El mercado mundial del almacenamiento de energía, liderado por China y Estados Unidos, está viendo cómo surgen nuevos polos de crecimiento. Este año, India instalará 26 veces más baterías que el año pasado, mientras que Australia casi duplicará su capacidad anual añadida. Ambos mercados contribuirán al crecimiento interanual del 45 % en gigavatios previsto para 2026 por BloombergNEF en su último informe de previsiones.

El récord de este año dará paso a otro en 2027, cuando las nuevas instalaciones de almacenamiento de energía superarán los 200 gigavatios, impulsadas por la expansión del despliegue en un número creciente de mercados. Entre los principales factores de crecimiento figuran la mayor penetración de la energía solar, las obligaciones de incorporar almacenamiento y los programas de incentivos fiscales.

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La red eléctrica principal de Australia registró una demanda subyacente récord durante el tercer trimestre, correspondiente al periodo de julio a septiembre. Sin embargo, el efecto combinado del aumento de las instalaciones solares en tejados, las baterías domésticas y las grandes plantas eólicas, solares y de almacenamiento contribuyó a reducir los precios medios mayoristas de la electricidad hasta su nivel más bajo en cinco años.

El Operador del Mercado Energético Australiano (AEMO, por sus siglas en inglés) señala que la expansión de la energía solar en los tejados, junto con las baterías domésticas y las instalaciones de almacenamiento a escala de red, sigue transformando el sistema energético. Esta evolución coincide con una caída de la generación eléctrica con gas hasta su nivel más bajo para un tercer trimestre desde el año 2000.

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Las tarifas de acceso a la red de transporte eléctrico para los proyectos de almacenamiento en baterías en Bélgica están destinadas a casi duplicarse de aquí a 2035, mientras que los parques eólicos marinos podrían afrontar un incremento del 150%, según un nuevo estudio de Aurora Energy Research. El análisis advierte de que el encarecimiento de los costes de red podría ejercer una presión creciente sobre la rentabilidad de los proyectos de almacenamiento y energías renovables.

El informe, titulado Transmission Grid Fees in Belgium: Outlook & Impact Assessment (Tarifas de la red de transporte eléctrico en Bélgica: perspectivas y evaluación del impacto), ha sido encargado por Adaptogen Capital, BayWa r.e., Norther, Otary y Storm. Su publicación llega después de que la Comisión de Regulación de la Electricidad y el Gas de Bélgica (CREG) difundiera la metodología tarifaria para el próximo periodo regulatorio (2028-2031), antes de que el operador de la red, Elia, publique las tarifas actualizadas en 2027.

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Los acuerdos de tolling, los contratos de revenue share y los PPA híbridos facilitan la financiación de las baterías y la gestión del riesgo de mercado, pero complican su valoración y su tratamiento contable. Así lo analizaron los ponentes de Deloitte en el último webinar de AleaSoft, donde las previsiones de precios de largo plazo fiables se señalaron como la base para valorar estos contratos y justificar las hipótesis ante los auditores.

Nuevas estructuras contractuales para las baterías y la hibridación

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El Comité de Medio Ambiente y Cambio Climático de la Cámara de los Lores celebró este miércoles la tercera sesión de su investigación sobre los riesgos que plantea el fenómeno meteorológico conocido como Dunkelflaute.

El primer panel estuvo integrado por Nick Smailes, director de proyectos especiales del Instituto Faraday, y Andy McNeill, consultor de política energética de Energy Storage Association. El segundo panel estuvo integrado por Alex Weir, director de política energética en la consultora Baringa, y Marc Hedin, jefe de análisis de la consultora Aurora Energy Research.

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Rondo Energy y Rio Tinto han iniciado los trabajos de ingeniería y diseño de una batería térmica de 360 MWh de capacidad de almacenamiento y 30 MW de potencia de descarga para reducir las emisiones de la industria de la alúmina. El proyecto, respaldado por la Agencia Australiana de Energías Renovables (ARENA), se desarrollaría en la refinería de Yarwun, cerca de Gladstone, en el estado australiano de Queensland.

