30 sept 2026

Europa ya ha demostrado que las renovables pueden amortiguar el gas. Ahora necesita baterías

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.

Eso es una buena noticia.

Pero solo cuenta la mitad de la historia.

España muestra también el otro lado del problema

29 sept 2026

Europa quiere más renovables en 2040: sin almacenamiento, el objetivo estará incompleto

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.

Y ese detalle cambia profundamente el debate.

Cuando el viento falla, España apaga industria: la otra razón por la que necesitamos baterías


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.

28 sept 2026

El nuevo mapa del almacenamiento: ya no basta con saber dónde sobra electricidad, hay que saber dónde sobrará

El curtailment empieza a dejar de ser una estadística histórica para convertirse en una variable de inversión. Y eso puede cambiar dónde tiene sentido instalar renovables, baterías y grandes consumidores flexibles como los centros de datos.

Durante años, gran parte de las decisiones sobre renovables se han basado en tres preguntas: dónde hay recurso, dónde existe capacidad de conexión y qué precio puede obtener la energía.

Pero la penetración renovable está añadiendo una cuarta:

¿Cuánta de esa electricidad podremos realmente vender dentro de cinco años?

El nuevo módulo de eRoots Map intenta responder precisamente a esa pregunta. La plataforma permite proyectar el curtailment —la energía renovable que no puede integrarse en el sistema— a nivel de nudo y planta con un horizonte de cinco años, incorporando escenarios de crecimiento renovable, demanda, almacenamiento, precios de combustible y posibles retrasos en los refuerzos de red.

Y eso cambia bastante la conversación.

El 60% que España no puede permitirse perder

Extremadura resume una paradoja cada vez más visible en el sistema eléctrico español: tenemos más energía solar, pero no siempre tenemos red, almacenamiento o demanda capaces de aprovecharla.

España ha pasado muchos años preguntándose cómo producir más electricidad renovable.

La siguiente pregunta puede ser bastante más incómoda:

¿Qué hacemos cuando ya tenemos la energía, pero no podemos utilizarla?

José Donoso, director general de UNEF, acaba de poner una cifra sobre la mesa que merece atención. En una entrevista publicada por HOY, afirma que existen plantas fotovoltaicas en Extremadura que, debido a restricciones técnicas, llegan a desperdiciar hasta el 60% de su energía.

Conviene precisar el dato: no significa que Extremadura esté perdiendo el 60% de toda su producción solar. Donoso habla de determinadas plantas sometidas a restricciones especialmente severas.

Pero precisamente por eso el dato resulta interesante.

Porque muestra hasta dónde puede llegar el problema cuando generación, red y demanda dejan de crecer de manera coordinada.

El cuello de botella está cambiando

27 sept 2026

Europa vuelve a pedir reducir la demanda. Las baterías pueden hacer algo mejor: moverla


La presión sobre el gas devuelve la flexibilidad al centro de la política energética europea. BESS, almacenamiento y demanda flexible pueden convertir un problema de consumo en una herramienta de seguridad energética.

Europa se prepara de nuevo para un invierno complicado.

No necesariamente porque vaya a faltar gas. La Comisión Europea insiste en que no existe actualmente un riesgo inmediato para la seguridad de suministro. Pero la situación tampoco es cómoda: los almacenamientos europeos rondan el 70%, claramente por debajo del nivel registrado hace un año, mientras Europa sigue expuesta a la competencia internacional por el GNL y a una elevada volatilidad geopolítica.

Por eso Bruselas vuelve a enviar un mensaje conocido a los Estados miembros:

reduzcan la demanda cuando el sistema esté bajo presión.

Pero en 2026 esa recomendación debería leerse de una manera diferente a la de 2022.

Porque Europa dispone ahora de una herramienta que entonces apenas empezaba a desplegar a escala: el almacenamiento eléctrico.

El verdadero problema no son los MWh. Es cuándo se consumen.

Europa pisa el acelerador: el despliegue de BESS se triplica en 2026

El almacenamiento deja de ser la tecnología que Europa necesitará mañana para convertirse en infraestructura energética que Europa está instalando hoy.

Hay cifras que indican crecimiento. Y hay cifras que señalan un cambio de fase del mercado.

