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.

Hasta hace unas semanas, el debate sobre los centros de datos en España parecía principalmente técnico.

Red eléctrica.

Consumo energético.

Renovables.

Agua.

Ahora ha entrado un actor nuevo: el capital.

La propuesta española para exigir que los grandes data centers respalden hora a hora al menos el 80% de su consumo con nueva generación renovable ya ha llegado a las conversaciones de los grandes inversores internacionales.

Según Cinco Días, la regulación española fue uno de los asuntos analizados esta semana en Londres durante una reunión organizada por Goldman Sachs con decenas de inversores y actores del sector inmobiliario.

Y eso cambia la dimensión del problema.

Ya no se discute únicamente si técnicamente puede hacerse

La pregunta empieza a ser: ¿sigue siendo financiable el proyecto?

Durante años, la gran pregunta alrededor del almacenamiento en España ha sido cuándo pasaríamos de los anuncios y las solicitudes de conexión a los proyectos realmente financiables.

Esta operación aporta una señal interesante.

Alter Enersun ha cerrado una financiación de más de 60 millones de euros con CaixaBank, BBVA y Banco Santander destinada a cinco activos fotovoltaicos de Extremadura que incorporarán almacenamiento mediante baterías.

Las instalaciones suman:

☀️ 90 MWp de fotovoltaica

🔋 135 MWh de almacenamiento

📍 Cinco proyectos en Extremadura

Los activos están situados en Alconchel, Cáceres, San Serván, Jerez de los Caballeros y Barcarrota.

Pero probablemente esos no sean los números más importantes de la noticia.

Los nombres realmente interesantes son:

CaixaBank. BBVA. Santander.

Cuando entra la banca, cambia el mercado

57 GWh: Europa entra en la era industrial del almacenamiento

Europa podría instalar 57 GWh de almacenamiento en baterías en 2026. Un 78% más que en 2025. Pero quizá el dato más importante no sea el volumen: es dónde se está produciendo el crecimiento. Y España está entre los mercados protagonistas.

El almacenamiento europeo está cambiando de escala.

Según EUPD Research, las nuevas instalaciones de baterías en Europa pasarían de 32 GWh en 2025 a 57 GWh en 2026, un crecimiento interanual del 78%.

Alemania, Bulgaria, Italia, Reino Unido y España lideran esta expansión. Pero no todos están creciendo de la misma manera.

Y ahí aparece una señal particularmente interesante para España.

España: el crecimiento viene del front-of-the-meter

Durante años hemos hablado de cómo integrar más renovables en el sistema eléctrico. España empieza a enfrentarse al problema contrario: qué hacer con una generación renovable creciente cuando la demanda no aumenta al mismo ritmo.

Precios muy bajos o negativos, vertidos, canibalización de la fotovoltaica y reducción de los precios capturados por los productores son síntomas de una transición energética que está entrando en una nueva fase.

Ya no basta con instalar más solar y eólica.

Ahora necesitamos redes, almacenamiento y nueva demanda eléctrica capaz de consumir esa energía.

Y aquí los centros de datos pueden pasar de ser vistos como parte del problema a convertirse en parte de la solución.

100 MW de data center son también 788 GWh de demanda

India abre una nueva etapa: la renovable ya no basta sin almacenamiento

El borrador indio que exige BESS en nuevos proyectos solares y eólicos anticipa una cuestión que Europa —y especialmente España— tendrá que resolver: cuánto almacenamiento necesita realmente cada nuevo MW renovable.

India acaba de poner encima de la mesa una medida difícil de ignorar.

A partir del 1 de julio de 2027, el borrador regulatorio de la Central Electricity Authority propone que los nuevos proyectos públicos de solar y eólica terrestre incorporen almacenamiento en baterías equivalente, como mínimo, al 10% de su potencia durante dos horas.

En 2029, la duración mínima subiría a cuatro horas.

Y hay un segundo elemento posiblemente aún más relevante: los nuevos proyectos deberán incorporar capacidades grid-forming. (Reuters)

No estamos hablando simplemente de instalar más baterías.

Estamos hablando de un cambio en la definición misma de lo que constituye una nueva planta renovable.