Si la iniciativa sale adelante, se convertiría en una de las primeras demostraciones a gran escala de almacenamiento térmico para suministrar calor de proceso a la industria a nivel mundial y sería pionera en el sector de la alúmina. El objetivo es evaluar si esta tecnología puede sustituir parte de los combustibles fósiles utilizados para generar el vapor de alta presión que requieren las operaciones de la refinería, manteniendo la fiabilidad del suministro energético y la competitividad de las instalaciones.

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Uriel Renovables, a través de su filial en Estados Unidos, Uriel Renewables, y junto a su socio local Silo Energy, ha finalizado la construcción de dos plantas de almacenamiento energético con baterías (BESS) en las localidades de Framingham y Chicopee, en el estado de Massachusetts. Cada planta tiene una potencia de 5 MW y una duración de 4 horas, lo que equivale a 20 MWh de capacidad por instalación. Ambas unidades, que demandaron una inversión de 20 millones de dólares, se encuentran en fase de puesta en servicio.

Las dos plantas almacenarán energía en las horas de menor demanda y la verterán a la red en los periodos de mayor consumo. De este modo, contribuirán a la estabilidad del sistema eléctrico de Nueva Inglaterra, facilitando la integración de más energía renovable a la red.

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Los defectos en los sistemas de almacenamiento energético con baterías (BESS, por sus siglas en inglés) podrían ocasionar pérdidas de hasta 2.050 millones de euros en proyectos desplegados entre 2023 y 2030 si no se refuerzan los controles de calidad. Así lo estiman Sinovoltaics y volytica diagnostics en un informe que advierte de las limitaciones de las pruebas convencionales para detectar fallos que, una vez instalados los equipos, pueden traducirse en paradas imprevistas, pérdida de ingresos y costosas sustituciones de componentes.

El documento propone complementar los ensayos habituales con herramientas avanzadas de diagnóstico capaces de identificar anomalías en las celdas y los paquetes de baterías antes de que los sistemas salgan de fábrica.

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El lunes el fabricante de electrolizadores ITM Power identificó dos nuevos perfiles de clientes para sus electrolizadores, las refinerías de petróleo y el sector de defensa. Sin embargo, la compañía se mostró más escéptica sobre el uso del hidrógeno en la movilidad terrestre a corto plazo y veía oportunidades a largo plazo en la aplicación del hidrógeno en los sectores eléctrico, industrial y del transporte aéreo.

El mismo día, el operador del sistema eléctrico noruego, Statnett, publicaba un amplio informe sobre sus expectativas de crecimiento de consumo eléctrico tanto del mercado noruego como del mercado europeo. En el informe, Statnett relega el hidrógeno a un papel marginal en el sistema eléctrico en 2060, lo que limitaría la demanda futura de este combustible por parte del sector eléctrico europeo. 

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El promedio mensual del spread intradiario de una hora en España alcanzó 215,37 €/MWh en septiembre, frente a los 195,29 €/MWh de agosto. Estas diferencias de precios refuerzan el atractivo del almacenamiento con baterías, pero plantean una cuestión de financiación: cómo evolucionarán los ingresos cuando crezca la capacidad instalada. La bancabilidad de los proyectos BESS dependerá de ingresos suficientes en escenarios prudentes a largo plazo.

Los spreads de 2026 refuerzan el atractivo del almacenamiento

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R.Power ha puesto en servicio su primer sistema independiente de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS, por sus siglas en inglés) en Polonia. La instalación de Herby, de 5 MW de potencia y 10 MWh de capacidad, ha comenzado a operar en el distrito de Lubliniec para contribuir a la estabilidad de la red eléctrica.

El productor independiente de energía europeo ha señalado que el proyecto constituye el primer sistema BESS independiente operativo de su cartera y supone el punto de partida de una expansión más amplia de este tipo de instalaciones en Europa.

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La caída de los precios capturados por la fotovoltaica ha endurecido la financiación de nuevos proyectos sin almacenamiento. La hibridación con baterías puede cambiar esta situación al aportar flexibilidad y nuevas fuentes de ingresos, especialmente cuando una parte de ellos está contratada a largo plazo y ofrece la visibilidad que buscan las entidades financieras.

La financiación de proyectos renovables y de almacenamiento fue uno de los temas centrales del webinar número 70 de AleaSoft Energy Forecasting, celebrado el 15 de octubre con la participación de Deloitte por séptimo año consecutivo.

