Dos mujeres dedicadas al campo han rechazado una millonaria oferta de compra para instalar servidores informáticos en sus propiedades. Su decisión resalta las tensiones actuales entre la soberanía alimentaria y la expansión de los centros de datos.

La fiebre por el desarrollo de la inteligencia artificial parece no tener límites financieros, pero se ha topado con un muro insospechado en el ámbito rural. Tal y como explican en Noticias Trabajo, Ida Huddleston y su hija Delsia Bare han rechazado formalmente una suculenta propuesta de 26 millones de dólares (más de 22 millones de euros) por una parte de sus propiedades agrícolas. El dinero provenía de una empresa tecnológica no identificada que planeaba levantar una infraestructura digital en la zona.

El valor de la tierra frente al dividendo digital

Los números de la operación evidencian la enorme brecha de valoración económica que existe entre el sector tecnológico y el agrícola. Ambas mujeres son propietarias de unas 1.200 acres de tierras de cultivo a las afueras de Maysville (aproximadamente 486 hectáreas). En abril del año pasado, un comprador anónimo que representaba a una importante compañía de inteligencia artificial se puso en contacto con ellas para adquirir, aproximadamente, la mitad de la propiedad.

La oferta económica resultaba desorbitada sobre el papel. Según detalló Bare, sus terrenos tienen un valor de mercado estimado en unos 6.000 dólares por acre, lo que significa que la propuesta que recibieron multiplicaba aproximadamente por diez esa cantidad. A pesar de la enorme prima financiera, la respuesta de la hija fue contundente: "26 millones de dólares no significan nada". El objetivo de estas productoras es quedarse en su propiedad y "alimentar a una nación".

Identidad familiar e impacto medioambiental

La clave está en el arraigo histórico y los profundos vínculos familiares que unen a estas mujeres con su entorno rural, donde han trabajado varias generaciones. "Mi abuelo, mi bisabuelo y un montón de familiares han vivido aquí durante años, han pagado impuestos por ella y han alimentado a toda una nación gracias a ella", defendió Bare. La trayectoria de la explotación agrícola familiar viene de lejos; incluso cultivaron trigo durante la Gran Depresión para poder abastecer a la población de pan, en una época "cuando la gente no tenía nada más".

El problema es que las dudas de las agricultoras no se basan únicamente en el plano sentimental o identitario, sino también en un análisis crítico de las consecuencias operativas de la infraestructura proyectada. Bare critica abiertamente el impacto de estos complejos tecnológicos y advierte del alto consumo de agua que requieren para la refrigeración de los servidores, un factor crítico que puede dificultar seriamente el riesgo de muchos cultivos en la región.

Resistencia ante las promesas corporativas

La presión sobre los propietarios locales de Maysville han sido intensa, ya que la firma tecnológica ha tocado la puerta de otros agricultores del entorno. "Nos llaman viejos granjeros estúpidos, ya sabes, pero no lo somos", señaló Bare al citado medio, argumentando que no se puede acabar con un suministro de comida esencial como el que ellos ofrecen.

Su madre, Ida Huddleston, de 82 años, tampoco tiene ningún interés en vender y se muestra radicalmente escéptica ante los argumentos de que el proyecto generará empleo y crecimiento económico local. "Yo digo que son unos mentirosos y que no hay nada de verdad en ellos. Eso es lo que digo. Es una estafa", espetó con firmeza.

La convicción de la hija evoca incluso la épica de la literatura clásica norteamericana, afirmando que les mueve el mismo espíritu que a Scarlett O’Hara en la película 'Lo que el viento se llevó': "Mientras esté en esta tierra, mientras me alimente, mientras me cuide, no hay nada que pueda destruirme".

Sin embargo, el destino final de la comarca agraria sigue en el aire. A diferencia de Huddleston y Bare, algunos propietarios de tierras colindantes sí están dispuestos a vender sus parcelas a la multinacional. Debido a esto, el centro de datos de inteligencia artificial aún podría terminar construyéndose a escasa distancia de sus cultivos tradicionales.

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Durante años, los países nórdicos se convirtieron en el paraíso de los grandes centros de datos gracias a su abundante energía renovable, el clima frío que reduce el coste de refrigeración y una estabilidad política y regulatoria difícil de encontrar en otras regiones. Pero el auge de la inteligencia artificial está disparando la demanda eléctrica hasta niveles que empiezan a poner bajo presión incluso a estas potencias energéticas del norte de Europa.

Todo ello ha ayudado a que Dinamarca, Suecia o Finlandia sean considerados algunos de los lugares favoritos para gigantes tecnológicos como Microsoft, Google o Amazon.