11 MW para alimentar 1 MW: cuando hacer sostenible un data center amenaza con convertirlo en una isla energética

APPA pone números al nuevo marco español para centros de datos: cumplir el 80% renovable hora a hora podría exigir un enorme sobredimensionamiento de generación y almacenamiento. El debate ya no es si los data centers deben ser sostenibles, sino cómo conseguirlo sin hacerlos inviables.

España quiere atraer centros de datos, inteligencia artificial e inversión digital. También quiere que esa nueva demanda eléctrica sea compatible con la transición energética.

Ambos objetivos parecen perfectamente compatibles.

El problema aparece cuando se introduce una palabra:

hora.

El proyecto de Real Decreto del Gobierno plantea que los nuevos centros de datos cubran al menos el 80% de su consumo eléctrico con nueva generación renovable en cada hora de funcionamiento. Además, esa generación deberá cumplir requisitos de adicionalidad.

Sobre el papel parece razonable.

Cuando se modeliza un data center funcionando 24/7 frente a una generación solar y eólica variable, la fotografía cambia radicalmente.

APPA acaba de poner números al problema

45 GW de UPS y 108 GW de BESS: el data center empieza a convertirse en un activo energético

La IEA deja una señal bastante clara: la próxima frontera del data center no será solo consumir más electricidad, sino aprender a gestionarla.

Durante años hemos hablado de los centros de datos como una nueva gran carga eléctrica.

La conversación sigue siendo válida, pero empieza a quedarse corta.

El Global Energy Review 2026 de la IEA muestra que en 2025 el consumo eléctrico de los data centers creció alrededor de un 17%, unos 70 TWh adicionales en un solo año. En Estados Unidos fueron responsables de aproximadamente la mitad de todo el crecimiento de la demanda eléctrica.

Hasta aquí, la historia conocida:

AI → more compute → more electricity.

Pero el mismo informe contiene otro dato que cambia bastante la perspectiva.

108 GW de BESS nuevos en un año

España quiere que los nuevos data centers estén respaldados por renovables.

Pero el borrador del nuevo Real Decreto introduce una condición mucho más importante de lo que parece:

no basta con comprar suficiente energía renovable al año.

Al menos el 80% del consumo deberá estar respaldado, hora a hora, por nueva generación renovable producida en esa misma hora.

Y ahí aparece el verdadero problema.

España no tiene necesariamente falta de energía renovable.

Tiene cada vez más un problema de cuándo está disponible esa energía.

Y eso cambia radicalmente el papel del BESS.

APPA acaba de poner cifras al problema

España cambia las reglas del juego del BESS: si no cabe de forma firme, podrá entrar de forma flexible

España prepara 10.200 millones de euros adicionales para reforzar sus redes de distribución. Pero, casi al mismo tiempo, ha introducido algo potencialmente mucho más disruptivo para el almacenamiento: la posibilidad de utilizar la red de forma flexible.

Durante años hemos planteado el problema del almacenamiento en España de una manera bastante sencilla:

Necesitamos más BESS, pero no hay capacidad suficiente en la red para conectarlos.

Quizá tengamos que empezar a darle la vuelta a la frase.

Porque la congestión que dificulta conectar un BESS puede convertirse precisamente en una de las razones por las que tenga sentido conectarlo.

10.200 millones de euros de más red

El Real Decreto 640/2026 habilita un incremento extraordinario de 10.200 millones de euros en los límites de inversión de las redes de distribución entre 2027 y 2030:

2027: +1.020 M€
2028: +2.550 M€
2029: +3.060 M€
2030: +3.570 M€

Parte de estas inversiones podrá dirigirse a redes inteligentes, control, observabilidad e inversiones anticipatorias en zonas donde la falta de red esté bloqueando nueva demanda.

Es una buena noticia.

Pero construir subestaciones, líneas y posiciones lleva tiempo.

Y aquí aparece la segunda parte de la historia.

España introduce el acceso flexible

La próxima gran utility europea quizá no sea la que tenga más MW: será la que controle la flexibilidad

McKinsey identifica un cambio profundo en el modelo energético europeo: electrificación, renovables, IA y restricciones de red están desplazando el valor desde la simple propiedad de generación hacia el control de los flujos energéticos. Para el almacenamiento, la consecuencia puede ser enorme. El BESS deja de ser únicamente un activo que almacena MWh y empieza a convertirse en uno de los instrumentos más valiosos para decidir cuándo, dónde y cómo circula la electricidad.