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Ambrosia Energy ha empezado a construir cerca de Austin, en Texas, una fábrica de baterías de 10 GWh pensada para alimentar centros de datos desconectados de la red. La planta ocupará 150.000 pies cuadrados, unos 14.000 metros cuadrados, y la empresa prevé alcanzar la plena producción en dos o tres años.

“Esto nos permite construir unos 300 megavatios de central al año en nuestros emplazamientos”, explicó su cofundador y consejero delegado, Ben Longmier. La startup salió del anonimato en junio con una propuesta clara: levantar centrales eléctricas para centros de datos a un coste de 100 dólares por megavatio hora. Sus fundadores, Longmier y Sara Spangelo, eligieron solar más baterías por ser la opción más barata y rápida de desplegar. Los paneles abastecen la carga durante el día y cargan las baterías, que se descargan por la noche y en días nublados para mantener el servicio las 24 horas.

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Los objetivos nacionales de almacenamiento energético suman 822 GW para 2030, un 45% menos que los 1.500 GW comprometidos internacionalmente en la COP29, pese a que casi se han triplicado desde 2024. El despliegue de esta tecnología avanza más rápido que las metas fijadas por los gobiernos, impulsado por el crecimiento de las baterías y el abaratamiento de sus costes, pero el aumento de la ambición política sigue concentrado principalmente en China y la Unión Europea.

Así lo advierte un informe publicado por Ember, que cifra en un 190% el incremento de los objetivos nacionales de almacenamiento desde la cumbre climática celebrada en Bakú en 2024. La organización considera que la evolución del mercado permite elevar las metas oficiales y acercarlas tanto al compromiso internacional como a las necesidades de la transición energética.

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Fotowatio Renewable Ventures (FRV) ha completado la venta a Foresight Group, una gestora de inversiones especializada, de Nivala, un proyecto independiente de almacenamiento de energía en baterías (BESS) con una capacidad autorizada de 100 MW / 400 MWh, ubicado en la ciudad de Nivala, en la región de Ostrobotnia del Norte, Finlandia.

El proyecto está completamente desarrollado y ha obtenido todos los permisos necesarios para iniciar su construcción, incluido un acuerdo de conexión firmado con Fingrid Oy, el operador del sistema de transporte de electricidad de Finlandia. Asimismo, forma parte de los activos desarrollados por FRV en el marco de su estrategia de crecimiento y consolidación en el país.

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El Comité de Medio Ambiente y Cambio Climático de la Cámara de los Lores celebró ayer la segunda sesión de su investigación sobre los riesgos asociados al fenómeno meteorológico Dunkelflaute.  En la sesión compareció un panel de expertos integrado por Brett Ryan, director de regulación en la empresa Hydrogen UK, Kisha Couchman, subdirectora de regulación en Energy UK, y Martin Lambert, investigador del Instituto de Estudios Energéticos de Oxford.

Esta sesión se caracterizó por una larga ronda de preguntas de los lores allí presentes sobre las principales opciones de almacenamiento molecular y descarbonización, entre ellas el hidrógeno, el biometano y la captura de carbono asociada a la generación eléctrica. El comité examinó exhaustivamente las tecnologías disponibles para que el sistema eléctrico pueda responder a fenómenos climáticos extremos como la Dunkelflaute.

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El director del Operador del Mercado Energético Australiano (AEMO) ha vuelto a poner de relieve cómo las baterías, tanto a gran escala como domésticas, están transformando de raíz la forma en que se produce y consume electricidad en la principal red eléctrica de Australia, al tiempo que contribuyen a reducir los precios mayoristas.

Según Daniel Westerman, director ejecutivo de AEMO, las baterías a escala de red fijaron el precio mayorista de la electricidad durante casi la mitad del tiempo en el tercer trimestre, frente a apenas el 18% registrado en el mismo periodo del año anterior y el 36% del segundo trimestre.

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La orden ejecutiva de la Casa Blanca destinada a proteger la red eléctrica estadounidense frente a los equipos fabricados en China podría alterar las cadenas de suministro de los sistemas de almacenamiento en baterías en mayor medida que las de los transformadores y equipos de maniobra a los que pretende dirigirse. Así lo señala un nuevo análisis de Rystad Energy.

