Ember pone el foco en Turquía: 33 GW de baterías y una lección para España

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Turquía está protagonizando uno de los movimientos más interesantes —y menos comentados— de la transición energética europea. Mientras gran parte de Europa sigue debatiendo cómo integrar más renovables sin tensionar la red, Ankara ha decidido atacar directamente el problema de la flexibilidad: desplegar almacenamiento masivo.

El último informe de Ember revela un dato que sorprende: Turquía ya ha aprobado más de 33 GW de proyectos de baterías, superando individualmente a mercados europeos como Alemania o Italia, que se mueven en el entorno de 12-13 GW. España se sitúa muy atrás. (The Renewable Energy Institute)

La clave no ha sido una subvención gigantesca ni una revolución tecnológica milagrosa. Ha sido regulación.

En 2022, Turquía introdujo un mecanismo muy simple: facilitar acceso a red a nuevos proyectos renovables siempre que incorporasen almacenamiento asociado. El resultado fue inmediato. En pocos meses llegaron solicitudes masivas de proyectos híbridos solar + BESS y eólica + BESS. (The Guardian)

Y tiene lógica.

Turquía depende fuertemente de combustibles fósiles importados. Cerca de dos tercios de su generación con carbón depende de importaciones y el gas sigue teniendo un peso importante en el sistema eléctrico. (REGlobal)

Eso convierte la flexibilidad energética en una cuestión no solo económica, sino también geopolítica.

Las baterías permiten:

• absorber excedentes solares,

• reducir vertidos renovables,

• desplazar energía a horas pico,

• aliviar congestiones,

• y disminuir dependencia de gas importado.

En el fondo, Turquía ha entendido algo que empieza a hacerse evidente en toda Europa: el problema ya no es únicamente generar energía renovable barata. El reto ahora es gestionarla.

Y aquí aparece inevitablemente España.

Porque, salvando diferencias regulatorias y económicas, ambos países comparten características muy similares:

• enorme recurso solar,

• creciente electrificación,

• necesidad de reducir importaciones energéticas,

• y limitaciones de red en determinadas zonas.

España tiene incluso ventajas estructurales superiores:

• mayor irradiación solar media,

• integración europea,

• liderazgo renovable consolidado,

• y uno de los mejores perfiles de generación fotovoltaica del continente.

Pero también arrastra un cuello de botella parecido:

la red y la flexibilidad avanzan más lento que la generación renovable.

Cada vez vemos más horas con precios hundidos al mediodía, vertidos potenciales y saturación en algunos nudos. Ahí es donde el almacenamiento deja de ser “un complemento interesante” y empieza a convertirse en infraestructura crítica.

De hecho, probablemente el gran cambio de esta década será este:

el valor ya no estará solo en producir electricidad renovable… sino en decidir cuándo entregarla.

Y ahí los BESS pueden convertirse en una de las grandes ventajas competitivas del sistema eléctrico español.

Turquía está actuando rápido porque parte de una mayor vulnerabilidad energética. España todavía tiene margen. Pero precisamente por eso quizá sea el momento ideal para acelerar antes de que la flexibilidad deje de ser una oportunidad y pase a ser una urgencia.

Fuente principal:

Türkiye Electricity Review 2026 – Ember

BeFlexible confirma el cambio de paradigma: más renovables ya no basta

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Durante años, el debate energético europeo giró alrededor de una pregunta:

¿cómo instalamos más renovables?

Hoy, la pregunta empieza a ser otra:

¿cómo gestionamos un sistema eléctrico dominado por renovables variables?

Y ahí es donde la flexibilidad energética y los sistemas BESS empiezan a convertirse en protagonistas.

El proyecto europeo BeFlexible, financiado por Horizon Europe y coordinado por i-DE (Iberdrola), acaba de presentar en Madrid sus conclusiones finales tras cuatro años de pilotos en España, Francia, Italia y Suecia. El mensaje es bastante claro: la flexibilidad ya no es una idea teórica ni un concepto experimental; empieza a perfilarse como una infraestructura crítica del sistema eléctrico europeo. (BE FLEXIBLE)

Lo interesante es que BeFlexible no se ha centrado únicamente en tecnología. El proyecto ha trabajado simultáneamente sobre:

• regulación,

• mercados de flexibilidad,

• interoperabilidad digital,

• agregación,

• coordinación TSO-DSO,

• y comportamiento del consumidor. (BE FLEXIBLE)

Eso es importante porque el gran cuello de botella europeo empieza a ser sistémico.