Esta pertenece al segundo grupo.

Europa puso en operación 18,2 GWh de sistemas de almacenamiento en baterías a gran escala durante los primeros ocho meses de 2026, aproximadamente tres veces la capacidad desplegada durante el mismo periodo de 2025, según datos de Benchmark Mineral Intelligence publicados por Energy-Storage.news.

No significa que el parque europeo de baterías se haya triplicado.

Significa algo probablemente más importante para entender hacia dónde va el mercado:

el ritmo de construcción se está acelerando radicalmente.

Agosto deja una señal especialmente clara

26 sept 2026

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

La electrificación ya no es únicamente una política climática.

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

Y para España esto tiene una consecuencia especialmente relevante:

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

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

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

Y las consecuencias económicas son enormes.

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

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

España ya apunta al 35%

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


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

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

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

En Gran Bretaña, menos de 200.000 dólares/MW.

A primera vista parecería evidente dónde resulta más atractivo invertir.

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

Mucho ingreso no significa ingreso financiable

25 sept 2026

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

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

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

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

La Comisión Europea reconoce la magnitud del problema.

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

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

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

La respuesta europea: electrificar

España tiene renovables. Lo que empieza a faltarle es red


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

La IA cambia el papel de las baterías: del almacenamiento al acceso a potencia


Wood Mackenzie eleva sus previsiones de almacenamiento en EE. UU. por el crecimiento de los centros de datos. Para España, donde la capacidad de red se está convirtiendo en un recurso escaso, la lectura puede ser todavía más interesante.

Durante años hemos explicado el almacenamiento energético hablando de renovables, arbitraje, servicios de ajuste o reducción de picos.

La inteligencia artificial está añadiendo una nueva razón.

Acceder a potencia.

Wood Mackenzie acaba de señalar que el rápido despliegue de centros de datos está mejorando las perspectivas del mercado estadounidense de Battery Energy Storage Systems (BESS) en prácticamente todos sus segmentos.

Y detrás de esa previsión hay un cambio conceptual importante:

El almacenamiento empieza a ser una herramienta para acelerar la energización de nuevas grandes cargas.

Estados Unidos: 130 GW de nuevas baterías

Según el US Energy Storage Monitor Q3 2026 de Wood Mackenzie, el mercado estadounidense instaló un récord de 5,4 GW / 18,9 GWh de almacenamiento durante el segundo trimestre de 2026.

La consultora proyecta además más de 130 GW / 534 GWh de BESS utility-scale entre 2026 y 2031, llevando la capacidad acumulada estadounidense aproximadamente hasta 207 GW / 715 GWh en 2031.

Pero quizá lo más interesante del informe no sean los gigavatios.

Es por qué están aumentando las previsiones.

24 sept 2026

España entra en una nueva fase del almacenamiento: las baterías de 4 horas empiezan a capturar el verdadero valor de la volatilidad

El Storage Index de Clean Horizon de agosto de 2026 deja una señal difícil de ignorar: tras el salto de julio, los ingresos potenciales de los BESS en España no retroceden. Se mantienen en máximos recientes y vuelven a crecer. Y cuanto mayor es la duración de la batería, mayor es la oportunidad.

Durante años, una de las grandes preguntas alrededor del almacenamiento en España ha sido siempre la misma: ¿de dónde van a salir los ingresos que permitan financiar las baterías?

El último Storage Index de Clean Horizon empieza a dar una respuesta bastante clara.

En julio, los ingresos anualizados de los sistemas BESS de 2 y 4 horas aumentaron un 90 % respecto a junio. El incremento estuvo impulsado por mayores oportunidades en el mercado Day-Ahead, el mercado intradiario continuo y mayores spreads accesibles en mFRR. 

Lo realmente interesante es lo que ocurre después.

Agosto no devuelve el mercado a los niveles anteriores.

Clean Horizon calcula que los ingresos vuelven a aumentar entre un 1 % y un 6 %, dependiendo de la duración del BESS. Esta vez el impulso procede del aumento de precios de capacidad aFRR, del mercado intradiario continuo y de mayores spreads tanto en aFRR energía como en Day-Ahead. 

