Bain sitúa el almacenamiento como la primera opción de las utilities para responder al crecimiento de demanda provocado por la inteligencia artificial y los centros de datos. Pero hay una segunda revolución en marcha: utilizar esa misma IA para convertir las baterías en activos cada vez más inteligentes y rentables.
Durante los últimos años hemos hablado mucho de lo que la inteligencia artificial puede hacer por el sector energético.
Quizá haya llegado el momento de plantear la pregunta al revés:
¿Qué tendrá que hacer el sector energético por la inteligencia artificial?
La respuesta empieza a ser enorme.
La expansión de los centros de datos está creando nuevas concentraciones de demanda eléctrica que llegan precisamente cuando muchas redes tienen capacidad limitada, los tiempos de conexión se alargan y la integración de renovables necesita cada vez más flexibilidad.
Y en medio de todo ello aparece una tecnología con un protagonismo creciente:
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.
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
Europa está terminando agosto con una señal energética que conviene mirar con atención.
Los almacenamientos de gas de la Unión Europea se encuentran en torno al 63% de llenado, claramente por debajo de los niveles habituales para esta época del año. Alemania está poco por encima del 50% y Países Bajos en torno al 44–45%. España, en cambio, se encontraba alrededor del 73% en los últimos datos disponibles de Gas Infrastructure Europe. (The Guardian)
El contraste con años recientes es notable. En agosto de 2024, la UE había alcanzado ya el 90% de llenado antes incluso de terminar el mes. Ahora llega al final del verano con aproximadamente treinta puntos porcentuales menos. (Energy)
Eso no significa que Europa vaya a quedarse sin gas este invierno.
Pero sí significa algo económicamente importante:
el margen de seguridad es menor y el sistema energético europeo vuelve a estar más expuesto al precio internacional del gas y del LNG.
Y ahí aparece una conexión con el almacenamiento eléctrico BESS que merece analizarse con cuidado.
No porque una batería pueda sustituir las reservas estacionales de gas. No puede.
Sino porque cada MWh renovable que conseguimos desplazar hacia las horas en las que normalmente necesitamos generación a gas reduce parcialmente nuestra exposición a ese combustible.
La decisión de prolongar la operación de la central nuclear de Almaraz hasta 2030 puede parecer, a primera vista, una mala noticia para el almacenamiento.
Más generación nuclear significa más electricidad disponible, menos necesidad de generación térmica y, aparentemente, menos espacio para las baterías.
Pero el sistema eléctrico no funciona así.
De hecho, puede ocurrir exactamente lo contrario.
Mantener Almaraz reduce la necesidad de quemar gas, pero aumenta la presión sobre las renovables durante determinadas horas y refuerza la necesidad de disponer de almacenamiento capaz de desplazar energía desde las horas de exceso hacia las horas en las que realmente tiene valor.
Y eso convierte al BESS en una pieza todavía más importante del sistema eléctrico español.
España acaba de tomar una decisión energética importante: mantener operativa la central nuclear de Almaraz hasta junio de 2030.
El argumento utilizado por el Gobierno es sencillo: el mundo energético de 2026 ya no es el que se utilizó para diseñar el calendario nuclear español.
La crisis de Oriente Medio, los problemas de suministro de GNL y la volatilidad del gas han cambiado las condiciones.
Pero hay un dato detrás de la decisión que merece mucha más atención.
Según los análisis del MITECO recogidos por Público, prolongar Almaraz reduciría aproximadamente un 7% la generación eléctrica mediante ciclos combinados de gas, aunque también supondría alrededor de un 1,4% menos de generación renovable de la prevista para 2030.
Ese intercambio resume perfectamente el dilema energético español.
Pero también muestra algo más importante:
Almaraz no resuelve el problema. Compra tiempo.
España no tiene un problema de generación. Tiene un problema de cuándo puede utilizarla.
España dispone hoy de enormes cantidades de potencia solar y eólica.
Y seguirá instalando más.
Pero tener muchos GW renovables instalados no significa necesariamente disponer de esos GW exactamente cuando el sistema los necesita.
A las 14:00 podemos tener abundancia de solar.
A las 21:00 podemos necesitar gas.
Esa diferencia entre energía disponible y energía disponible en el momento adecuado es probablemente uno de los grandes problemas que tendrá que resolver el sistema eléctrico español durante esta década.
Y ahí la discusión deja de ser simplemente:
nuclear vs. renovables.
La discusión real empieza a parecerse mucho más a esto:
La central aporta aproximadamente 2 GW de potencia al sistema. El calendario anterior contemplaba el cierre de sus dos reactores en 2027 y 2028; ahora ambos podrán continuar hasta el 8 de junio de 2030. El CSN emitió además un dictamen favorable sobre la prolongación desde el punto de vista de seguridad nuclear.
Eliminar esa generación sin tener preparada suficiente flexibilidad podría aumentar temporalmente el uso de los ciclos combinados.
Y precisamente eso es lo que España intenta evitar.
El gas tiene una característica extraordinariamente útil: puede generar cuando el sistema lo necesita.
Pero también tiene un enorme inconveniente.
Depende de un combustible cuyo precio y disponibilidad España no controla.
La propia experiencia reciente demuestra la importancia de reducir esa exposición. Según los datos citados por Público, el gas marcó el precio eléctrico únicamente alrededor del 15% de las horas durante 2025, muy por debajo de lo ocurrido durante la anterior crisis energética.
Las renovables han reducido la dependencia económica del gas.