Cada vez hay más horas con exceso renovable, congestiones locales, vertidos solares y volatilidad de precios. Construir únicamente más generación ya no resuelve el problema por sí solo. El sistema necesita capacidad de adaptación en tiempo real.

Y ahí los BESS encajan de forma casi natural.

Las baterías permiten absorber excedentes solares, desplazar energía entre horas, aliviar congestiones, estabilizar frecuencia, reducir curtailment y aportar servicios de red. En otras palabras: convierten un sistema rígido en uno flexible.

De hecho, uno de los mensajes más relevantes del proyecto es que la flexibilidad puede reducir inversiones puramente físicas en red y mejorar la eficiencia operativa del sistema eléctrico. (EACEA)

Otro punto especialmente interesante es que BeFlexible rompe con el enfoque tradicional de “one-size-fits-all”. El proyecto concluye que no todos los consumidores reaccionan igual ante la flexibilidad energética. Algunos priorizan ahorro económico, otros sostenibilidad y otros simplicidad y automatización. (BE FLEXIBLE)

Esto tiene una derivada muy importante para el despliegue BESS: la tecnología por sí sola no basta.

La flexibilidad masiva solo funcionará si:

• la regulación es clara,

• la participación es sencilla,

• los incentivos son visibles,

• y la automatización elimina complejidad al usuario final.

En el fondo, Europa empieza a asumir algo que California, Australia o China ya están viendo: en un sistema muy renovable, el almacenamiento deja de ser un complemento y pasa a convertirse en infraestructura estratégica.

Y probablemente esto es solo el principio.

Las baterías, un activo estratégico para la gran industria en la nueva era del mercado eléctrico

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El mercado eléctrico europeo atraviesa una transformación profunda. La rápida penetración de las energías renovables, especialmente la solar fotovoltaica y la eólica, está modificando la dinámica tradicional de los precios de la electricidad y obligando a los grandes consumidores industriales a replantear su estrategia energética. En este nuevo escenario, las baterías comienzan a consolidarse como una herramienta clave para ganar competitividad, reducir costes y reforzar la resiliencia operativa. (Leer más >)

Europa descubre que la transición energética necesita algo más que renovables: almacenamiento

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Las recientes declaraciones del comisario climático europeo, Wopke Hoekstra, reconociendo que Europa debería haber sido “más radical” tras las anteriores crisis energéticas reflejan un cambio importante en Bruselas: la energía ya no se ve solo como una cuestión climática, sino como un asunto estratégico.

Y eso cambia las prioridades.

Europa ha entendido que no basta con instalar más renovables. Un sistema eléctrico con alta penetración solar y eólica necesita flexibilidad, estabilidad y capacidad de respuesta.

Ahí es donde los sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems) pasan de ser una tecnología emergente a convertirse en infraestructura crítica.

Los BESS permiten:

• absorber excedentes solares,

• reducir vertidos renovables,

• estabilizar la red,

• aportar servicios auxiliares,

• desplazar energía a horas de alta demanda,

• y reducir dependencia del gas.

En otras palabras: convierten generación intermitente en energía gestionable.

España tiene una oportunidad enorme. Cuenta con uno de los mejores recursos solares de Europa, pero precisamente por eso necesitará grandes volúmenes de almacenamiento para evitar congestiones, precios negativos y limitaciones de red.

La transición energética ya no se juega únicamente en quién genera más renovables.

Se juega en quién logra integrarlas de forma estable, resiliente y rentable.

Y ahí los BESS empiezan a convertirse en una de las piezas más valiosas del sistema energético europeo.

