Con este provocador lema, HOPE! e Impulso Regenerativo han presentado una iniciativa que propone aprovechar los recursos naturales españoles para transformar la economía y el bienestar de las próximas generaciones.
El planteamiento es tan sencillo como ambicioso: si Noruega convirtió sus recursos petrolíferos en un fondo soberano capaz de generar riqueza durante décadas, ¿por qué España no podría hacer algo semejante con su extraordinario potencial solar y eólico?
La campaña propone alcanzar la soberanía energética en 2040, impulsar la regeneración del territorio y crear un Fondo Generacional de la Energía mediante la participación pública en nuevas instalaciones renovables y de almacenamiento.
La cooperativa Ecooo ya ha anunciado su incorporación a la iniciativa, impulsando un proyecto de renaturalización de una planta fotovoltaica en Casaseca, Zamora.
La propuesta introduce una cuestión fundamental en el debate energético español:
¿Estamos aprovechando realmente nuestra ventaja renovable para construir una economía más competitiva y próspera?
La nueva escalada de los combustibles fósiles vuelve a poner en cuestión la seguridad energética y la competitividad industrial europea. España dispone de una ventaja renovable importante, pero necesita convertirla en electricidad gestionable mediante almacenamiento, electrificación y flexibilidad.
28 de octubre de 2026 | Análisis energético — SolaX Power
Tres noticias, una misma advertencia
Europa vuelve a encontrarse ante un escenario que recuerda, aunque con circunstancias diferentes, a la crisis energética de 2022.
Este miércoles, el gas natural TTF ha llegado a alcanzar los 100,3 €/MWh durante la sesión. Paralelamente, el mercado mayorista español de electricidad ha fijado para el jueves 29 de octubre un precio medio de 231,01 €/MWh, el más elevado del año, con un máximo de 322,78 €/MWh.
Y, mientras tanto, la Comisión Europea reconoce que las tensiones en el mercado internacional del diésel podrían prolongarse durante buena parte de 2027.
Son tres noticias publicadas por El Periódico de la Energía el mismo día. Tres mercados distintos, sometidos a dinámicas específicas, pero conectados por una vulnerabilidad común: la exposición de la economía europea a los combustibles fósiles y a unas cadenas internacionales de suministro que no controla completamente.
Lo preocupante no es únicamente el precio alcanzado.
Es que, cuatro años después de la crisis de 2022, Europa continúa siendo especialmente sensible a las alteraciones del mercado energético internacional.
Y esta vez la cuestión va más allá del coste de la energía: afecta directamente a la competitividad de su industria, a las decisiones de inversión y a su autonomía estratégica.
Un nuevo informe de Ember revela que Turquía podría electrificar hasta el 85% de su consumo energético con tecnologías actuales. Sus conclusiones, combinadas con el aumento de los vertidos renovables en España, plantean una pregunta incómoda: ¿estamos construyendo un sistema capaz de aprovechar toda la electricidad limpia que producimos?
Dos noticias que explican el mismo problema
El 27 de octubre de 2026, el centro de estudios energéticos Ember publicó un informe con una conclusión extraordinaria: Turquía dispone actualmente de tecnologías comerciales capaces de electrificar aproximadamente el 85% de sus usos energéticos.
Un día después, El Periódico de la Energía publicaba otra noticia, esta vez sobre España: según los datos de Aurora Energy Research, los vertidos renovables no remunerados por restricciones técnicas de fase 1 habían superado los 6 TWh a mediados de octubre de 2026, duplicando los registrados en el mismo periodo del año anterior.
Aparentemente, son noticias distintas.
Una habla del potencial de electrificación de Turquía. La otra, de electricidad renovable que el sistema español no consigue integrar.
Sin embargo, ambas apuntan a una misma transformación pendiente.
Estamos aprendiendo a producir electricidad renovable más rápidamente de lo que estamos adaptando nuestra economía y nuestras infraestructuras para aprovecharla.
Y esta diferencia empieza a condicionar tanto la rentabilidad de las inversiones renovables como la capacidad de descarbonización de nuestras economías.
La revisión del Real Decreto abre nuevas oportunidades para el almacenamiento energético y los PPA renovables, mientras los operadores cuestionan las exigencias de continuidad del suministro y seguridad jurídica.