Ahora el siguiente paso es reducir también su dependencia operativa.
Aquí empieza el verdadero business case del BESS
Un sistema BESS no produce energía.
Hace algo cada vez más valioso:
decide cuándo utilizarla.
Carga cuando existe energía abundante o barata.
Descarga cuando el sistema la necesita.
Absorbe excedentes renovables.
Reduce curtailment.
Gestiona picos.
Puede proporcionar servicios de red.
Y, con arquitecturas adecuadas, puede contribuir a funciones avanzadas de soporte de red.
Eso cambia completamente el papel del almacenamiento.
El BESS deja de ser simplemente una batería que arbitra precios.
Se convierte en infraestructura del sistema eléctrico.
Pero cuidado: 2 GW de Almaraz no se sustituyen con 2 GW de baterías
Esta comparación sería técnicamente incorrecta.
Una central nuclear puede producir durante muchas horas consecutivas.
Un BESS dispone de una cantidad limitada de energía almacenada.
Por tanto, sustituir progresivamente generación nuclear o fósil requiere una combinación de:
más generación renovable + BESS con distintas duraciones + interconexiones + gestión de demanda + refuerzo de red + generación flexible de respaldo.
La cuestión estratégica no es instalar una batería equivalente a Almaraz.
Es construir un sistema capaz de funcionar sin necesitar permanentemente esos 2 GW de generación firme.
Ahí está el cambio de paradigma.
2030 está mucho más cerca de lo que parece
La prórroga puede resultar razonable como medida de seguridad energética en el contexto actual.
Pero también crea una ventana extraordinariamente clara.
España tiene ahora aproximadamente cuatro años para acelerar el despliegue de la infraestructura que deberá ocupar progresivamente ese espacio.
No solo más paneles.
No solo más aerogeneradores.
También almacenamiento.
Porque continuar instalando renovables sin aumentar simultáneamente la capacidad de almacenar, desplazar y gestionar esa energía aumenta los vertidos y reduce el valor capturado por las propias renovables.
El siguiente gran salto de la transición energética española probablemente no vendrá únicamente de generar más electricidad.
Vendrá de poder controlar cuándo se entrega.
Y ahí empresas como SolaX Power tienen una oportunidad enorme
La próxima fase del almacenamiento no estará limitada a grandes baterías conectadas directamente a la red.
También ocurrirá detrás del contador.
Industria.
Centros logísticos.
Centros de datos.
Infraestructura comercial.
Comunidades energéticas.
Instalaciones fotovoltaicas C&I.
Miles de sistemas distribuidos capaces de almacenar energía cuando existe abundancia y reducir demanda de red cuando el sistema está tensionado.
Plataformas BESS como las desarrolladas por SolaX Power permiten trasladar esa flexibilidad hasta el propio consumidor industrial.
Y eso introduce otra idea importante:
la transición energética no necesita únicamente nuevas centrales. Necesita millones de puntos capaces de gestionar cuándo consumen, almacenan y entregan energía.
Almaraz nos está diciendo algo
Puede parecer una noticia sobre energía nuclear.
En realidad, es una noticia sobre flexibilidad.
El Gobierno ha decidido mantener aproximadamente 2 GW de generación nuclear porque considera que retirarlos ahora aumentaría la exposición al gas.
Eso significa que el verdadero objetivo para 2030 debería estar perfectamente claro:
construir un sistema en el que cerrar Almaraz ya no implique quemar más gas.
Renovables proporcionarán gran parte de la energía.
Las redes permitirán moverla.
La gestión de demanda reducirá los picos.
Y el almacenamiento permitirá mover esa energía también en el tiempo.
La prórroga de Almaraz puede comprar cuatro años.
La cuestión importante es qué hacemos con ellos.
Porque la verdadera independencia energética no llegará cuando España produzca más electricidad.
Llegará cuando pueda decidir cuándo utilizarla sin tener que mirar primero el precio internacional del gas.
Ese es el espacio que el BESS está llamado a ocupar.
La crisis energética está volviendo a poner a prueba a Europa. Pero esta vez España llega en una posición muy diferente.
Deutsche Bank sitúa a España, entre las economías más resilientes de la eurozona frente al nuevo shock energético. Y los últimos datos económicos dan bastante fuerza a esa tesis.
En el segundo trimestre de 2026, el PIB español creció un 0,7% trimestral y un 2,7% interanual. Alemania avanzó un 0,2% trimestral y un 0,9% interanual; Francia, un 0,2% y un 0,7%. La eurozona, en conjunto, creció un 0,4%.
Pero detrás de esa resiliencia aparece una cuestión mucho más estratégica:
¿Puede España convertir su ventaja energética relativa en una ventaja industrial permanente?
Mi lectura es que sí. Pero para hacerlo necesita algo más que instalar renovables.
Necesita almacenamiento.
España ya ha construido una ventaja
Durante 2025, las renovables produjeron el 55,5% de la electricidad española, porcentaje que alcanza el 56,6% incorporando el autoconsumo estimado.
Además, España añadió aproximadamente 10 GW de nueva potencia eólica y fotovoltaica en un solo año y terminó 2025 como exportador neto de electricidad por cuarto año consecutivo.
El problema es que tener mucha energía renovable no significa automáticamente tener energía disponible cuando y donde la industria la necesita.
Una fábrica, un centro de datos o una instalación industrial no funcionan únicamente cuando hay sol o viento.
Necesitan:
MW disponibles + estabilidad + previsibilidad + capacidad de red + energía 24/7.