California ya no es una anomalía: el aviso estratégico para España

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Hace apenas unos años, hablar de baterías eléctricas a escala de red sonaba a experimento. Ahora, California acaba de superar un hito simbólico y técnico: más de 12.000 MW de descarga instantánea desde sistemas de almacenamiento, cubriendo en determinados momentos más del 40% de la demanda eléctrica.

Las baterías han dejado de ser un complemento marginal y empiezan a convertirse en infraestructura crítica del sistema eléctrico.

Y ahí es donde España debería prestar atención.

El matiz técnico que cambia la lectura

Primero, conviene separar dos conceptos que suelen mezclarse:

• Potencia (MW) → cuánta electricidad puede entregar un sistema en un instante.

• Energía (MWh) → durante cuánto tiempo puede mantener esa entrega.

Las baterías californianas alcanzaron una potencia enorme, comparable momentáneamente a varios reactores nucleares. Pero no pueden sostenerla indefinidamente como sí hace una central nuclear.

Sin embargo, centrarse únicamente en esa diferencia puede llevar a perder lo esencial.

Porque el objetivo de las baterías no es reemplazar una nuclear “hora por hora”. Su función es distinta: aportar flexibilidad instantánea.

Y precisamente ahí está el cuello de botella de las renovables.

California está resolviendo el problema que España empieza a sufrir

Durante años, el debate energético se centró en generar electricidad renovable. Hoy el desafío ha cambiado:

El problema ya no es producir energía solar.

El problema es qué hacer con ella cuando sobra.

California ya vive este fenómeno de forma estructural:

• exceso solar al mediodía,

• precios hundidos o negativos,

• y necesidad de cubrir el pico nocturno cuando cae el sol.

Las baterías actúan como puente temporal:

• absorben excedentes solares,

• estabilizan frecuencia y tensión,

• y desplazan energía hacia las horas de mayor demanda.

España empieza a entrar exactamente en esa misma fase.

Cada vez son más frecuentes:

• precios cercanos a cero en horas solares,

• vertidos renovables,

• y episodios de sobreoferta fotovoltaica.

Paradójicamente, cuanto más éxito tiene la solar, más valor adquiere el almacenamiento.

El paralelismo con España es más profundo de lo que parece

España comparte varias condiciones estructurales con California:

• alta irradiación solar,

• fuerte crecimiento fotovoltaico,

• intermitencia renovable creciente,

• y electrificación progresiva de la economía.

Pero existe una diferencia clave:

California ha entendido antes que la transición energética no consiste solo en instalar renovables, sino en rediseñar la gestión temporal de la electricidad.

España todavía mantiene gran parte del debate centrado únicamente en capacidad instalada:

• más GW solares,

• más eólica,

• más objetivos de generación.

El riesgo es construir un sistema muy barato para producir… pero poco flexible para gestionar.

Y un sistema eléctrico moderno necesita ambas cosas.

El almacenamiento deja de ser “respaldo” y pasa a ser arquitectura central

Durante décadas, el sistema eléctrico se diseñó alrededor de generación estable:

• nuclear,

• carbón,

• ciclos combinados,

• hidráulica.

Las renovables cambian completamente esa lógica.

Ahora la variable dominante no es solo la potencia instalada, sino:

• la capacidad de desplazar energía en el tiempo,

• responder en segundos,

• y estabilizar una red mucho más dinámica.

Las baterías no sustituyen a todas las tecnologías. Pero sí empiezan a ocupar un espacio estratégico entre generación y consumo.

De hecho, probablemente estamos entrando en una nueva fase de la transición energética:

1. Primera etapa: instalar renovables.

2. Segunda etapa: electrificar demanda.

3. Tercera etapa (la actual): construir flexibilidad.

Y esa flexibilidad será uno de los activos industriales más valiosos de la próxima década.

La oportunidad española

España tiene una posición excepcional para liderar esta etapa:

• abundancia solar,

• capacidad industrial,

• interconexiones crecientes,

• potencial de hidrógeno,

• y experiencia renovable acumulada.

Pero necesita acelerar varios frentes:

• almacenamiento masivo,

• redes inteligentes,

• digitalización,

• mercados de flexibilidad,

• y señales regulatorias más claras.

Porque la verdadera competencia ya no será quién genera más renovables.