La Orden Ejecutiva 14421, firmada por el presidente Donald Trump el 26 de agosto de 2026, incluye entre los equipos afectados los transformadores de subestación, los inversores conectados a la red, los sistemas de almacenamiento de energía en baterías, los interruptores de alta tensión y las turbinas de generación eléctrica.

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El almacenamiento de electricidad en baterías está ganando terreno frente a las centrales de gas destinadas a cubrir los picos de demanda. Según el último informe mundial sobre el coste nivelado de la electricidad (LCOE, por sus siglas en inglés) de Wood Mackenzie, los sistemas de baterías con cuatro horas de capacidad de almacenamiento ya son más baratos que las turbinas de gas de ciclo abierto en los 43 mercados analizados donde están presentes ambas tecnologías.

Esta evolución responde a dos tendencias contrapuestas: la escasez de turbinas de gas y la volatilidad de los precios de los combustibles, que elevan los costes de generación convencional, y la expansión de la fabricación de baterías, que impulsa las economías de escala y abarata el almacenamiento.

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La presidenta y directora ejecutiva del LDES Council defiende que el almacenamiento de larga duración puede reducir los vertidos renovables, acelerar la conexión de nuevos consumidores y reforzar la seguridad del suministro. Sin embargo, advierte de que su despliegue requiere mercados que remuneren todos sus servicios, mayor certidumbre regulatoria y fórmulas de financiación que permitan llevar los proyectos a escala comercial.

Pregunta. El crecimiento de los centros de datos y de la demanda eléctrica asociada a la inteligencia artificial está introduciendo nuevos retos para los sistemas eléctricos. ¿Cómo puede contribuir el almacenamiento de larga duración a proporcionar la rapidez de despliegue, la fiabilidad y la flexibilidad que necesitan estos grandes consumidores?

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Grenergy ha cerrado la financiación de 446 megavatios (MW) y 1,8 gigavatios hora (GWh) para la quinta fase de Oasis de Atacama (Chile) por 457 millones de dólares (407 millones de euros), según ha indicado en un comunicado este viernes.

En concreto, la energética española ha firmado una financiación 'senior' sin recurso con BNP Paribas como coordinador y asegurador, y con la participación de BBVA, J.P. Morgan, MUFG Bank, Santander y The Bank of Nova Scotia.

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ContourGlobal celebró ayer el inicio de la construcción de Project Sterling, una instalación híbrida solar con almacenamiento ubicada a unas 20 millas al norte de Lake Havasu City, en el condado de Mohave, Arizona. La planta combinará 509 MWp / 450 MWac de energía solar fotovoltaica con 360 MW / 1,4 GWh de almacenamiento en baterías, en una superficie de más de 2.000 acres en el desierto de Mojave, una de las regiones más soleadas de Estados Unidos. La construcción continuará hasta 2028 y contará en promedio con unos 400 trabajadores, lo que supone una contribución tangible a la economía local.

La ceremonia de colocación de la primera piedra tuvo lugar en Topock y contó con la presencia de Antonio Cammisecra, President & CEO de ContourGlobal, Javier Alvarez Canedo, General Manager USA de ContourGlobal, así como representantes de instituciones estatales y locales de Arizona, socios industriales y la comunidad.

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Saft, filial íntegramente participada por TotalEnergies y especialista mundial en soluciones avanzadas de almacenamiento de energía mediante baterías, ha firmado dos contratos con Axpo, el mayor productor de energía renovable de Suiza y una compañía energética de ámbito internacional, para el suministro de sistemas de almacenamiento de energía con baterías en Francia.

Los proyectos incluyen la instalación de una planta de 92 MWh / 41 MW en Orbec, Normandía, y otra de 30 MWh / 14 MW en Bois Paillet, en la región Centro-Valle del Loira, contribuyendo así a reforzar la capacidad de almacenamiento mediante baterías del país.

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Copenhagen Infrastructure Partners (CIP), a través de su cuarto fondo flagship, Copenhagen Infrastructure IV (CI IV), ha adoptado la decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés) para Kilmarnock South, un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías de iones de litio (BESS) de 350 MW / 1400 MWh situado en South Ayrshire, en el sur de Escocia. Las obras ya han comenzado y se prevé que el proyecto inicie sus operaciones comerciales en el primer trimestre de 2028.