Y ahí cambia completamente la ecuación.
El siguiente cuello de botella no será generar energía
Será gestionarla.
España cerró 2025 con aproximadamente 150,8 GW de potencia instalada incluyendo autoconsumo, de los cuales el 68,9% correspondía a renovables.
Sin embargo, la potencia de almacenamiento era de apenas 3.427 MW.
La diferencia es enorme.
Cuanto más crezca la generación solar y eólica, mayor será la necesidad de desplazar energía entre horas, absorber excedentes, reducir vertidos y aliviar restricciones locales de red.
Aquí el BESS deja de ser simplemente una batería.
Se convierte en infraestructura energética.
El BESS convierte energía barata en energía útil
Un sistema BESS puede cargar cuando existe abundancia renovable y descargar cuando el sistema realmente necesita esa energía.
Pero su valor va mucho más allá del arbitraje.
Puede aportar:
desplazamiento temporal de energía;
reducción de picos de demanda;
soporte a la red;
integración renovable;
capacidad firme detrás del contador;
reducción de congestiones locales;
resiliencia para industria y centros de datos.
Red Eléctrica calcula que los sistemas de almacenamiento españoles —incluyendo bombeo y baterías— gestionaron 9.213 GWh durante 2025, un 6,2% más que el año anterior, contribuyendo directamente a una mayor integración renovable.
Y esta necesidad ya no es únicamente una conclusión del sector BESS.
El propio BCE señala que Europa necesita aumentar la capacidad de almacenamiento, mejorar las interconexiones y coordinar mejor las redes para reducir la volatilidad inherente a la generación renovable.
La verdadera oportunidad española
Alemania tiene una enorme base industrial.
Francia dispone de una potente infraestructura nuclear.
España tiene otra combinación:
solar + eólica + territorio + infraestructura eléctrica + acceso a GNL + creciente almacenamiento.
La oportunidad no consiste simplemente en producir electricidad barata algunas horas del día.
Consiste en transformar esa electricidad en:
energía competitiva, gestionable y disponible 24/7.
Eso puede cambiar decisiones de inversión industrial.
Gigafactorías.
Electrolizadores.
Centros de datos.
Industria electrointensiva.
Nuevos procesos electrificados.
El BCE apunta precisamente en esa dirección: reducir la dependencia de combustibles fósiles puede disminuir la factura energética de las empresas europeas y favorecer tanto industrias tradicionales como nuevos grandes consumidores eléctricos, incluidos IA y centros de datos.
Y aquí está el cambio de paradigma
Durante años hemos medido la transición energética en GW renovables instalados.
La siguiente fase debería medirse también en:
GW renovables + GW de almacenamiento + capacidad efectiva de red.
Porque una economía no compite con paneles solares.
Compite con energía disponible.
España ya dispone de uno de los mejores recursos renovables de Europa.
Ahora necesita convertir ese recurso en una ventaja industrial estructural.
Y en esa transformación, el BESS puede pasar de ser un complemento de las renovables a convertirse en una pieza central de la competitividad energética española.
Durante la última década, gran parte de la conversación energética se ha centrado en una pregunta:
¿Cómo construimos más generación renovable?
Pero el nuevo World Energy Investment 2026 de la International Energy Agency (IEA) apunta hacia una cuestión diferente y, probablemente, mucho más importante para los próximos años:
👉 ¿Cómo transportamos, almacenamos y gestionamos toda esa electricidad cuando la red empieza a convertirse en el verdadero límite?
Los números muestran que el cambio ya está ocurriendo.
🌍 Inversión energética mundial prevista en 2026:
3,4 billones de dólares
De ellos:
⚡ 2,2 billones $ en tecnologías limpias, redes, almacenamiento, nuclear, electrificación y eficiencia.
🛢️ Aproximadamente 1,2 billones $ en petróleo, gas y carbón.
Pero el dato realmente interesante aparece cuando analizamos hacia dónde está fluyendo el capital.
La IEA estima alrededor de:
➡️ 1,6 billones $ en suministro e infraestructura eléctrica
y cerca de:
➡️ 2 billones $ si añadimos la electrificación del consumo final.
Estamos entrando claramente en lo que la propia IEA denomina la:
⚡ AGE OF ELECTRICITY
Pero electrificar la economía genera un problema nuevo.
No basta con instalar generación.
Hay que conseguir que esa electricidad esté disponible:
en el lugar correcto,
en el momento correcto,
con la potencia necesaria
y con una red capaz de transportarla.
Y ahí comienza probablemente la siguiente fase de la transición energética.
LAS REDES SE ESTÁN CONVIRTIENDO EN EL CUELLO DE BOTELLA
La inversión mundial en redes podría alcanzar aproximadamente:
550.000 millones de dólares en 2026
casi un 20% más que el año anterior.
Sin embargo, la propia IEA advierte de que sigue sin ser suficiente.
Transformadores.
Subestaciones.
Cables.
Interconexiones.
Permisos.
Capacidad de fabricación.
Plazos de conexión.
Todo ello empieza a limitar la velocidad a la que nueva generación y nuevas cargas pueden conectarse al sistema.
La magnitud del problema queda clara con otro dato del informe:
alrededor de 600 GW de proyectos renovables avanzados permanecían en colas de conexión en 2025.
Podemos construir generación.
Pero eso no significa necesariamente que podamos conectarla.
Y AQUÍ APARECE EL ALMACENAMIENTO
La inversión mundial en baterías podría superar por primera vez:
100.000 millones de dólares en 2026
con un crecimiento superior al 35%.