Sin embargo, el auge de la inteligencia artificial y el crecimiento del consumo eléctrico empiezan ya a tensionar seriamente la red energética de absolutamente toda la región.

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Dinamarca se ha convertido en el primer país nórdico que comienza a plantear seriamente límites reales a los nuevos centros de datos debido a la saturación eléctrica.

Una avalancha de solicitudes eléctricas

El operador estatal danés Energinet decidió en marzo aplicar una pausa temporal a nuevos acuerdos de conexión a la red eléctrica tras recibir una auténtica marabunta de solicitudes de capacidad.

Actualmente, alrededor de 60 GW de proyectos esperan acceso a la red en Dinamarca. La cifra es enorme si se compara con la demanda máxima eléctrica real del país, que ronda únicamente los 7 GW.

Una parte importante de esas peticiones procede directamente de centros de datos e infraestructuras vinculadas al desarrollo de la IA. Según datos del propio operador energético, estas instalaciones representan cerca de 14 GW de las solicitudes pendientes.

Este desequilibrio entre capacidad disponible y demanda potencial ha obligado a replantear completamente la estrategia energética danesa.

La IA dispara el consumo eléctrico mundial

El auge de la IA está cambiando radicalmente las necesidades energéticas del sector tecnológico. Los nuevos modelos de IA requieren enormes capacidades de computación y procesamiento de datos. Eso implica construir centros de datos cada vez más grandes y con consumos eléctricos gigantescos.

Algunas instalaciones de nueva generación consumen tanta electricidad como ciudades medianas.

El problema no es solo de Dinamarca. Estados Unidos también empieza a vivir tensiones similares. Estados como Virginia, Oklahoma o Pensilvania están debatiendo restricciones y moratorias ante el crecimiento acelerado de los centros de datos.

¿Quién debe tener prioridad?

La situación danesa abre también una discusión especialmente delicada: decidir quién debe tener acceso prioritario a la electricidad disponible.

Durante las últimas semanas, incluso el propio debate político del país ha girado alrededor de si sectores estratégicos nacionales deberían colocarse por delante de grandes centros de datos internacionales.

Antes de las elecciones generales, el entonces ministro de Energía, Lars Aagaard, ya deslizó la posibilidad de situar este tipo de instalaciones tecnológicas al final de las prioridades.

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Los expertos aseguran que vamos hacia una crisis energética enorme, la peor en décadas. Paradójicamente, estamos más preparados que nunca

Y es que, la preocupación principal es que enormes proyectos tecnológicos terminen ocupando capacidad energética que también necesitan hospitales, industrias, empresas locales o infraestructuras críticas. Unos auténticos “juegos del hambre energéticos”.

La industria tecnológica teme una fuga de inversiones

El problema preocupa a las grandes compañías tecnológicas. Dinamarca cuenta actualmente con cerca de 398 MW instalados en centros de datos y otros 208 MW en construcción. Además, las previsiones apuntaban a que el país podría superar los 1,2 GW de capacidad antes de 2030.

Buena parte de ese crecimiento estaba vinculada a grandes plataformas cloud e infraestructuras de IA.

Microsoft, por ejemplo, tiene previsto invertir alrededor de 3.000 millones de dólares en capacidad de centros de datos en Dinamarca entre 2023 y 2027.

Y claro, los países nórdicos podrían perder ventaja competitiva

La crisis energética también amenaza con alterar uno de los grandes atractivos históricos de la región nórdica. Dinamarca, Suecia, Finlandia y Noruega se han posicionado como uno de los grandes polos europeos para infraestructuras digitales gracias a su abundancia energética y estabilidad regulatoria.

Pero la explosión de demanda vinculada a la IA empieza a cambiarlo todo. Y ojo, además de los centros de datos, la electrificación del transporte, la industria y la transición energética están aumentando el consumo eléctrico general.

Y claro, esto obliga a reforzar redes de distribución, construir nuevas infraestructuras y redefinir prioridades energéticas mucho más rápido de lo previsto.

El modelo irlandés empieza a ganar peso

Algunos actores del sector consideran que Dinamarca podría terminar siguiendo una estrategia similar a la de Irlanda.

El país relajó recientemente sus restricciones a centros de datos, pero a cambio implantó uno de los marcos regulatorios más estrictos de Europa para grandes consumidores eléctricos.

La idea es priorizar proyectos más eficientes, vinculados a generación renovable y con mayor valor estratégico para la economía nacional. Dinamarca estudia ahora medidas similares para evitar que la saturación eléctrica bloquee completamente nuevas inversiones tecnológicas. Un equilibrio complicado.

