cargas críticas y el BESS gestionaba energía. Pero la frontera empieza a difuminarse. Los nuevos centros de datos demandan continuidad, estabilidad, optimización energética y capacidad de interacción con red.

No es difícil imaginar arquitecturas donde las baterías hagan mucho más que respaldo.

Y hay otra cuestión especialmente interesante: la soberanía energética.

La revista recuerda que España gastó más de 51.000 millones de euros en importaciones de petróleo y gas.

Durante años la conversación energética giró alrededor de instalar más generación renovable.

Quizá la siguiente década trate sobre algo diferente:

cómo aprovecharla realmente.

Porque instalar paneles no garantiza independencia energética.

Poder usar esa energía cuando se necesita sí.

Por eso una de las ideas más potentes que deja este número quizá sea esta: el almacenamiento ya no se presenta como "la tecnología del futuro".

Empieza a presentarse como la infraestructura necesaria para que el futuro funcione.

Y cuando una tecnología comienza a resolver problemas técnicos, económicos, geopolíticos y de resiliencia al mismo tiempo, normalmente deja de ser una tendencia.

Empieza una nueva fase del mercado.