Con una duración de cuatro horas, una vez operativo, Kilmarnock South será el activo de mayor duración de la creciente cartera de almacenamiento de CIP en Reino Unido. La batería almacenará el excedente de energía eólica generado en Escocia que, de otro modo, no podría aprovecharse, y lo suministrará a la red cuando esta disponga de capacidad.

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Zelestra y EDP han firmado dos nuevos acuerdos de compra de energía (PPA, por sus siglas en inglés) para hibridar plantas solares en funcionamiento en España mediante la incorporación de sistemas de almacenamiento en baterías, elevando así la colaboración entre ambas a cuatro proyectos híbridos y más de un gigavatio hora (GWh) de capacidad de almacenamiento contratada en el país, informaron ambas compañías.

En concreto, estos nuevos acuerdos a largo plazo abarcan las plantas solares ya operativas de Pedroso (Sevilla) y Valkyria (Castilla-La Mancha).

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La nueva activación del Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) pone de manifiesto la creciente necesidad de flexibilidad del sistema eléctrico. Para los grandes consumidores, las baterías convierten esta necesidad en una oportunidad: facilitan la participación en el SRAD aportando flexibilidad sin afectar directamente a los procesos productivos y, al mismo tiempo, mejoran el aprovechamiento del autoconsumo y reducen las compras de electricidad a la red.

Una nueva activación que confirma la necesidad de flexibilidad

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Las acciones de la eléctrica austriaca EVN frenaban su avance después de casi una revalorización del 4% antes de la presentación de ayer en Londres. La compañía elevó sus previsiones de beneficio neto y EBITDA para 2030, pero desafortunadamente no hay un consenso suficientemente amplio de estimaciones a tan a largo plazo.

La principal novedad de su nueva estrategia es que sitúa las baterías como una de sus principales prioridades como tecnología de almacenamiento de corto plazo. Ahora su objetivo es alcanzar 300 megavatios instalados de almacenamiento para 2030. También mantiene sus objetivos de alcanzar 300 megavatios de potencia solar y 717 megavatios de potencia eólica.

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Fotowatio Renewable Ventures (FRV) Australia ha anunciado la puesta en marcha con éxito de Terang, su primer proyecto de un sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS) a escala industrial en Australia.

Ubicado en Terang, en el estado de Victoria, el proyecto cuenta con una capacidad de 100 MW / 200 MWh, contribuyendo a reforzar la estabilidad y resiliencia de la red eléctrica.

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Trina Storage, la división de almacenamiento de energía de Trinasolar, ha anunciado la puesta en marcha con éxito de su primer proyecto de almacenamiento de energía en baterías en Portugal, llevado a cabo en colaboración con el productor independiente de energía (IPP) Prosolia Energy. El sistema de almacenamiento de energía en baterías Albispark, de 15 MW / 60 MWh, situado en Castelo Branco, está integrado en una planta solar existente de 34,4 MWp, lo que lo convierte en uno de los mayores sistemas de almacenamiento de energía en baterías actualmente en funcionamiento en Portugal.

El proyecto supone un hito importante para ambas empresas. Para Prosolia Energy, Albispark es su primer proyecto internacional de hibridación en suelo, mientras que para Trina Storage marca la primera instalación de almacenamiento en baterías puesta en servicio por la empresa en Portugal, lo que contribuye a la transición del país hacia un sistema eléctrico más flexible y basado en las energías renovables.

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La Waratah Super Battery, la batería de almacenamiento más potente de Australia, ha completado finalmente su puesta en marcha y ya opera a plena capacidad para cumplir su principal función contractual: actuar como una especie de “amortiguador gigante” de la red eléctrica.

La autorización definitiva, tras prolongados retrasos, se obtuvo a finales de la semana pasada, una vez concluidas las pruebas posteriores a la instalación de un nuevo transformador en el emplazamiento.

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La noruega Statkraft y la portuguesa Greenvolt Power han firmado un acuerdo de alquiler de capacidad de 10 años que abarca 400 megavatios (MW) de capacidad de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS, por sus siglas en inglés) en dos proyectos en Polonia, informaron ambas compañías.