Esto es importante porque el BESS está dejando progresivamente de ser simplemente:
“una batería que almacena excedentes renovables”.
Está convirtiéndose en un activo de flexibilidad del sistema eléctrico.
Puede ayudar a:
⚡ desplazar energía entre horas,
⚡ reducir picos de potencia,
⚡ estabilizar generación renovable,
⚡ aportar reservas,
⚡ gestionar congestiones,
⚡ proporcionar capacidad,
⚡ mejorar resiliencia,
⚡ participar en mercados eléctricos.
Y, sobre todo, puede permitir utilizar de manera mucho más eficiente una infraestructura eléctrica que cada vez resulta más difícil y costosa ampliar.
PERO HAY UN CAMBIO TODAVÍA MÁS IMPORTANTE
El valor del almacenamiento probablemente no estará únicamente en la batería.
Estará cada vez más en cómo se utiliza esa batería.
Los mercados de servicios auxiliares empiezan a saturarse en algunos sistemas eléctricos.
La propia IEA muestra cómo los modelos de negocio BESS evolucionan hacia combinaciones de:
**Energy arbitrage
Capacity
Ancillary services
Congestion management
Peak shaving
Backup**
Es decir:
Revenue stacking.
Y eso convierte al EMS y al software de optimización en una parte cada vez más importante del valor del sistema.
La pregunta deja de ser:
¿Cuántos MWh tiene mi batería?
y empieza a ser:
¿Cuántos servicios puede proporcionar ese activo y cómo puedo optimizarlos simultáneamente?
Y ENTONCES LLEGAN LOS AI DATA CENTERS
Aquí el informe de la IEA resulta especialmente revelador.
La inversión global asociada a infraestructura IT, data centers y energía alcanzó aproximadamente:
565.000 millones de dólares en 2025.
Y más de:
100.000 millones $
correspondieron únicamente a infraestructura energética relacionada con data centers.
Generación.
Generación onsite.
Equipamiento eléctrico.
Refuerzos de red.
Subestaciones.
El crecimiento de la IA está creando cargas eléctricas enormes que pueden desarrollarse mucho más rápido que las propias redes.
Un dato lo ilustra perfectamente:
ERCOT recibió alrededor de 180 GW de solicitudes de conexión de data centers.
No todas se materializarán.
Pero la escala muestra el problema.
EL DATA CENTER PUEDE CONSTRUIRSE MÁS RÁPIDO QUE LA RED
Y de ahí surge otro concepto muy interesante recogido por la IEA:
“Bridge to power”
Generación onsite utilizada temporalmente mientras llega la conexión definitiva a red.
Esto empieza a transformar la arquitectura energética del data center.
Ya no hablamos simplemente de:
GRID → DATA CENTER
Podemos empezar a ver arquitecturas donde conviven:
**GRID
BESS
GENERACIÓN ONSITE
RENOVABLES
CONEXIONES FLEXIBLES
GESTIÓN INTELIGENTE DE LA DEMANDA**
todo operando como un único sistema energético.
Y AQUÍ APARECE UNA PARADOJA INTERESANTE
El crecimiento de la IA no está impulsando únicamente renovables y baterías.
También está impulsando generación gestionable.
Según la IEA, los pedidos mundiales de nuevas centrales de gas alcanzaron alrededor de:
130 GW en 2025
el nivel más alto en aproximadamente 25 años.
Una de las razones es precisamente la necesidad de proporcionar potencia firme a grandes consumidores eléctricos como los data centers.
Al mismo tiempo, la inversión nuclear supera ya los:
80.000 millones de dólares anuales.
La transición energética real, por tanto, probablemente será bastante más compleja que:
renovables vs. combustibles fósiles.
Se parece cada vez más a:
Renovables
+ almacenamiento
+ redes
+ nuclear
+ generación gestionable
+ flexibilidad de demanda
+ control inteligente
Conclusión
Esta es mi interpretación, no una conclusión textual de la IEA.
Durante años, el principal desafío energético fue conseguir suficiente generación.
El próximo gran desafío será conseguir suficiente capacidad eléctrica disponible.
Y no son exactamente lo mismo.
Podemos tener mucha energía anual disponible y, al mismo tiempo, no disponer de suficientes MW:
📍 en una determinada subestación,
⏱️ durante determinados minutos,
🏭 para una nueva fábrica,
🖥️ para un nuevo data center,
☀️ o cuando la producción renovable no coincide con la demanda.
Por eso creo que la transición está entrando en una nueva fase:
2015–2020
Build Renewables
2020–2025
Renewables + Electrification
2025–2035
Generation + Grid + Storage + Flexibility + Control
Y eso cambia completamente dónde puede generarse valor.
El activo estratégico del futuro quizá no sea simplemente el que produzca más electricidad.
Será el que consiga hacer utilizable la capacidad eléctrica que ya tenemos.
Porque en un sistema energético cada vez más electrificado:
**ENERGY WILL MATTER.
BUT AVAILABLE POWER WILL MATTER EVEN MORE.**
Fuente: International Energy Agency — World Energy Investment 2026
El apagón ibérico, la IA, las baterías, la nuclear y el GNL forman parte de la misma historia: la electricidad se ha convertido en la nueva infraestructura estratégica.
España no tiene un problema de exceso de renovables. Tiene un problema de insuficiente flexibilidad para gobernarlas.