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Caos en el sistema energético internacional. Que si pugnas geopolíticas, que si interrupciones logísticas, que si dependencia estructural de determinadas regiones del planeta…

Una tormenta perfecta que ha generado un escenario en este 2026 que muchos analistas consideran más complejo que las crisis del petróleo de los años 70 o incluso la crisis del gas vivida en 2022 tras la invasión rusa de Ucrania.

Claro, los datos actuales son para echarse a temblar. El barril de crudo se mantiene por encima de los 100 dólares en los mercados internacionales y las previsiones para 2026 apuntan a un encarecimiento sin paliativos.

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Diferentes firmas financieras han elevado sus estimaciones del Brent hasta una media de 85 dólares, ocho más que las previsiones anteriores. Y el West Texas también ha sido revisado al alza. Y en medio de toda esta vorágine una duda, ¿cómo estamos realmente preparados?

Oriente Medio vuelve a ser el epicentro del riesgo

La situación en Oriente Medio es más que complicada. En las últimas semanas, al menos 40 infraestructuras críticas han resultado dañadas en varios países de la región, lo que ha reducido de forma significativa la capacidad de producción y transporte.

Uno de los puntos más sensibles es el estrecho de Ormuz, por donde transita aproximadamente el 20% del petróleo y gas que se comercializa a nivel mundial. Su bloqueo parcial ha provocado una disrupción inmediata en los flujos energéticos, afectando tanto a Asia como a Europa.

Las estimaciones del mercado apuntan a que los flujos podrían haberse reducido hasta el 5% de su capacidad habitual durante varias semanas. Esto implicaría pérdidas acumuladas superiores a los 800 millones de barriles, una cifra que no tiene precedentes recientes y que tensiona las reservas globales.

Además, la producción en la región podría verse recortada desde los actuales 11 millones de barriles diarios hasta picos cercanos a los 17 millones en escenarios extremos de interrupción, lo que aumentaría aún más la volatilidad.

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El encarecimiento de la energía tiene efectos inmediatos sobre la inflación, el consumo y la actividad industrial. Sectores intensivos en energía, como el transporte, la industria pesada o la agricultura, son los primeros en notar el impacto.

En Europa, donde la dependencia energética externa sigue siendo elevada, el riesgo es especialmente significativo. Aunque las reservas de petróleo en países de la OCDE se mantenían relativamente estables antes del conflicto, la disrupción actual puede revertir esa situación en cuestión de semanas.

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Además, el incremento del precio del gas añade presión adicional. La subida del gas natural afecta directamente al precio de la electricidad en muchos mercados, lo que se traduce en un efecto dominó sobre los costes empresariales y el poder adquisitivo de los hogares.

Medidas de emergencia y límites del sistema

Ante este escenario, los organismos internacionales han activado mecanismos de respuesta rápida. Entre ellos destaca la liberación de reservas estratégicas de petróleo, con volúmenes que alcanzan cifras históricas cercanas a los 400 millones de barriles.

Este tipo de medidas busca estabilizar los mercados a corto plazo y evitar picos de precios aún más pronunciados. Sin embargo, su efecto es limitado en el tiempo. Si las interrupciones persisten, las reservas pueden agotarse sin resolver el problema estructural.

Además, el transporte marítimo sigue siendo un cuello de botella clave. Aunque existan reservas disponibles, su distribución depende de rutas seguras y operativas, algo que actualmente no está garantizado en determinadas zonas estratégicas.

Por qué el mundo está mejor preparado que antes

A pesar de la gravedad del escenario, existen factores que marcan una diferencia respecto a crisis anteriores. El primero es la diversificación de fuentes energéticas.

En los últimos años, la expansión de las energías renovables ha sido notable, con crecimientos anuales de doble dígito en capacidad instalada de solar y eólica en muchas regiones.

Este avance reduce parcialmente la dependencia del petróleo y del gas, especialmente en la generación eléctrica. En países como España, por ejemplo, más del 50% de la electricidad ya proviene de fuentes renovables en determinados momentos del año.

Otro elemento clave es el desarrollo del gas natural licuado. El GNL ha transformado el mercado energético al permitir transportar gas por vía marítima, rompiendo la dependencia de los gasoductos tradicionales. Esto ha facilitado que países europeos diversifiquen proveedores tras la crisis de 2022.

La interconexión de los sistemas eléctricos también ha mejorado significativamente. Redes más integradas permiten redistribuir energía entre países, compensando déficits puntuales y reduciendo el riesgo de apagones generalizados.

¿Un cambio estructural en marcha?

Más allá de la crisis actual, el sistema energético global está inmerso en una transformación profunda. La transición hacia modelos más sostenibles no solo responde a objetivos climáticos, sino también a la necesidad de reducir vulnerabilidades geopolíticas.