En concreto, el acuerdo abarca dos baterías de cuatro horas de autonomía, Elk (200 MW/800 MWh) y Turosn Koscielna (200 MW/800 MWh), situadas en Nowa Wies Elcka y Turosn Koscielna, respectivamente.

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Europa instalará en 2026 más de 30 GW de baterías, según S&P Global Energy, pero el avance de cada país depende de cómo se remunera el almacenamiento. Los mercados con ingresos contratados atraen financiación con mayor facilidad. En España, con ingresos potenciales elevados, la bancabilidad de los proyectos stand‑alone es baja debido al riesgo merchant. En opinión de AleaSoft, la bancabilidad en España exigirá combinar ingresos contratados con una parte merchant bien cuantificada.

El modelo de ingresos condiciona el ritmo del almacenamiento en Europa

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La Junta de Extremadura ha sometido a información pública la solicitud para modificar la autorización de la planta fotovoltaica 'Las Cruces I', ubicada en el término municipal de Plasencia, con el objetivo de incorporar un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías de 42 megavatios (MW).

La modificación, solicitada por Decoae Energías Renovables 6 SL, contempla un módulo denominado 'HIB Las Cruces I', formado por 35 contenedores de baterías y un tiempo de carga y descarga de cuatro horas.

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Un nuevo gráfico elaborado por Marija Petkovic, fundadora y directora general de Energy Synapse, ofrece una nueva instantánea de cómo las grandes baterías, alimentadas con el excedente de energía eólica y solar, están desplazando cada vez más a los combustibles fósiles durante las rentables horas punta de la tarde.

Petkovic, una reconocida experta en los mercados mayoristas de electricidad de Australia y en almacenamiento energético, dijo en LinkedIn que la energía suministrada por las baterías a escala de red se multiplicó por más de tres en los 12 meses transcurridos hasta el 1 de agosto de 2026, gracias a la rápida incorporación de nueva capacidad de almacenamiento. Una parte importante de esta generación está desplazando al gas.

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Greenvolt, a través de Greenvolt Power (su división dedicada a las energías renovables a gran escala), ha iniciado la construcción de un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS) de 600 MW/ 2,4 GWh, en Siedlce (Polonia).

El proyecto será la mayor instalación de BESS del país y una de las más grandes de Europa, y está previsto que entre en funcionamiento comercial a finales de 2027.

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El mercado estadounidense de almacenamiento energético instaló un récord de 18,9 GWh de sistemas de almacenamiento de energía en baterías durante el segundo trimestre de 2026, impulsado por el avance de las soluciones de mayor duración y por un incremento de la capacidad de almacenamiento residencial. El mercado energético creció un 17% interanual, pese a que la capacidad de potencia instalada se redujo un 7% respecto al mismo periodo del año anterior, según el último informe U.S. Energy Storage Monitor, publicado hoy por la American Clean Power Association (ACP) y Wood Mackenzie.

La duración media nacional de los sistemas de almacenamiento en baterías instalados aumentó de 2,8 a 3,5 horas, debido principalmente a las necesidades de adecuación de recursos (resource adequacy).

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El proyecto de la gigafactoría de baterías de litio en Navalmoral de la Mata (Cáceres) continúa pendiente de la declaración de impacto ambiental y a falta de algún informe sectorial que "en breve debe estar".

Así lo ha señalado el alcalde de Navalmoral de la Mata, Enrique Hueso, quien ha subrayado que el Ayuntamiento está ya preparado para, cuando llegue el momento, conceder la licencia de obra; y ha remarcado que tanto la Junta de Extremadura como el consistorio seguirán facilitando "toda labor posible" para que el proyecto sea "una realidad" en la localidad, así como que se mantiene la "alfombra" puesta al mismo.

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El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco) ha abierto dos consultas públicas previas para regular la adjudicación de hasta 11 gigavatios (GW) de capacidad de acceso a la red eléctrica destinados a proyectos de energías renovables y almacenamiento en nudos de transición justa, ha informado el departamento que encabeza Sara Aagesen.