Esa es la lección incómoda que deja el apagón ibérico de abril de 2025. No porque el apagón pueda explicarse con un único culpable —sería técnicamente falso—, sino porque puso al descubierto una tensión de fondo: hemos instalado generación renovable a una velocidad muy superior a la que hemos desplegado almacenamiento, redes inteligentes, control dinámico de tensión, servicios de sistema y demanda flexible.
El informe técnico europeo sobre el incidente fue claro al describir un fenómeno multifactorial: oscilaciones, carencias en el control de tensión y potencia reactiva, diferencias en las prácticas de regulación, reducciones rápidas de generación, desconexiones de generadores y capacidades desiguales de estabilización. No fue, por tanto, “la culpa de la solar”. Pero tampoco fue un accidente inexplicable. Fue una advertencia.
La transición energética ha dejado de ser una simple carrera por instalar megavatios. Esa fase ya no basta. La nueva frontera está en convertir electricidad barata en electricidad útil: firme, gestionable, conectable y disponible cuando la economía la necesita.
Durante décadas, el poder energético perteneció a quienes controlaban petróleo, gas, estrechos marítimos, oleoductos y terminales de GNL. Ahora empieza a desplazarse hacia quienes sean capaces de controlar otra cosa: electricidad limpia, almacenamiento, redes digitales, electrónica de potencia, flexibilidad y demanda industrial electrificada.
Ese es el salto del petroestado al electroestado.
España tiene condiciones excelentes para jugar esa partida: sol, viento, suelo, industria, posición geográfica y una de las mejores bases renovables de Europa. Pero esa ventaja no se transformará automáticamente en competitividad. Tener energía barata no basta si no se puede conectar. Tener sol no basta si se vierte. Tener potencia instalada no basta si la red no puede absorberla, transportarla y estabilizarla.
La paradoja española es precisamente esa: podemos ser uno de los países con mejor recurso renovable y, al mismo tiempo, perder proyectos industriales porque la infraestructura eléctrica no llega a tiempo.
El cuello de botella ya no está solo en generar electrones baratos. Está en convertirlos en capacidad útil para fábricas, hogares, centros de datos, movilidad eléctrica y red.
Ahí entran las baterías. No como un accesorio verde para decorar plantas solares, sino como infraestructura crítica. Las baterías permiten capturar excedentes renovables, reducir vertidos, arbitrar precios, desplazar energía de las horas solares a las horas de mayor valor y prestar servicios rápidos al sistema. Además, con la electrónica adecuada, pueden contribuir a la estabilidad de la red.
Pero conviene no caer en el entusiasmo ingenuo. Una batería mal ubicada, mal regulada o sin acceso real a mercados de servicios es un activo limitado. Una batería integrada en la operación del sistema es otra cosa: es flexibilidad, seguridad y capacidad de respuesta.
La economía también empuja en esa dirección. Según IRENA, el coste del almacenamiento en baterías a escala utility cayó hasta unos 192 dólares/kWh en 2024, un 93% menos que en 2010. La pregunta ya no es si las baterías serán relevantes. La pregunta es si España va a desplegarlas con la velocidad, ubicación y diseño regulatorio que exige su sistema eléctrico.
Y aquí aparece otro actor decisivo: la inteligencia artificial.
Los centros de datos son la nueva industria electrointensiva. No producen acero ni aluminio, pero consumen electricidad, requieren potencia firme y condicionan la planificación de red. La Agencia Internacional de la Energía estima que el consumo eléctrico mundial de los centros de datos podría más que duplicarse hasta alcanzar unos 945 TWh en 2030, con la IA como uno de los grandes motores de ese crecimiento.
España podría atraer una parte relevante de esa demanda digital. Pero los centros de datos no irán simplemente donde haya energía renovable barata. Irán donde haya conexión, estabilidad, permisos, firmeza, seguridad jurídica y capacidad de operar de forma flexible.
Por eso, el debate nuclear tampoco debería plantearse como una guerra cultural. La pregunta seria no es “renovables o nuclear”. La pregunta seria es: ¿qué capacidades pierde el sistema si cierra generación firme, síncrona y baja en carbono antes de tener plenamente desplegados los sustitutos funcionales?
La nuclear existente puede aportar potencia firme, estabilidad y producción baja en emisiones. Pero tampoco conviene exagerar: la nuclear no sustituye por sí sola el control dinámico de tensión, las baterías, la digitalización de red, la respuesta de la demanda o los mercados de flexibilidad. Puede ser parte del puente, no el puente completo.
Algo parecido ocurre con el gas. Europa ha aprendido con crudeza que depender de combustibles fósiles importados es una vulnerabilidad estratégica. El gas y el GNL pueden seguir teniendo valor como respaldo, pero su papel cambia: de energía estructural a seguro caro de última instancia. Si Europa sobredimensiona infraestructura fósil justo cuando se acelera la electrificación, corre el riesgo de construir los activos varados de la próxima década.
El verdadero elefante en la habitación es la red.
La red eléctrica ya no puede ser una autopista pasiva que transporta electricidad desde grandes centrales hacia consumidores previsibles. Tiene que convertirse en un sistema operativo: sensores, datos, predicción, capacidad dinámica de líneas, almacenamiento distribuido, control de tensión, automatismos, electrónica de potencia y señales económicas que activen flexibilidad allí donde más valor tiene.
La AIE estima que atender el crecimiento de la demanda eléctrica hasta 2030 requerirá aumentar la inversión anual en redes alrededor de un 50% desde los niveles actuales. Esa cifra resume la magnitud del reto: la transición energética ya no se ganará solo en las subastas renovables, sino en los centros de control, las subestaciones, los permisos, los mercados de servicios y el software que gestione millones de activos distribuidos.