El gráfico cuenta una historia todavía más interesante

Europa quiere soberanía tecnológica. Sin almacenamiento, la soberanía energética queda incompleta

Europa está empezando a unir dos debates que durante demasiado tiempo se han tratado por separado: quién controla las tecnologías estratégicas y quién controla la energía que las hace funcionar.

España ha defendido esta semana en Bruselas reforzar la capacidad industrial y tecnológica europea para mejorar la competitividad y reducir dependencias. El ministro de Industria, Jordi Hereu, ha planteado aumentar las capacidades europeas en investigación, diseño, fabricación avanzada y formación de talento, especialmente en sectores estratégicos como los semiconductores.

Casi simultáneamente, la vicepresidenta Sara Aagesen ha situado las renovables como una herramienta para reducir la dependencia europea de los combustibles fósiles importados.

Las dos declaraciones hablan, en realidad, del mismo problema.

La nueva competitividad europea necesita dos tipos de autonomía

La electrificación puede ahorrar 400.000 millones de dólares al año. Pero necesitará baterías para conseguirlo.

La IEA sitúa la electrificación en el centro del nuevo sistema energético mundial. El reto ya no es solo generar más electricidad, sino hacer que esa electricidad llegue cuando y donde se necesita.

La electrificación está dejando de ser una tendencia sectorial para convertirse en uno de los grandes vectores de transformación del sistema energético mundial.

El nuevo informe especial de la International Energy Agency (IEA), Electrification, plantea un escenario en el que la electricidad alcanzaría el 35% del consumo final mundial de energía en 2035, frente al 23% actual. La propia IEA considera que, con tecnologías ya disponibles y costes de 2025, sería económicamente viable alcanzar aproximadamente un 33%.

El cambio tendría consecuencias enormes.

La batería ya no es solo almacenamiento: es una cobertura frente a la volatilidad

La industria empieza a descubrir que producir energía barata no basta. Hay que poder decidir cuándo utilizarla.

Durante años, la conversación sobre competitividad energética industrial se ha centrado en conseguir electricidad más barata: negociar un PPA, instalar autoconsumo fotovoltaico o contratar coberturas en el mercado.

Pero la creciente volatilidad del sistema eléctrico está introduciendo una variable nueva: la flexibilidad.

Y ahí las baterías empiezan a cambiar las reglas del juego.

AleaSoft Energy Forecasting señala que la combinación de coberturas, autoconsumo y almacenamiento permite reducir la exposición de los consumidores industriales a la volatilidad de los mercados energéticos.

La conclusión es importante porque cambia la forma de entender un BESS.

22 sept 2026

La batería deja de ser un complemento: empieza la era de la flexibilidad


La caída del 97% en el precio de las celdas de ion-litio en 25 años ha cambiado por completo la economía del almacenamiento. El siguiente salto no será solo fabricar más baterías, sino utilizarlas para transformar cómo consumimos, producimos y gestionamos la electricidad.

La historia del ion-litio es una de las curvas tecnológicas más extraordinarias de las últimas décadas.

Según la International Energy Agency (IEA), la demanda anual mundial de baterías en 2025 fue casi 1.000 veces superior a la del año 2000, mientras que el precio medio de las celdas cayó alrededor de un 97% durante ese mismo periodo.

El mercado mundial supera ya los 150.000 millones de dólares.

Pero quizá el dato más importante no sea su tamaño.

Es dónde están empezando a utilizarse esas baterías.

BESS deja de ser un complemento: IRENA lo coloca en el centro de la transición energética

El nuevo informe 2026 de IRENA deja una conclusión difícil de ignorar: el gran reto de la transición energética ya no es únicamente instalar más renovables, sino hacer que esa energía pueda integrarse, almacenarse y utilizarse cuando realmente se necesita.

Y ahí el almacenamiento con baterías pasa de ser “una opción interesante” a convertirse en infraestructura crítica.

IRENA estima que en 2025 se instalaron alrededor de 112 GW / 307 GWh de nueva capacidad de almacenamiento en baterías, un 48% más que en 2024. El organismo destaca que los BESS permiten absorber excedentes, descargar energía cuando el sistema lo requiere, reducir congestiones y contribuir a la estabilidad de red.