Las consultas, promovidas a través del Instituto para la Transición Justa, permanecerán abiertas entre el 24 de septiembre y el 8 de octubre. Una de ellas aborda el procedimiento para conceder capacidad en 15 nudos que permanecían reservados, mientras que la segunda servirá para elaborar las bases de un concurso específico en los nudos de Guardo 220 kV y Velilla 400 kV, en Palencia.

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El pasado 17 de septiembre AleaSoft Energy Forecasting organizó su webinar mensual número 69, dedicado a la evolución de los mercados de energía europeos y las oportunidades para el almacenamiento de energía y el autoconsumo. La sesión contó con la participación de Josefin Berg, Associate Director of Renewables Markets en S&P Global Energy, y Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner en AleaSoft. En el webinar en español también se celebró una mesa de análisis con la participación de Francisco Valverde, profesional independiente especializado en el desarrollo de energías renovables.

Según las previsiones presentadas por S&P Global Energy, la potencia de almacenamiento instalada anualmente a nivel mundial crecerá alrededor de un 67% entre 2025 y 2030. AsiaPacífico, impulsada por China, seguirá siendo la principal región por volumen, aunque Europa y el resto de mercados fuera de AsiaPacífico y Norteamérica registrarán el mayor crecimiento porcentual del período.

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La australiana Amber Electric ha cerrado una ronda serie E de 49 millones de euros (56,2 millones de dólares) liderada por 1GT, la estrategia de capital privado climático de Morgan Stanley Investment Management, con la participación de la eléctrica alemana E.ON. La compañía, con sede en Melbourne, destinará la inversión a su expansión en Europa. No se ha revelado la valoración resultante ni el resto de inversores que han participado en la ronda.

Automatiza baterías domésticas según el precio eléctrico

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Impact Bridge Asset Management, gestora española de inversión de impacto, ha formalizado una financiación de hasta 6 millones de euros para Cegasa Energía, compañía vasca especializada en soluciones de almacenamiento energético con más de 90 años de trayectoria industrial. La operación contribuirá a acompañar su proceso de expansión y a consolidar su posicionamiento en el segmento de sistemas de almacenamiento energético en baterías BESS - Battery Energy Storage Systems, por sus siglas en inglés).

Con una trayectoria industrial que comenzó con la especialización en pilas y baterías de Zinc-Aire, Cegasa Energía fue incorporando progresivamente nuevas tecnologías, entre ellas las baterías de ion-litio. Este proceso se vio reforzado por el desarrollo de capacidades propias en electrónica e ingeniería y por acuerdos estratégicos como el alcanzado con EVE, el segundo mayor fabricante mundial de celdas. En los últimos años, la compañía ha continuado ampliando sus capacidades industriales y tecnológicas para responder a las nuevas necesidades del sector energético, con la puesta en marcha de una nueva planta especializada en sistemas de almacenamiento energético a gran escala en Júndiz Vitoria-Gasteiz).

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El almacenamiento en baterías, gestionado de forma inteligente en las subestaciones, podría permitir la conexión de alrededor de 150 GW adicionales de capacidad fotovoltaica a las redes eléctricas existentes de Alemania, según un nuevo estudio.

La Asociación Federal de la Industria Solar Alemana (BSW-Solar) señaló que el potencial técnico identificado en 1.313 subestaciones rurales supera la capacidad fotovoltaica instalada actualmente en Alemania, situada en torno a los 130 GW.

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El rápido crecimiento del almacenamiento transformará progresivamente las fuentes de ingresos de las baterías en España. Los servicios de ajuste ofrecen hoy oportunidades muy atractivas, pero su capacidad es limitada. A largo plazo, el arbitraje de energía se perfila como la principal base de ingresos de estos activos, complementado ahora por el nuevo mercado de capacidad.

El webinar 69 de AleaSoft analizó la evolución de los ingresos de las baterías

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OCP Green Energy, la filial del Grupo OCP dedicada a la generación y almacenamiento de electricidad a partir de fuentes renovables, ha alcanzado un hito importante con la instalación de su primer Sistema de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS Fase I) en la mina de Benguerir.

Este acto se produce pocos meses después de la puesta en marcha de la Fase I del programa de energía solar fotovoltaica de OCP Green Energy, que cuenta con una capacidad total de 202 MWp distribuidos entre las plantas solares de Benguerir (67 MWp), Foum Tizi (30 MWp) y Oulad Farès en Khouribga (105 MWp). Estas instalaciones ya suministran electricidad renovable a las plantas industriales y mineras del Grupo OCP.