Será quién consigue integrarlas mejor.

California está mostrando el camino —con aciertos y errores— antes que casi nadie.

La pregunta para España no es si necesitaremos almacenamiento masivo.

La pregunta es si llegaremos a tiempo para convertirlo en ventaja estratégica en lugar de cuello de botella.

El momento en que las baterías dejaron de ser “el futuro”

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Durante años, el debate energético parecía bloqueado en la misma discusión.

Las renovables eran cada vez más baratas, sí. Pero siempre aparecía la misma objeción:

“El problema no es generar electricidad. El problema es tenerla cuando la necesitas”.

Y honestamente, era una crítica razonable.

Porque producir energía solar a bajo coste no equivale automáticamente a tener un sistema eléctrico fiable. La gran pregunta siempre fue otra: qué ocurre cuando cae el sol, sube la demanda o la red necesita estabilidad inmediata.

Ahí es donde las baterías empiezan a cambiar la conversación.

No como tecnología futurista. No como complemento “verde”. Sino como infraestructura energética seria.

El reciente informe de IRENA deja algo interesante sobre la mesa: en determinadas regiones, sistemas híbridos de solar fotovoltaica y almacenamiento BESS ya pueden competir —e incluso superar— el coste de nuevas centrales fósiles para suministro firme.

Y eso cambia bastante más de lo que parece.

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Durante mucho tiempo, el almacenamiento se trató casi como un accesorio del sistema eléctrico. Algo útil para guardar excedentes o suavizar pequeñas variaciones.

Pero el verdadero valor de un BESS no está en “guardar energía”.

Está en separar el momento en que generas del momento en que consumes.

Y eso transforma completamente la lógica del sistema eléctrico.

Porque históricamente todo funcionaba al revés: la generación tenía que perseguir la demanda en tiempo real. Si la demanda subía, había que arrancar generación. Si bajaba, reducirla.

Con almacenamiento, la red empieza a ganar algo que antes era extremadamente caro: flexibilidad.

Puedes generar cuando la energía es más barata, almacenar cuando sobra y entregar cuando el sistema realmente lo necesita.

Suena simple. Pero económicamente es enorme.

Reduce picos, evita vertidos, mejora la estabilidad, optimiza activos renovables y, en muchos casos, empieza a desplazar generación fósil de respaldo que solo operaba unas pocas horas al día.

Las baterías dejan de ser “backup”. Empiezan a convertirse en arquitectura del sistema.

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Y quizá lo más interesante no sea tecnológico, sino psicológico.

Gran parte de la industria energética todavía piensa las baterías como si fueran una solución parcial para un problema estructural. Pero los costes están cayendo a una velocidad que cambia completamente las reglas.

Según IRENA:

• la fotovoltaica ha reducido costes alrededor de un 87% desde 2010,

• y las baterías cerca de un 93%.

Cuando una tecnología cae tanto de precio en tan poco tiempo, deja de competir solo por sostenibilidad. Empieza a competir por pura lógica económica.

Y ahí es donde todo se acelera.

Porque las transiciones industriales rara vez ocurren cuando una tecnología es “perfecta”. Ocurren cuando empieza a ser más rentable.

Eso no significa que todos los problemas estén resueltos.

Todavía existen desafíos muy reales:

• almacenamiento de larga duración,

• refuerzo de redes,

• estabilidad síncrona,

• materias primas,

• estacionalidad,

• financiación,

• y dependencia geográfica.

Además, una cosa es que proyectos concretos sean competitivos y otra distinta que cualquier país pueda operar mañana con un sistema 100% renovable sin complejidades adicionales.

Conviene evitar tanto el catastrofismo como el triunfalismo.

Pero también conviene reconocer algo importante: el argumento de que “las renovables con almacenamiento serán demasiado caras” empieza a perder fuerza muy rápido.

Y probablemente estamos entrando en un punto de inflexión parecido al que vimos en otras industrias.

Primero parece una tecnología complementaria.

Después una ventaja competitiva.

Y de repente se vuelve infraestructura imprescindible.

Las baterías están empezando a cruzar esa línea.