La expansión de la inteligencia artificial está transformando el mercado eléctrico europeo. Los centros de datos necesitan cantidades crecientes de energía, un suministro prácticamente ininterrumpido y condiciones económicas competitivas. Al mismo tiempo, las redes eléctricas deben acomodar nuevas demandas sin comprometer la seguridad del suministro ni trasladar costes desproporcionados al resto de los consumidores.
España acaba de situar este conflicto en el centro de su política energética.
¿De qué sirve producir electricidad renovable a bajo coste si no podemos utilizarla cuando realmente la necesitamos?
El mercado eléctrico español está experimentando una transformación profunda.
Según AleaSoft Energy Forecasting, el spread intradiario medio superó los 200 €/MWh en septiembre de 2026, reflejando las crecientes diferencias entre las horas de electricidad barata y los periodos de precios elevados.
Esta volatilidad supone un riesgo para productores renovables y grandes consumidores, pero también crea oportunidades para quienes disponen de flexibilidad energética.
Deloitte: los PPA necesitan adaptarse a una nueva realidad
Durante un reciente webinar organizado por AleaSoft, con participación de Deloitte, se analizaron los desafíos económicos y financieros de los contratos de compraventa de energía a largo plazo (PPA).
Los ponentes de Deloitte señalaron que los PPA fotovoltaicos tipo swap a diez años se están ofreciendo entre 22 y 25 €/MWh, niveles que pueden comprometer la rentabilidad de nuevos proyectos renovables.
También se destacó el papel de los PPA híbridos con baterías, que permiten desplazar parte de la producción solar hacia horas de mayor valor económico y mejorar las condiciones comerciales de estos contratos.
Deloitte presentó, además, un caso de una planta fotovoltaica conectada directamente a un centro de datos, con un PPA de aproximadamente 40 €/MWh y una duración de al menos 15 años, favorecido por el ahorro en costes de conexión.
Los ejemplos ilustran cómo el valor de la energía depende no solo de su coste de producción, sino también de su perfil horario, las condiciones contractuales y la infraestructura disponible.
BESS: del almacenamiento a la gestión estratégica de la energía
Los sistemas de almacenamiento mediante baterías (BESS) permiten abordar algunas de estas limitaciones.
Su integración en instalaciones comerciales e industriales puede contribuir a:
Aprovechar electricidad de bajo coste y reducir compras durante periodos de precios elevados.
Incrementar el autoconsumo renovable.
Gestionar picos de demanda y optimizar la potencia contratada cuando corresponda.
Complementar los PPA renovables y reducir determinados riesgos asociados al perfil horario.
Aportar flexibilidad operativa al consumidor industrial.
Sin embargo, la rentabilidad no depende únicamente de los diferenciales de precios. Requiere analizar la inversión, la eficiencia, la degradación, los ciclos operativos y las condiciones reales del suministro eléctrico.
La inteligencia en la gestión energética resulta tan importante como la capacidad de almacenamiento instalada.
SolaX Power: soluciones para una industria más flexible
En SolaX Power desarrollamos soluciones de almacenamiento comercial e industrial, como los sistemas ESS-TRENE y ESS-AELIO, que facilitan la integración de almacenamiento, generación fotovoltaica y gestión energética.
Nuestro objetivo es ayudar a las empresas a transformar la manera en que producen, almacenan y consumen electricidad.
En un mercado caracterizado por una creciente penetración renovable y una mayor volatilidad, disponer de flexibilidad energética puede convertirse en una ventaja competitiva.
El futuro del almacenamiento no consiste únicamente en guardar energía. Consiste en utilizarla cuando aporta más valor.
Y esa es una de las claves de la próxima etapa de la transición energética.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting, con aportaciones de Deloitte durante el webinar del 15 de octubre de 2026. Artículo publicado en El Periódico de la Energía, 26 de octubre de 2026.
Del colapso eléctrico de abril de 2025 a la activación de 1.775 MW de demanda industrial en octubre de 2026: dos episodios diferentes que plantean una misma pregunta. ¿Conocemos realmente los márgenes de seguridad del sistema eléctrico español y cuánto cuesta mantenerlos? Las nuevas tecnologías de almacenamiento, incluidos los BESS con capacidad grid-forming, pueden formar parte de la respuesta. Pero necesitamos indicadores que permitan demostrarlo.
Dos episodios, una lección: disponer de potencia no garantiza la seguridad
El 28 de abril de 2025, a las 12:32:57, una protección de sobretensión provocó la desconexión de un transformador de evacuación en Granada.