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Las acciones de Drax abrieron la sesión de ayer con una subida del 3%. El mercado reaccionaba así a una mejora de las expectativas para el año completo 2026, situando la previsión de Ebitda ajustado en torno al límite superior del rango de estimaciones de los analistas. Sin embargo, media hora después este avance se moderó para converger con la moderada subida del sector, debido a que los inversores echaron en falta más avances en su estrategia de acercamiento a los promotores de centros de datos.

Aunque esta nueva expectativa de Ebitda refleja la primera consolidación de Bluefield Solar Income Fund (BSIF), Drax también se ha beneficiado de la fuerte demanda de generación flexible para equilibrar el sistema eléctrico británico durante el verano. Will Gardiner, consejero delegado de Drax Group, comentó que los activos de generación "han contribuido a satisfacer la demanda eléctrica durante la ola de calor estival, aumentando o reduciendo la producción según fuera necesario para ayudar a equilibrar el sistema".

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El Cabildo de Gran Canaria pide que se fije un marco retributivo que se adapte mejor a la realidad de cada isla en la retribución de los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, se facilite la entrada de más energía renovable y se reconozca el almacenamiento.

Para ello, la corporación insular ha presentado alegaciones al proyecto de real decreto con el que el Estado pretende modificar el marco retributivo de los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.

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En menos de dos años, el pipeline de proyectos BESS en España ha crecido de forma exponencial y el país se sitúa entre los mercados europeos con mayor potencial de desarrollo, con una cartera anunciada de más de 10 GW hasta 2029. El marco regulatorio ha empezado a acompañar ese crecimiento: mercado de capacidad aprobado por Bruselas, permisos de acceso flexible en proceso de implementación, eliminación gradual del IVPEE y la transición de los mercados a la resolución cuartohoraria. Quedan piezas por encajar, empezando por el calendario de las primeras subastas de capacidad, pero la dirección es hoy mucho más nítida que hace dos años.

A medida que los primeros proyectos avanzan hacia su puesta en marcha, cambia la pregunta principal para promotores, IPPs e inversores: el desafío ya no está en desarrollar e instalar baterías, sino en cómo operarlas para capturar el máximo valor en los distintos mercados.

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Polestar Energy refuerza su oferta de autoconsumo inteligente —energía solar y almacenamiento en baterías— para hogares y para el mercado empresarial (B2B). La apuesta llega en pleno cambio de marco regulatorio, con el Real Decreto 997/2025 impulsando el autoconsumo y las comunidades energéticas.

La propuesta de Polestar Energy combina la generación fotovoltaica con el almacenamiento en baterías y la gestión inteligente del consumo, permitiendo a familias y empresas reducir su factura eléctrica, ganar autonomía frente a la red y aprovechar al máximo la energía renovable que producen.

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El Gobierno ha dado el paso definitivo para poner en marcha el mercado de capacidad español. La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, ha anunciado este miércoles en el Congreso que la orden ministerial que regula el mecanismo se publicará mañana jueves en el BOE, culminando así una tramitación que se ha prolongado durante varios años y que recibió el visto bueno de la Comisión Europea en materia de ayudas de Estado a finales de mayo.

El nuevo mercado nace con el objetivo de garantizar la seguridad de suministro en un sistema eléctrico cada vez más dominado por las renovables y, al mismo tiempo, generar nuevas señales de inversión para tecnologías capaces de aportar firmeza y flexibilidad. A diferencia del mercado mayorista, el mecanismo no pagará por la energía producida, sino por la capacidad de estar disponible cuando el sistema la necesite.

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El spread intradiario de una hora del mercado eléctrico español alcanzó un promedio de 195,29 €/MWh en agosto de 2026, el nivel mensual más alto del año, frente a los 121,78 €/MWh de media en lo que llevamos de 2026. Este contexto amplía las oportunidades para el almacenamiento con baterías, pero el spread intradiario es solo el punto de partida de un análisis de rentabilidad, no el ingreso real de un proyecto BESS.

Una escalada progresiva a lo largo del año

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