Durante más de un siglo, el tamaño de una compañía eléctrica podía medirse de una forma relativamente sencilla.

¿Cuántas centrales tienes?

¿Cuántos GW produces?

¿Cuántos kilómetros de red controlas?

¿Cuántos clientes suministras?

Más activos = más valor.

Pero el sistema eléctrico europeo está cambiando tan rápidamente que esa ecuación empieza a quedarse corta.

McKinsey acaba de publicar un informe sobre el futuro de las utilities europeas con una conclusión especialmente interesante:

el liderazgo futuro dependerá menos de la cantidad de activos físicos que una compañía posea y más de su capacidad para controlar recursos cada vez más escasos.

Entre ellos:

acceso a red, capacidad firme, interfaz digital y flexibilidad.

Y probablemente esa última palabra sea una de las claves del próximo ciclo energético europeo.

La red no te da más potencia: Europa empieza a vender baterías como alternativa a esperar

Octave.energy levanta 10 M€ para expandir por Europa un modelo que combina BESS + EMS para autoconsumo, peak shaving, recarga de vehículos eléctricos, mercados de flexibilidad y —aquí está lo realmente interesante— acceso a potencia adicional en zonas con la red congestionada. Sus primeros proyectos ya están operativos en España.

Durante años hemos explicado el business case de una batería industrial de una manera bastante sencilla.

Tienes fotovoltaica.

Produces energía durante el día.

No puedes consumirla toda.

La almacenas.

Y la utilizas después.

PV → BESS → AUTOCONSUMO

Tiene sentido.

Pero probablemente sea solo el principio del mercado C&I.

Porque en muchas zonas de Europa está apareciendo un problema bastante más importante que el precio de la electricidad:

no hay suficiente capacidad de red disponible cuando la empresa la necesita.

Europa quiere salir de los combustibles fósiles. El verdadero reto empieza después

Europa puede instalar toda la solar y eólica que quiera. Pero si no sustituye también las funciones que hoy presta el gas, seguirá dependiendo de él.

Y ahí entra el almacenamiento.

Más de 180 organizaciones europeas —incluyendo grandes asociaciones eléctricas, renovables y de redes— han pedido a Ursula von der Leyen que impulse una estrategia independiente y de largo plazo para acabar con la dependencia europea de los combustibles fósiles.

No están hablando únicamente de descarbonización.

Están hablando de competitividad, seguridad energética y autonomía estratégica.

€50.000 millones: la factura de seguir dependiendo de los fósiles

España ya está pagando por la flexibilidad: seis activaciones del SRAD en menos de dos meses

832 MW. Dos horas. 1.631,6 MWh. Casi 198 €/MWh.

El viernes 4 de septiembre, a las 21:02, Red Eléctrica volvió a activar el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD).

Era la sexta activación desde el 15 de julio.

El titular fácil es:

“Red Eléctrica vuelve a parar la industria.”

Pero quizá la lectura más importante sea otra:

España está empezando a poner precio a algo que hasta hace poco considerábamos excepcional: la flexibilidad.

¿Qué ocurrió?

Alemania empieza a pagar a las baterías por comportarse como centrales eléctricas

El nuevo mercado alemán de Momentanreserve permite a los BESS con inversores grid-forming monetizar inercia sintética mediante contratos de entre 2 y 10 años. Aurora estima que este nuevo ingreso podría añadir entre 1 y 2 puntos porcentuales a la IRR de determinados proyectos. La verdadera noticia, sin embargo, es otra: funciones que antes proporcionaban gratuitamente las grandes centrales eléctricas empiezan a convertirse en productos que el sistema necesita comprar.

Durante décadas nadie necesitó crear un mercado para la inercia.

Estaba incluida en el sistema eléctrico.

Las enormes masas giratorias de turbinas y generadores de las centrales térmicas proporcionaban de manera natural una primera defensa frente a perturbaciones de frecuencia.

Pero la transición energética está cambiando también esa física.

Cuando una central convencional desaparece, no desaparecen únicamente sus MW de generación.

También desaparecen algunas de las propiedades eléctricas que ayudaban a mantener estable la red.