En ese instante, la tensión registrada en la red de transporte de 400 kV era de 417,9 kV, dentro de un intervalo admisible. Sin embargo, una protección situada en el lado de 220 kV había registrado 242,9 kV, superando su umbral de actuación de 242 kV.
La desconexión eliminó 355 MW de generación y 165 MVAr de absorción reactiva. Segundos después se produjeron nuevas desconexiones y el sistema eléctrico peninsular terminó colapsando.
El informe final de ENTSO-E, publicado en marzo de 2026, identificó una combinación de oscilaciones, deficiencias de regulación de tensión, respuestas insuficientes de determinados generadores y desconexiones en cascada.
La conclusión fue importante: no bastaba con disponer de suficiente generación. Era necesario garantizar que el sistema conservara márgenes adecuados de estabilidad frente a las perturbaciones.
Diecisiete meses después, el 6 de octubre de 2026, España vivió otro episodio que, aunque de naturaleza diferente, resulta igualmente revelador.
Red Eléctrica activó el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) mediante dos órdenes sucesivas que sumaron 1.775 MW, toda la potencia contratada para el segundo semestre de 2026.
La activación respondió a una insuficiencia de reservas de potencia activa a subir, en un contexto de baja producción renovable e indisponibilidad de generación térmica.
No se trató de otro apagón ni de un corte indiscriminado a la industria. El SRAD es un servicio voluntario y remunerado, diseñado para que determinados consumidores reduzcan temporalmente su demanda cuando el operador necesita recuperar reservas.
El mecanismo funcionó conforme a su finalidad.
Pero ambos episodios nos recuerdan una cuestión fundamental:
La seguridad eléctrica no depende únicamente de cuántos MW tenemos instalados, sino de cuántos están realmente disponibles, dónde, durante cuánto tiempo y con qué velocidad de respuesta.
BloombergNEF anticipa un récord mundial de 188 GW de almacenamiento en 2026, mientras Wood Mackenzie confirma que las baterías de cuatro horas ya presentan menores costes nivelados que las turbinas de gas de punta en los 43 mercados analizados.
24 de octubre de 2026 | Análisis del mercado energético
Durante décadas, el sistema eléctrico se ha construido sobre una premisa fundamental: cuando aumenta la demanda, debe aumentar la generación.
Para responder a los picos de consumo, las centrales de gas han desempeñado un papel esencial. Su capacidad de arranque y regulación las convirtió en una herramienta de flexibilidad para los operadores eléctricos.
Pero esta lógica está empezando a cambiar.
Dos estudios publicados en octubre de 2026, uno de BloombergNEF y otro de Wood Mackenzie, apuntan hacia una transformación profunda: el almacenamiento electroquímico no solo está creciendo a una velocidad extraordinaria, sino que empieza a superar económicamente a determinadas tecnologías convencionales de generación flexible.
La cuestión ya no es si las baterías pueden contribuir a la transición energética. Es qué parte del sistema eléctrico podrán gestionar de manera más eficiente que las alternativas tradicionales.
1. BloombergNEF: 2026 marcará un nuevo récord mundial
El informe 2H 2026 Energy Storage Market Outlook, publicado el 22 de octubre, proyecta la incorporación de 188 GW y 535 GWh de almacenamiento energético durante 2026.
Representa un crecimiento interanual del 45 % en potencia instalada, según las estimaciones de BloombergNEF.
Para 2027, la consultora prevé un nuevo récord de 209 GW y 638 GWh de capacidad adicional.
China, Estados Unidos y Australia concentrarían aproximadamente el 62 % de las nuevas instalaciones de 2026, aunque el crecimiento empieza a extenderse hacia Europa, India, Oriente Medio y otros mercados emergentes.
España figura entre los países donde BloombergNEF espera una aceleración del despliegue en 2027.
Estas cifras reflejan algo más que la expansión de una tecnología.
El almacenamiento está dejando de depender exclusivamente de incentivos o de obligaciones regulatorias de hibridación para encontrar aplicaciones económicas vinculadas a la propia evolución del mercado eléctrico.
La creciente penetración renovable, los vertidos de generación solar y las diferencias entre precios horarios crean una necesidad cada vez mayor de flexibilidad.
La electricidad abundante no siempre está disponible cuando el consumidor la necesita.
Y precisamente ahí aparece el valor del almacenamiento.
2. Wood Mackenzie: las baterías comienzan a superar al gas en costes
El segundo estudio aporta una perspectiva complementaria.