El dato económico es todavía más potente. El coste de los sistemas de almacenamiento completamente instalados cayó casi un 30% entre 2024 y 2025 y alrededor de un 95% desde 2010, hasta situarse en torno a 140 USD/kWh. Al mismo tiempo, la combinación de solar + almacenamiento ya representó aproximadamente una cuarta parte de la nueva capacidad solar utility-scale instalada en 2025.

California demuestra que las baterías no almacenan energía: cambian el sistema eléctrico

El despliegue de BESS empieza a mostrar algo mucho más importante que el arbitraje: la capacidad de trasladar la generación renovable hacia las horas en las que el sistema realmente la necesita.

Durante años hemos explicado el almacenamiento con una frase sencilla: cargar cuando sobra electricidad y descargar cuando falta.

California está empezando a demostrar que el efecto puede ser bastante más profundo.

Los perfiles medios de generación de CAISO correspondientes al primer semestre de 2024 y de 2026 muestran una transformación notable: según los datos horarios de la EIA citados por Gavin Mooney, la generación eléctrica con gas cayó aproximadamente un 62%, mientras la generación solar aumentó alrededor de un 20%.

Pero el dato realmente interesante no es ninguno de esos dos.

Es lo que ocurre entre el mediodía y la noche.

La solar ya no termina cuando se pone el sol

21 sept 2026

Cuando la red es escasa, no todos los MW valen lo mismo

España abre la puerta a priorizar los proyectos que aporten más valor económico, industrial y energético

Durante años, la conversación sobre nuevos centros de datos en España se ha centrado en una pregunta:

¿Hay potencia eléctrica disponible?

El nuevo Real Decreto 731/2026 introduce otra cuestión mucho más interesante:

Si la capacidad es limitada, ¿qué proyecto debería utilizarla?

Y eso puede cambiar las reglas del juego.

El Gobierno reconoce expresamente que el despliegue renovable español está atrayendo inversiones de elevado consumo eléctrico, citando específicamente los centros de procesamiento de datos y el hidrógeno renovable. Al mismo tiempo, advierte de que la demanda de acceso y conexión puede superar la capacidad disponible en determinados nudos.

La respuesta regulatoria es significativa: establecer una gobernanza que permita priorizar proyectos con mayor impacto positivo sobre la economía y mayor contribución a la autonomía y liderazgo industrial de España.

20 sept 2026

La IA empieza a reservar sus baterías antes de construir sus data centers

NeoVolta firma un compromiso vinculante de unos 53 millones de dólares para suministrar BESS a proyectos de Edge AI Data Centers en Ontario. La carrera por la infraestructura de IA empieza a convertirse también en una carrera por asegurar capacidad de almacenamiento.

Durante meses hemos hablado de una cuestión aparentemente inevitable:

si los data centers de IA necesitan cada vez más potencia, ¿de dónde saldrá esa electricidad?

Ahora empieza a aparecer una segunda pregunta:

¿dónde se almacenará?

NeoVolta anunció el 17 de septiembre un acuerdo vinculante de reserva de capacidad con Infinite Grid Capital para suministrar sistemas BESS destinados a proyectos de Edge AI Data Centers en el norte de Ontario durante 2027.

El compromiso asciende aproximadamente a:

53 millones de dólares

Pero la cifra más interesante está detrás.

El acuerdo constituye el primer compromiso comercial importante dentro de un marco previamente anunciado entre ambas compañías que contempla potencialmente:

1,1 GWh de BESS

aproximadamente 200 millones de dólares

en varios mercados.

La segunda vida de la fotovoltaica española no es instalar más paneles: es añadir baterías

Dos proyectos publicados en el BOE muestran hacia dónde puede dirigirse una parte importante del mercado BESS español: añadir almacenamiento a plantas fotovoltaicas que ya están construidas, conectadas y produciendo.

Durante años, el crecimiento renovable español se ha medido principalmente en una unidad:

MW solares instalados.

Pero el siguiente gran mercado puede estar en otro sitio.

No necesariamente en construir más plantas.

Sino en transformar las que ya existen.

El BOE del 17 de septiembre acaba de publicar la tramitación de dos proyectos de almacenamiento vinculados a instalaciones fotovoltaicas de Solaria en Valladolid.

