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
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.
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 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