El 8 de octubre, Wood Mackenzie publicó los resultados de su análisis global de costes nivelados de electricidad (LCOE).
Su principal conclusión resulta especialmente significativa: los sistemas BESS de cuatro horas presentan un coste nivelado inferior al de las turbinas de gas de ciclo abierto en los 43 mercados donde se compararon ambas tecnologías.
No estamos hablando de una previsión sobre lo que podría suceder dentro de veinte años, sino de una comparación económica realizada con los parámetros de mercado de 2026.
Wood Mackenzie identifica dos factores principales.
Por un lado, el coste de las centrales de gas destinadas a cubrir picos de demanda está condicionado por la volatilidad del combustible y las dificultades de suministro de turbinas.
Por otro, la fabricación de baterías a gran escala ha mejorado su competitividad económica, especialmente en los mercados con cadenas industriales consolidadas.
Sin embargo, conviene introducir dos matices.
El primero es que un menor LCOE no implica que el almacenamiento pueda sustituir completamente a una central de gas. Una batería de cuatro horas tiene una capacidad energética limitada y necesita disponer de electricidad para recargarse.
El segundo es que los costes de las baterías tampoco descienden de manera ininterrumpida. Wood Mackenzie señala que el CAPEX de los sistemas BESS llave en mano en Europa aumentó aproximadamente un 2 % en 2026, aunque proyecta una reducción del 12 % hasta 2031.
La conclusión es importante, pero debe interpretarse correctamente: las baterías ya pueden ser económicamente preferibles para determinadas funciones de flexibilidad de corta duración, no necesariamente para todas las necesidades de respaldo eléctrico.
3. La conexión entre ambos estudios: el valor se desplaza de la generación a la flexibilidad
Analizados por separado, ambos informes describen tendencias diferentes.
BloombergNEF estudia la expansión del mercado.
Wood Mackenzie compara los costes de las tecnologías.
Pero, considerados conjuntamente, sugieren una transformación mucho más profunda.
Durante gran parte de la historia del sistema eléctrico, el valor económico se ha concentrado en producir electricidad y disponer de potencia suficiente para satisfacer la demanda.
Con una penetración creciente de energía solar y eólica, aparece una nueva variable: el momento en que esa electricidad está disponible.
Un sistema puede disponer de una producción renovable abundante durante determinadas horas y necesitar generación adicional pocas horas después.
La respuesta convencional consiste en aumentar la producción de centrales gestionables.
El almacenamiento introduce una alternativa: aprovechar parte de la energía disponible previamente y trasladarla al momento de mayor demanda.
Este cambio tiene implicaciones importantes para la inversión energética.
Un BESS puede desempeñar varias funciones dentro de una misma infraestructura:
Desplazar energía desde horas de mayor disponibilidad hacia horas de mayor valor.
Reducir vertidos de generación renovable cuando exista capacidad de almacenamiento.
Responder rápidamente a determinados desequilibrios eléctricos.
Gestionar picos de potencia en instalaciones industriales.
Participar en servicios de flexibilidad cuando el marco técnico y regulatorio lo permita.
Sin embargo, estas aplicaciones no deben considerarse ingresos automáticamente acumulables: cada una puede exigir reservas de energía, disponibilidad de potencia o compromisos operativos incompatibles con otros usos.
El verdadero valor del BESS dependerá de cómo se combinen estos servicios.
4. España: abundancia solar y necesidad de flexibilidad
España reúne algunas de las condiciones que hacen especialmente interesante esta evolución.
La expansión fotovoltaica ha incrementado la disponibilidad de generación renovable durante determinadas franjas del día.
Pero esta ventaja también plantea nuevos desafíos.
Cuando muchas instalaciones producen simultáneamente, los precios mayoristas pueden reducirse considerablemente. En determinadas circunstancias aparecen precios nulos o negativos y restricciones a la generación renovable.
Para los propietarios de plantas solares, esto puede reducir el valor de la electricidad producida precisamente durante las horas de mayor generación.
Para los consumidores industriales, disponer de abundante electricidad renovable en el sistema no garantiza poder utilizarla a un precio competitivo durante todas sus horas de funcionamiento.
El almacenamiento permite abordar parte de este desajuste.
Pero la viabilidad económica de un proyecto español no puede deducirse directamente de las conclusiones globales de Wood Mackenzie.