Y juntos representan aproximadamente:

51 MW de BESS + 261 MWh de almacenamiento.

Pero esa no es realmente la cifra importante.

Lo importante es que las plantas solares ya existen y están operando.

19 sept 2026

Google acaba de probar una pieza que puede cambiar la ecuación energética de los centros de datos en España


La batería ya no solo desplaza electricidad. Empieza a desplazar también el atributo renovable en el tiempo.

Y eso llega justo cuando España está planteando exigir a los nuevos centros de datos algo especialmente difícil: que al menos el 80% de la electricidad consumida en cada hora de funcionamiento esté respaldada por generación renovable producida en esa misma hora.

La coincidencia es difícil de ignorar.

Google acaba de patrocinar un piloto junto con esVolta, LevelTen Energy y Quintrace para estudiar precisamente cómo una batería puede almacenar electricidad renovable excedentaria y trasladarla hacia las horas en las que el consumo de Google supera la disponibilidad renovable.

No hablamos solo de mover electrones.

Hablamos de mover renovabilidad de una hora a otra.

18 sept 2026

El 80% horario cambia el PPA: los centros de datos españoles pueden acabar comprando curvas de energía, no MWh


Durante años, el Corporate PPA ha tenido una lógica relativamente sencilla: un gran consumidor contrata suficiente generación renovable para cubrir, en términos anuales, una parte significativa de su consumo eléctrico.

El proyecto de Real Decreto español para centros de datos cambia radicalmente esa lógica.

La propuesta sometida a audiencia pública por el MITECO plantea que los centros de datos afectados respalden mediante nueva generación renovable al menos el 80% de su consumo en cada hora de funcionamiento. No basta, por tanto, con que al final del año coincidan los MWh renovables contratados con los MWh consumidos. La generación debe acompañar temporalmente a la demanda.

Esto puede parecer una diferencia contable.

No lo es.

Puede transformar la forma en que se diseñan los PPAs para algunos de los mayores consumidores eléctricos del país.

España ya tiene mercado de capacidad. Y para las baterías, la verdadera noticia aún está por llegar.


España acaba de dar un paso que puede cambiar la economía del almacenamiento.

La Orden TED/966/2026, publicada el 17 de septiembre, crea formalmente el mercado de capacidad del sistema eléctrico peninsular. Su objetivo es contratar potencia firme suficiente para cubrir situaciones de estrés y reducir el riesgo de energía no suministrada. (BOE)

El almacenamiento está dentro.

Pero la pregunta interesante ya no es simplemente:

¿Cuántos MW de baterías necesita España?

La pregunta empieza a ser:

¿Cuántos MW firmes puede aportar realmente cada tipo de batería y cuánto debería pagar el sistema por ellos?

17 sept 2026

España invertirá 17.000 millones en redes, pero la verdadera noticia es otra


La transición energética española está cambiando de fase. Ya no basta con producir más electricidad renovable: ahora hay que conseguir que la red pueda transportarla, almacenarla y entregarla exactamente cuando y donde se necesita.

El Gobierno acaba de anunciar una inversión superior a 17.000 millones de euros en la planificación de la red de transporte eléctrico hasta 2030, lo que Sara Aagesen ha definido como “la mayor inversión en redes eléctricas de la historia de este país”.

La cifra impresiona.

Pero probablemente no sea la parte más importante de la noticia.

16 sept 2026

Von der Leyen pone cifra al futuro eléctrico de Europa: 260.000 millones menos en combustibles fósiles

Hay noticias energéticas importantes.

Y luego hay noticias que adquieren otra dimensión por quién las anuncia y dónde las anuncia.

Hoy ha sido Ursula von der Leyen, presidenta de la Comisión Europea, durante su discurso sobre el Estado de la Unión:

Europa quiere duplicar el peso de la electricidad en su consumo energético de aquí a 2040.

Y ha puesto una cifra encima de la mesa:

260.000 millones de euros al año menos en importaciones de combustibles fósiles.

No estamos hablando de una asociación renovable reclamando más electrificación.

Ni de un fabricante de baterías explicando por qué necesitamos almacenamiento.

Es la presidenta de la Comisión situando la electrificación, las redes y el almacenamiento en el centro de la estrategia energética europea.