Y alguien tendrá que sustituirlas.

Alemania acaba de ponerles precio.

Italia une IA y almacenamiento: el data center empieza a convertirse en infraestructura energética

Cerdeña transformará una antigua mina de carbón en un hub tecnológico que combina inteligencia artificial, renovables y almacenamiento híbrido. El Gobierno italiano lo ha declarado proyecto de interés estratégico nacional. Pero la verdadera noticia puede estar en la arquitectura: el almacenamiento empieza a formar parte del diseño de la infraestructura digital.

Durante años hemos diseñado los data centers siguiendo una lógica relativamente sencilla.

Primero se decidía dónde construir la capacidad de computación.

Después se solicitaba la potencia necesaria a la red.

Y finalmente se añadían sistemas UPS y generación de emergencia para garantizar la continuidad del suministro.

La explosión de la inteligencia artificial está empezando a romper ese modelo.

Italia acaba de ofrecer un ejemplo especialmente interesante.

El proyecto Digital Vault Sulcis, promovido en Cerdeña alrededor de la antigua mina de carbón de Nuraxi Figus, ha recibido del Gobierno italiano la consideración de proyecto de preeminente interés estratégico nacional.

No estamos hablando únicamente de construir un nuevo data center.

Redundancia, reserva y restauración: Europa empieza a describir el próximo gran mercado del BESS

ENTSO-E reclama a Bruselas más redundancia, capacidad de reserva y restauración coordinada para proteger las redes críticas europeas. No habla específicamente de baterías. Pero el sistema eléctrico que está describiendo necesita exactamente muchas de las capacidades que un BESS grid-forming puede aportar.

Europa está empezando a cambiar la pregunta.

Durante años, gran parte del debate sobre redes eléctricas se ha centrado en cuántos kilómetros de red construir, cuánto reforzar las interconexiones y cómo integrar más renovables.

Ahora aparece otra cuestión:

¿Qué ocurre cuando una infraestructura crítica deja de estar disponible?

650.000 €/MW al año: España empieza a poner números al verdadero valor del BESS

Las baterías de cuatro horas alcanzaron en julio unos ingresos anualizados de 650.000 €/MW, mientras que los sistemas de dos horas llegaron a 477.000 €/MW. Pero la noticia realmente importante no es la cifra: es de dónde están empezando a venir esos ingresos.

Durante años, buena parte del debate sobre almacenamiento en España se ha concentrado en una pregunta:

¿Cuándo será rentable instalar baterías?

La CNMC acaba de completar un cambio silencioso pero importante en el mercado eléctrico español: el mercado intradiario continuo pasará de 24 a 96 rondas de programación.

En otras palabras, los agentes podrán actualizar sus posiciones cada 15 minutos, en lugar de hacerlo únicamente con frecuencia horaria, y acercar esas correcciones hasta aproximadamente una hora antes de la entrega física de la energía.

Para las energías renovables, significa ajustar mejor la producción prevista a la radiación solar o al viento realmente disponibles.

Para el almacenamiento, significa algo más profundo:

el BESS dispone de cuatro veces más momentos para decidir si compra, vende, espera o reserva capacidad.

El mercado eléctrico se acerca al tiempo real

Países Bajos acaba de demostrar que una conexión flexible puede ser financiable

Un BESS de 200 MW / 800 MWh consigue el financial close pese a aceptar restricciones de acceso a la red. La clave no está en eliminar la incertidumbre física, sino en convertirla en un riesgo contractual que los bancos puedan entender.

Durante años hemos planteado el acceso a red casi en términos binarios.

Hay capacidad.

O no hay capacidad.

Y si no existe capacidad firme, el proyecto queda bloqueado.

Países Bajos acaba de presentar una tercera posibilidad bastante más interesante.

Conectarse igualmente, aceptar ciertas restricciones operativas y construir alrededor de ellas un modelo económico financiable.

Eso es exactamente lo que está ocurriendo con Sirius.

Return desarrollará en Winschoten, Groningen, un BESS de:

200 MW / 800 MWh.

Cuatro horas de almacenamiento.

Una inversión aproximada de 180 millones de euros.

Entrada prevista en operación comercial en el cuarto trimestre de 2027.