Debe analizarse considerando el perfil horario de precios, los costes de conexión, la energía de carga, la eficiencia, la degradación, la financiación y las oportunidades reales de remuneración por servicios al sistema.
Además, el desarrollo masivo de baterías puede reducir los diferenciales horarios de precio que justificaban inicialmente parte de sus ingresos.
Por eso, la competitividad tecnológica no garantiza por sí sola la rentabilidad de todos los proyectos.
España no necesita únicamente más capacidad BESS anunciada. Necesita modelos de negocio capaces de convertir esa capacidad en flexibilidad útil y financieramente sostenible.
5. Centros de datos e industria: nuevos impulsores de la demanda
Existe además un factor que podría acelerar esta transformación: el crecimiento de grandes consumidores eléctricos.
Los centros de datos dedicados a inteligencia artificial necesitan cantidades crecientes de electricidad y presentan exigencias muy elevadas de disponibilidad, calidad de suministro y continuidad operativa.
BloombergNEF ha incorporado por primera vez el almacenamiento situado en centros de datos estadounidenses a sus previsiones específicas de esta aplicación.
Según las cifras publicadas por Energy-Storage.News sobre el informe, la consultora estima que esa capacidad podría pasar de 0,5 GW y 1,4 GWh en 2025 a 4,9 GW y 7,4 GWh en 2026, excluyendo los sistemas convencionales UPS.
Son previsiones, no capacidades de 2026 ya verificadas.
Este crecimiento no significa que las baterías vayan a sustituir todos los sistemas convencionales de respaldo.
De hecho, las aplicaciones pueden ser muy diferentes: gestionar picos de demanda, optimizar contratos eléctricos, complementar generación local, participar en servicios de red o mejorar la utilización de una conexión existente.
En centros de datos, además, cualquier utilización flexible del almacenamiento debe respetar las reservas energéticas necesarias para mantener la continuidad del servicio.
La industria electrointensiva presenta oportunidades similares, especialmente cuando combina generación fotovoltaica, almacenamiento y electrificación de procesos térmicos.
En ambos mercados, la batería empieza a adquirir valor no solamente como equipo energético, sino como componente de una estrategia de gestión de potencia, costes y disponibilidad.
6. La siguiente competencia será por la gestión inteligente de la energía
La expansión mundial del almacenamiento abrirá oportunidades comerciales para fabricantes, integradores, desarrolladores y operadores energéticos.
Pero también intensificará la competencia.
En un mercado con mayor oferta de baterías, vender capacidad instalada será cada vez menos suficiente para diferenciarse.
El valor se desplazará progresivamente hacia la integración de sistemas, la fiabilidad, el control de costes durante toda la vida útil y la capacidad para gestionar diferentes aplicaciones energéticas.
Para fabricantes como SolaX Power, esta evolución refuerza el interés de las soluciones que combinan fotovoltaica, almacenamiento y gestión energética, particularmente en aplicaciones comerciales e industriales.
La oportunidad no reside únicamente en instalar más kWh.
Reside en demostrar qué beneficios económicos y operativos puede aportar cada kWh almacenado en las condiciones reales del cliente.
Conclusión: el gas no desaparece, pero cambia el equilibrio competitivo
Las conclusiones de BloombergNEF y Wood Mackenzie no significan que las baterías hayan ganado definitivamente la competencia frente al gas.
Las tecnologías continúan teniendo características diferentes y, en determinados sistemas, seguirán siendo complementarias.
Pero sí señalan un cambio relevante.
La capacidad de responder a los picos de demanda ya no tiene por qué depender exclusivamente de poner en funcionamiento nueva generación térmica.
Una parte creciente de esa flexibilidad puede obtenerse almacenando electricidad cuando está disponible y utilizándola cuando aporta mayor valor.
BloombergNEF muestra la velocidad a la que aumenta la escala del almacenamiento.
Wood Mackenzie muestra por qué, en determinadas aplicaciones, su competitividad económica está alterando las decisiones de inversión.
La transición energética ya no consiste solamente en producir electricidad limpia y barata. Consiste en conseguir que esa electricidad esté disponible cuando se necesita, con el coste y la fiabilidad adecuados.
Y en esa transformación, el almacenamiento ha dejado de ser un complemento para convertirse en uno de los elementos centrales del futuro sistema eléctrico.
Análisis editorial basado en información pública de ambos estudios. Las interpretaciones estratégicas no son conclusiones atribuidas directamente a las consultoras.