España no está ante una elección entre renovables, baterías, nuclear o gas. Está ante una elección más profunda: seguir pensando el sistema eléctrico como una suma de tecnologías o empezar a diseñarlo como una arquitectura industrial, digital y geopolítica.
El apagón ibérico fue una señal de alarma. Los vertidos renovables son otra. La presión de los centros de datos será la siguiente. Todas apuntan en la misma dirección: la electricidad se ha convertido en la infraestructura estratégica del siglo XXI.
La próxima ventaja competitiva no será tener más sol. Será saber convertir ese sol en electricidad firme, flexible y útil cuando la economía la necesite.
Europa acaba de cruzar una frontera simbólica en la transición energética: por primera vez, la capacidad instalada de almacenamiento energético supera los 100 GW. Según la décima edición del informe European Market Monitor on Energy Storage, elaborado por LCP Delta y Energy Storage Europe, el continente alcanzó en 2025 los 102,7 GW de almacenamiento instalado considerando todas las tecnologías.
El dato es relevante por sí mismo, pero el titular que más llama la atención es otro: la capacidad instalada de almacenamiento ya supera a la capacidad nuclear operativa en Europa.
Conviene detenerse aquí, porque el matiz es importante. No significa que las baterías produzcan más electricidad que la nuclear. Tampoco significa que puedan sustituir una central nuclear megavatio a megavatio durante todas las horas del año. Lo que significa es que, en términos de potencia instalada, el almacenamiento ha alcanzado una escala que ya no permite tratarlo como una tecnología auxiliar o marginal.
Y ese es el verdadero cambio.
Durante años, las baterías se han presentado como un complemento de la fotovoltaica: una forma de guardar excedentes solares durante el día para consumirlos por la tarde o por la noche. Esa función sigue siendo importante, especialmente en autoconsumo residencial, comercial e industrial. Pero el mercado europeo está entrando en una fase distinta. El almacenamiento empieza a actuar como infraestructura crítica del sistema eléctrico.
La razón es sencilla: un sistema con más renovables necesita mucha más flexibilidad.
A medida que crecen la solar y la eólica, el problema principal deja de ser únicamente producir electricidad barata. Europa ya sabe desplegar renovables a gran escala. El nuevo cuello de botella está en integrar esa energía en un sistema que debe mantener estabilidad, calidad de suministro, capacidad firme, gestión de congestiones y respuesta rápida ante variaciones de demanda y generación.
Ahí es donde el almacenamiento cambia de categoría.
En 2025, Europa añadió 13,5 GW y 26,4 GWh de almacenamiento electroquímico. No es solo un récord de instalación; es una señal de madurez del mercado. El almacenamiento detrás del contador alcanzó 30,2 GW y 46,2 GWh, impulsado por la combinación de fotovoltaica, baterías, tarifas dinámicas, electrificación de consumos y nuevos modelos de participación en mercados de flexibilidad.
Este punto es clave. El consumidor deja de ser un sujeto pasivo que simplemente compra electricidad. Hogares, comercios e industrias empiezan a convertirse en activos energéticos distribuidos: consumen, almacenan, desplazan demanda, reducen picos y, en algunos casos, pueden aportar servicios al sistema.
En paralelo, el almacenamiento conectado directamente a red alcanzó 18,5 GW y 34,4 GWh. Aquí el papel de las baterías es distinto: arbitraje de precios, servicios de frecuencia, apoyo a mercados de capacidad, reducción de vertidos renovables, gestión de congestiones y respaldo en momentos críticos.
Los países con mecanismos de capacidad más consolidados, como Reino Unido, Italia, Polonia o Bélgica, muestran mayor dinamismo. Otros mercados, incluida España, han puesto en marcha programas específicos de apoyo al almacenamiento a gran escala. Esto apunta a una realidad que cada vez será más evidente: las baterías no despegan solo por el coste tecnológico, sino por la existencia de señales regulatorias y de mercado que remuneren correctamente la flexibilidad.
Ese es probablemente el gran debate de los próximos años.
Europa puede instalar muchas baterías, pero si los mercados no pagan adecuadamente los servicios que prestan, el despliegue será más lento, más caro o más dependiente de ayudas públicas. El almacenamiento no vende únicamente energía. Vende tiempo, estabilidad, disponibilidad, velocidad de respuesta y capacidad de adaptación. Si el diseño del mercado eléctrico no reconoce ese valor, se estará intentando financiar una infraestructura del siglo XXI con reglas pensadas para un sistema del siglo XX.
También aparece otro cuello de botella: el acceso y la conexión a red. El informe apunta a que ningún mercado europeo ha alcanzado todavía todo su potencial de almacenamiento. La oportunidad existe, pero el ritmo de despliegue dependerá de la capacidad de los operadores, reguladores y administraciones para acelerar permisos, conexiones y modelos de negocio.
En España, este debate es especialmente relevante. El país tiene una de las mejores bases renovables de Europa, una fuerte penetración fotovoltaica y episodios crecientes de precios bajos, vertidos o limitaciones de red. En ese contexto, el almacenamiento no debería verse como un añadido opcional, sino como una pieza necesaria para capturar todo el valor de la generación renovable ya instalada y de la que está por venir.