La próxima revolución energética no será generar electricidad, sino almacenarla (BloombergNEF)

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La transición energética acaba de entrar en una nueva fase. Y no, ya no se trata solo de instalar más paneles solares o más aerogeneradores.

El verdadero cuello de botella empieza a ser otro: qué hacemos con la electricidad cuando no coincide el momento en que se produce con el momento en que se necesita.

Ahí es donde entran las baterías.

BloombergNEF (Energy Storage Market Outlook 1H 2026) acaba de actualizar sus previsiones globales y espera que los sistemas de almacenamiento energético (BESS) alcancen casi 2,9 TW y más de 10,5 TWh acumulados en 2036. Para ponerlo en perspectiva: hablamos de multiplicar varias veces la capacidad actual en apenas una década.

Y esto no es un detalle técnico. Es un cambio estructural del sistema eléctrico.

Durante años, el debate energético giró alrededor de la generación renovable. El objetivo era producir electricidad limpia y barata. Pero la solar y la eólica tienen una característica incómoda: generan cuando quieren los recursos naturales, no cuando quiere la demanda.

El resultado ya empieza a verse en muchos mercados:

• exceso de producción solar al mediodía,

• precios eléctricos hundidos durante ciertas horas,

• y picos de precio cuando desaparece el sol o cae el viento.

Paradójicamente, cuanto más éxito tienen las renovables, más valiosa se vuelve la flexibilidad.

Por eso las baterías están dejando de ser un “complemento” para convertirse en infraestructura crítica.

La señal más interesante quizá no sea el tamaño del mercado, sino la velocidad del cambio. Según los datos citados por BloombergNEF, la relación entre nueva solar y nuevo almacenamiento ha pasado de 56:1 en 2016 a apenas 6:1 en 2025. Y seguirá cayendo.

Eso significa que el sistema eléctrico empieza a asumir algo importante: generar energía ya no basta. Hay que desplazarla en el tiempo.

Hay además un detalle especialmente revelador. Hace apenas unos meses, BloombergNEF proyectaba alrededor de 2 TW y 7,3 TWh acumulados para 2035. Ahora la previsión asciende a casi 2,9 TW y 10,5 TWh en 2036.

Es una revisión extraordinariamente agresiva para tan poco tiempo.

Y eso sugiere que el mercado está descontando tres hipótesis muy concretas:

• despliegue masivo de solar a escala global,

• arbitraje energético cada vez más rentable,

• y una caída acelerada de los costes de los sistemas BESS.

En otras palabras: las baterías empiezan a dejar de ser únicamente una herramienta de estabilidad para convertirse en un activo financiero capaz de capturar valor directamente del mercado eléctrico.

Pero conviene evitar el triunfalismo.

Hay una diferencia enorme entre anunciar gigavatios y resolver realmente la estabilidad de la red. La mayoría de los sistemas BESS actuales siguen siendo de corta duración —habitualmente entre 2 y 4 horas—. Son excelentes para arbitraje energético, control de frecuencia o gestión de picos, pero todavía no sustituyen completamente el respaldo de larga duración que ofrecen otras tecnologías.

Es decir: las baterías están resolviendo una parte fundamental del problema, pero no todo el problema.

También hay una dimensión geopolítica que suele pasar desapercibida. China y Estados Unidos concentran gran parte del despliegue y de la cadena de suministro. Europa avanza, pero sigue dependiendo en gran medida de tecnología, materiales y fabricación asiática. En otras palabras: la transición energética no elimina las dependencias estratégicas; simplemente cambia cuáles son.

Aun así, el movimiento de fondo parece claro.

Las baterías están empezando a ocupar un espacio que históricamente pertenecía a las centrales fósiles de respaldo. Y si esa tendencia se consolida, el impacto no será solo ambiental. Cambiará la economía entera del mercado eléctrico:

• cómo se forman los precios,

• cómo se remunera la flexibilidad,

• y qué tecnologías resultan competitivas.

Durante años pensamos que la revolución energética consistía en producir electricidad limpia.

Ahora empezamos a descubrir que la verdadera revolución quizá sea aprender a almacenarla.