España empieza a poner precio a la firmeza: el mercado de capacidad cambia el business case del BESS


Durante años hemos construido renovables pensando principalmente en una pregunta:

¿Cuántos MWh podemos producir?

Pero un sistema eléctrico con una penetración creciente de solar y eólica empieza a hacerse otra pregunta bastante más incómoda:

¿Cuánta potencia tendremos disponible exactamente cuando la necesitemos?

España acaba de dar un paso importante para empezar a responderla.

El MITECO ha anunciado la inminente publicación de la Orden Ministerial que crea el nuevo mercado de capacidad del sistema eléctrico peninsular.

Y para el almacenamiento, esto puede ser mucho más importante de lo que parece.

No se pagará energía. Se pagará disponibilidad.

15 sept 2026

Las baterías también son política antiinflacionaria: la lección que España está dando a Europa


La crisis de Ormuz vuelve a recordar algo incómodo: Europa puede controlar los tipos de interés, pero no controla el precio del petróleo ni del gas que importa. La respuesta estructural no es únicamente instalar más renovables. Es conseguir que esa energía renovable esté disponible cuando el sistema realmente la necesita. Ahí entra el almacenamiento.

Cada gran crisis energética europea termina pareciéndose a la anterior. Sube el petróleo o el gas, aumenta el coste de producir electricidad, transportar mercancías y fabricar bienes, y ese incremento acaba propagándose por toda la economía.

El nuevo informe de la New Economics Foundation (NEF), Stabilising the Shock Market, intenta cuantificar precisamente ese mecanismo. Su modelización concluye que un shock del 50% en los precios de los combustibles fósiles y la energía podría añadir entre 0,8 y 1,8 puntos porcentuales a la inflación en los países europeos estudiados.

No es una previsión. NEF lo deja claro: utiliza un modelo de precios de Leontief y trabaja con hipótesis ilustrativas, entre ellas un 20% de transmisión del shock al consumidor durante el primer año.

Pero el mecanismo económico que muestra resulta difícil de ignorar.

Europa vuelve a recibir la factura del gas: Ormuz solo ha encendido la mecha


Petróleo por encima de 100 dólares, gas europeo cerca de 84 €/MWh, electricidad por encima de 200 €/MWh en algunos mercados e inflación al alza. Las noticias de estos días parecen una tormenta perfecta. Pero el verdadero problema no está en Ormuz. Está en una vulnerabilidad energética europea que sigue sin resolverse: depender del combustible importado justo cuando necesitamos energía firme y gestionable.

Hay días en los que basta con mirar una portada energética para entender que algo está ocurriendo.

El Brent vuelve a moverse por encima de los 100 dólares por barril y este martes llegó a situarse alrededor de 107 dólares, después del cierre temporal del oleoducto Este-Oeste de Arabia Saudí y de las dificultades para el tráfico marítimo a través del estrecho de Ormuz. 

Al mismo tiempo, el gas TTF europeo ha llegado a superar los 84 €/MWh, recuperando niveles que no veíamos desde comienzos de 2023. 

Y entonces ocurre lo que Europa y España conocen demasiado bien.

El problema salta del mercado del gas al mercado eléctrico, con sus consabidas consecuencias;

La Alianza por la Competitividad de la Industria Española ha advertido del fuerte impacto que la crisis energética derivada del conflicto en el Golfo Pérsico está teniendo sobre la actividad manufacturera nacional y ha hecho un llamamiento a la adopción urgente de medidas que permitan preservar la competitividad de las empresas, la inversión industrial y el empleo.

Según las estimaciones elaboradas por la organización a partir de la evolución y los futuros de los mercados TTF (gas) y OMIE (electricidad), el encarecimiento del gas y de la electricidad desde el inicio de la crisis podría generar un sobrecoste energético de casi 7.400M€ para la industria manufacturera española desde el inicio del conflicto del Golfo Pérsico y hasta final de año. En concreto, el impacto asociado al incremento de los precios del gas ascendería a cerca de 4.220 millones de euros, mientras que el sobrecoste derivado de la electricidad alcanzaría los 3.175 millones de euros.