La comparación con la nuclear es útil como símbolo, pero puede llevar a una lectura equivocada si se plantea como una competición simple entre tecnologías. La nuclear aporta energía firme y continua. Las baterías aportan flexibilidad, rapidez y capacidad de desplazar energía en el tiempo. Son funciones distintas. Lo importante no es afirmar que una tecnología “gana” a otra, sino entender que el sistema eléctrico europeo está cambiando de lógica.
El viejo sistema se diseñó alrededor de grandes centrales gestionables que seguían la demanda. El nuevo sistema necesita coordinar millones de activos: generación renovable, baterías, vehículos eléctricos, bombas de calor, industrias electrificadas, autoconsumo, redes inteligentes y mercados de flexibilidad.
Por eso el dato de los 100 GW importa tanto. No es solo una cifra de capacidad instalada. Es la señal de que el almacenamiento está dejando de ser una promesa tecnológica para convertirse en una capa estructural del sistema eléctrico europeo.
Las previsiones refuerzan esta tendencia. Para 2030, se espera que Europa añada otros 153 GW y 485 GWh de almacenamiento electroquímico. Si esa previsión se cumple, la década no estará definida únicamente por cuántos gigavatios renovables se instalen, sino por cuánta flexibilidad sea capaz de incorporar el sistema.
La transición energética ya no va solo de producir más electricidad limpia. Va de producirla, almacenarla, gestionarla y consumirla en el momento adecuado.
La energía solar fotovoltaica ha alcanzado un nuevo hito en España. Durante mayo de 2026 se convirtió en la principal fuente de generación eléctrica del país, aportando 6.253 GWh, equivalentes al 28% del mix eléctrico nacional. La distancia respecto a las tecnologías tradicionales refleja un cambio estructural del sistema eléctrico español: la energía más barata también empieza a ser la más abundante.
Un cambio histórico en el mix eléctrico
Los datos de operación del sistema muestran una clara transformación:
Tecnología
Producción
Cuota del mix
Solar fotovoltaica
6.253 GWh
28%
Nuclear
3.756 GWh
17%
Eólica
3.246 GWh
15%
Ciclos combinados
2.986 GWh
13%
Por primera vez, la fotovoltaica domina con claridad el sistema eléctrico español, superando ampliamente a la nuclear y la eólica. Este resultado confirma una tendencia que lleva varios años consolidándose gracias al fuerte despliegue de nueva capacidad renovable.
El dato realmente importante está detrás de los números
La noticia no es únicamente que la solar haya alcanzado el 28% del mix.
Lo verdaderamente relevante es que lo ha conseguido a pesar de los crecientes curtailments, es decir, de las limitaciones que obligan a reducir generación renovable disponible porque la red o el sistema no pueden absorber toda la energía producida en determinados momentos.
España está entrando en una nueva etapa energética:
El problema ya no es generar electricidad renovable barata. El desafío consiste en transportarla, almacenarla y consumirla cuando está disponible.
Durante años el cuello de botella fue la falta de renovables. Ahora empieza a ser la capacidad de las redes y la ausencia de almacenamiento suficiente.
¿Qué habría ocurrido sin vertidos renovables?
Si España dispusiera de suficientes sistemas de almacenamiento mediante baterías (BESS) para capturar toda la energía solar actualmente desaprovechada, la participación de la fotovoltaica habría sido todavía mayor.
Tomando hipótesis razonables de vertidos nacionales del 3% al 5%:
La cuota solar habría aumentado desde el 28% hasta aproximadamente el 29%.
En zonas con mayores restricciones podría haber superado el 30%.
Parte de esa energía se habría desplazado a las horas de tarde y noche.
La diferencia porcentual puede parecer reducida, pero su impacto económico sería muy significativo.
Menos gas significa precios más bajos
Aquí aparece uno de los aspectos más importantes y menos comentados del almacenamiento.
Cada MWh solar que una batería desplaza desde el mediodía hacia la tarde evita que sea necesario producir esa energía mediante una central de ciclo combinado.
Y en Europa sigue siendo el gas quien fija el precio marginal durante muchas horas del año.
Por tanto:
Menos generación con gas implica menos horas con precios elevados.
Disminuye la volatilidad del mercado eléctrico.
Se reduce la dependencia energética exterior.
Bajan las emisiones de CO₂.
Se abarata el coste medio de la electricidad para consumidores e industria.
En otras palabras:
El verdadero valor de las baterías no consiste únicamente en evitar vertidos solares. Su principal aportación es sustituir generación de gas en las horas más caras del día.
El almacenamiento se convierte en infraestructura estratégica
Durante años las baterías se consideraron una tecnología complementaria.
Hoy empiezan a convertirse en un elemento central del sistema eléctrico.
Los BESS permiten:
Absorber excedentes solares.
Reducir curtailments.
Aportar servicios de estabilidad a la red.
Desplazar energía renovable hacia las horas punta.
Sustituir generación fósil.
Reducir precios mayoristas.
Por esta razón, numerosos analistas consideran que la próxima gran ola de inversión energética en Europa no estará en la generación renovable, sino en:
Redes de transporte.
Redes de distribución.
Almacenamiento estacionario.
Flexibilidad de la demanda.
Electrificación industrial.
Una oportunidad para los centros de datos y la industria
La creciente abundancia de energía solar abre además una nueva vía de competitividad para industrias electrointensivas y centros de datos.
Los futuros centros de datos de inteligencia artificial podrían incorporar distintos grados de flexibilidad:
Desplazamiento de cargas no críticas.
Gestión dinámica de potencia de cálculo.
Sistemas BESS integrados.
Almacenamiento térmico para refrigeración.
La combinación de estas tecnologías permitiría absorber excedentes renovables, facilitar nuevas conexiones a la red y reducir costes operativos.
La siguiente fase de la transición energética
Mayo de 2026 marca algo más importante que un récord fotovoltaico.
Marca el momento en que España empieza a pasar de una economía centrada en instalar generación renovable a otra centrada en maximizar su aprovechamiento.
La gran pregunta ya no es cuántos paneles solares más pueden instalarse.
La pregunta es cómo almacenar, transportar y utilizar toda la energía que esos paneles ya son capaces de producir.
Y en esa nueva etapa, las baterías, las redes inteligentes y la flexibilidad de la demanda pueden resultar tan importantes como la propia energía solar.
Durante años hemos debatido si la transición energética avanzaría lo suficientemente rápido. En 2026, los mercados parecen haber dado su respuesta. El dinero ya está hablando.
Según el último informe World Energy Investment 2026 de la Agencia Internacional de la Energía (IEA), la inversión energética mundial alcanzará los 3,4 billones de dólares, de los cuales 2,2 billones se destinarán a renovables, nuclear, redes, almacenamiento, eficiencia y electrificación. Mientras tanto, petróleo, gas y carbón atraerán conjuntamente unos 1,2 billones de dólares.
Por primera vez en la historia moderna de la energía, la electricidad concentra ya cerca del 60% de toda la inversión energética global.
No estamos asistiendo únicamente a una transición tecnológica. Estamos presenciando una reasignación masiva de capital a escala global.
El gran cambio: del barril al electrón
La energía mundial ha estado dominada durante más de un siglo por la extracción, transporte y consumo de combustibles fósiles. Sin embargo, la lógica económica está cambiando.
La IEA prevé que la inversión en petróleo vuelva a caer en 2026 por tercer año consecutivo, situándose por debajo de los 500.000 millones de dólares, mientras que las inversiones en electricidad e infraestructuras eléctricas alcanzarán 1,6 billones de dólares, o incluso 2 billones si se incluye la electrificación de los consumos finales.
La razón es sencilla: la electricidad se está convirtiendo en el vector energético dominante para transporte, industria, edificios, centros de datos e inteligencia artificial.
Cada vehículo eléctrico, cada bomba de calor, cada centro de datos y cada proceso industrial electrificado aumenta la dependencia de una red eléctrica robusta, flexible y resiliente.
Las renovables ya no son el cuello de botella
Durante la última década, el principal reto consistía en desplegar capacidad renovable.
Hoy la situación es diferente.
La inversión mundial en renovables alcanzará los 665.000 millones de dólares, incluyendo 365.000 millones de dólares en solar fotovoltaica.
La tecnología ha ganado la batalla de costes.
La propia IEA destaca que los costes de la solar y del almacenamiento con baterías han caído alrededor de un 80% en la última década, permitiendo desplegar mucha más capacidad con la misma inversión.
El problema ya no es producir electricidad renovable.
El problema es gestionarla.
Redes y baterías: los nuevos protagonistas
Quizá el dato más relevante de todo el informe sea que la inversión está desplazándose desde la generación hacia las infraestructuras de flexibilidad.
Las inversiones en redes eléctricas alcanzarán 550.000 millones de dólares en 2026, mientras que la inversión en almacenamiento mediante baterías superará por primera vez los 100.000 millones de dólares anuales.
La IEA reconoce explícitamente que este reequilibrio es necesario para evitar riesgos para la seguridad del suministro.
No es casualidad.
Las redes eléctricas de todo el mundo se enfrentan simultáneamente a tres desafíos:
Crecimiento acelerado de la demanda eléctrica.
Integración masiva de renovables variables.
Explosión del consumo asociado a la inteligencia artificial y los centros de datos.
Sin almacenamiento, el sistema se vuelve más rígido, más caro y más vulnerable.
Con almacenamiento, la red gana capacidad para absorber excedentes renovables, reducir vertidos, estabilizar frecuencia y tensión, retrasar inversiones en infraestructuras y mejorar la resiliencia frente a eventos extremos.
España tiene una oportunidad histórica
Este cambio global encaja perfectamente con la situación española.
España dispone de algunos de los mejores recursos solares de Europa, una creciente industria de centros de datos, una fuerte electrificación en marcha y una necesidad cada vez más evidente de aumentar la flexibilidad del sistema.
La congestión de determinados nudos, el incremento de los vertidos renovables y las lecciones aprendidas tras el apagón ibérico han puesto de manifiesto que la transición energética no puede basarse únicamente en instalar más megavatios renovables.
Necesita almacenamiento.
Mucho almacenamiento.
La buena noticia es que la regulación española está evolucionando en esa dirección y que los inversores empiezan a percibir las baterías no solo como una tecnología complementaria, sino como una infraestructura crítica para el sistema eléctrico del futuro.
La década de las baterías
Durante años se habló de la década de la solar.
Todo apunta a que la segunda mitad de esta década será recordada como la década del almacenamiento.
Cuando los mayores flujos de capital del mundo empiezan a dirigirse simultáneamente hacia electrificación, redes y baterías, conviene prestar atención.
Porque los mercados suelen equivocarse menos que los titulares.
Y en 2026 el mercado está enviando un mensaje muy claro:
la transición energética ya no depende de generar más electricidad renovable. Depende de ser capaces de almacenarla, gestionarla y ponerla a disposición del sistema cuando realmente se necesita.
El futuro energético será eléctrico. Y será flexible.