El 80% renovable no es el problema: el problema es exigirlo sin construir la flexibilidad que lo hace posible


España quiere que los nuevos centros de datos respalden cada hora al menos el 80% de su consumo con nueva generación renovable. El objetivo puede tener sentido. El problema aparece cuando intentamos imponer un sistema eléctrico del futuro utilizando la infraestructura de flexibilidad que tenemos hoy.

La batalla por el nuevo Real Decreto de centros de datos acaba de subir otro nivel.

Grandes empresas vinculadas al desarrollo de estas infraestructuras están cuestionando las condiciones planteadas por el Gobierno, mientras Spain DC advierte de que existen alrededor de 9.000 millones de euros de inversiones concretas en riesgo y cerca de 66.900 millones de inversión prevista hasta 2030.

Pero reducir el debate a:

“renovables contra centros de datos”

sería un error.

El verdadero problema es bastante más interesante:

¿Puede España exigir consumo renovable hora a hora sin disponer todavía de suficiente almacenamiento y flexibilidad para hacerlo posible de forma competitiva?

España ha pagado 783M€ por reforzar la red. La pregunta ahora es quién debe cobrar por estabilizarla


Tras el apagón, España decidió operar su sistema eléctrico con mayores márgenes de seguridad. La factura de esa decisión alcanza ya los 783 millones de euros. Mientras tanto, la fotovoltaica empieza a participar en el control de tensión por una remuneración que UNEF considera insuficiente. El debate ya no debería ser renovables contra gas, sino cómo comprar la estabilidad de la red al menor coste posible.

El apagón del 28 de abril de 2025 cambió la forma de operar el sistema eléctrico español.

Red Eléctrica introdujo una denominada “operación reforzada”, programando el sistema de manera más conservadora y recurriendo en mayor medida a generación convencional para disponer de mayores márgenes de seguridad.

Ahora conocemos su coste.

Según explicó la directora general de Operación de Red Eléctrica, Concha Sánchez, las restricciones vinculadas específicamente a esa operación reforzada han supuesto 783 millones de euros desde su implantación, de los cuales 267 millones corresponden a 2026.

La seguridad del sistema tiene un precio.

La pregunta importante es si estamos comprándola de la manera más eficiente.

14 sept 2026

El 80% renovable de los data centers no es un problema de generación. Es un problema de flexibilidad


España quiere atraer centros de datos.

También quiere que esa nueva demanda eléctrica venga acompañada de nueva generación renovable.

Hasta aquí, parece sencillo.

El problema aparece cuando añadimos dos palabras:

“hora a hora”.

El proyecto regulatorio planteado por el Gobierno establece que, mientras las renovables no superen el 90% del mix eléctrico, los nuevos centros de datos deberán respaldar al menos el 80% de su consumo con nueva generación renovable y con correlación horaria. Es decir: no basta con comprar a lo largo del año tantos MWh renovables como consume el centro. La generación debe producirse en las mismas horas en las que se consume.

Y aquí empieza el verdadero problema energético.

Un centro de datos puede consumir electricidad prácticamente 24 horas al día, 365 días al año.

La fotovoltaica no.

Por eso UNEF acaba de plantear algo bastante interesante.

No cuestiona el objetivo del 80% renovable. Lo que pide es una transición más gradual: empezar midiendo la correlación en términos anuales, evolucionar posteriormente hacia periodos trimestrales y establecer desde el principio una senda regulatoria clara. También propone ampliar hasta seis años el criterio de adicionalidad, reconocer determinados vertidos técnicos, flexibilizar los PPA y, muy especialmente, incentivar la hibridación renovable y el almacenamiento.

Y ahí está, para mí, la parte más importante de todo el debate.

El problema ya no es instalar más fotovoltaica

13 sept 2026

España no necesita más energía. Necesita aprender a moverla en el tiempo


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.

La idea es poderosa.

Pero necesita una segunda parte.

La abundancia energética tiene horario

11 sept 2026

La transición energética ha estado midiendo mal su éxito

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.

El 80% horario ya ha llegado a la City: cuando la regulación energética empieza a decidir dónde se construye la IA

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?

La banca española empieza a financiar el salto de la solar al BESS: más de 60 millones para hibridar 90 MWp


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.

Los nombres realmente interesantes son:

CaixaBank. BBVA. Santander.

Cuando entra la banca, cambia el mercado