El desarrollo de almacenamiento energético, como baterías a gran escala, y la digitalización de las redes están permitiendo gestionar mejor la variabilidad de las renovables. Al mismo tiempo, las inversiones en hidrógeno y nuevas tecnologías apuntan a un futuro menos dependiente de combustibles fósiles. Esperemos.

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La transición energética europea ha vuelto al primer plano tras las recientes declaraciones del presidente francés.

Según Emmanuel Macron, un sistema con una penetración tan elevada de energías renovables “no es soportable” desde el punto de vista técnico. La afirmación ha generado polémica, pero plantea una cuestión totalmente legítima: ¿existe un límite técnico real al despliegue de renovables en España o se trata de una simplificación política de un problema más complejo?

Qué implica un sistema de muchas renovables

España es hoy uno de los países europeos con mayor peso de generación renovable. En 2024, más del 56 % de la electricidad producida procedió de fuentes renovables, según los datos oficiales publicados por Red Eléctrica de España, con un fuerte crecimiento de la solar fotovoltaica y la eólica.

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Sin embargo, una alta penetración renovable no es solo una cuestión de porcentaje, sino de cómo se integra esa generación en la operación diaria del sistema eléctrico.

Las tecnologías renovables dominantes —solar y eólica— comparten una característica clave: no son despachables. Dicho de otro modo, su producción depende de condiciones meteorológicas y no puede ajustarse en tiempo real a la demanda.

Esta característica obliga al sistema eléctrico a adaptarse en varios frentes: gestión de la variabilidad, equilibrio entre oferta y demanda, estabilidad de frecuencia y tensión, y capacidad de respuesta ante perturbaciones.

Un informe del Instituto de Investigación Tecnológica de la Universidad Pontificia Comillas subraya que el principal reto no es la presencia de renovables en sí, sino la falta de flexibilidad del sistema para absorberlas, una flexibilidad que debe venir del almacenamiento, la gestión de la demanda, las centrales gestionables y unas interconexiones suficientes.

Los cuellos de botella

Entre los principales puntos débiles destaca el insuficiente desarrollo del almacenamiento energético. Tecnologías como las baterías o el bombeo hidráulico permiten desplazar energía desde momentos de exceso de producción a horas de mayor demanda, reduciendo vertidos y tensiones en la red.

Sin embargo, su despliegue avanza más lentamente que el de la generación renovable, como reconoce el análisis de Cajamar sobre la estrategia española de transición energética.

A este desequilibrio se suma el estado de las redes eléctricas. La rápida expansión de renovables ha provocado problemas de saturación en determinados nodos, limitando nuevas conexiones. Reuters se hacía eco de la advertencia actual de las eléctricas españolas sobre una red que necesita inversiones urgentes para absorber nueva capacidad y acompañar la electrificación del transporte y de la industria.

El tercer factor estructural clave es la escasa interconexión de la península ibérica con el resto de Europa. España apenas supera el 2 % de interconexión sobre su capacidad instalada, muy lejos del objetivo europeo del 15 % para 2030, lo que refuerza su condición de “isla energética” y limita la flexibilidad del sistema.

La tensión entre el diagnóstico técnico y las dinámicas políticas se ilustra a las mil maravillas con la contradicción en torno a las interconexiones eléctricas entre España y Francia.

Sin embargo, el desarrollo de infraestructuras clave a través de Francia ha ido muy por detrás de lo previsto, a pesar de las reiteradas llamadas de atención de Bruselas y de los gobiernos ibéricos.

La Comisión Europea ha urgido recientemente a Francia a desbloquear proyectos de interconexión eléctrica con España, señalando que la decisión final sobre permisos depende en última instancia de París y no puede imponerse desde Bruselas.

El propio Ejecutivo comunitario ha admitido que Francia ha sido algo “reacia” a avanzar con rapidez en estas infraestructuras, lo que ha llevado a Madrid y Lisboa a reclamar un compromiso político y financiero firme para superar el tradicional enfoque bilateral y llevar estas conexiones al nivel estratégico europeo que la transición energética exige.

La paradoja es evidente: Francia señala los límites técnicos del sistema eléctrico español derivados de su elevada penetración renovable, pero esos límites existen en parte porque la interconexión con el resto de Europa, que debe atravesar el territorio francés, sigue siendo insuficiente.

Estabilidad del sistema

Más allá del equilibrio energético, existe un reto menos visible pero crítico: la estabilidad dinámica del sistema. Las centrales térmicas y nucleares tradicionales aportan inercia, ayudando a mantener la frecuencia ante perturbaciones. La sustitución de estas tecnologías por renovables conectadas mediante electrónica de potencia reduce esa inercia natural.

Estudios académicos recientes advierten de que esta pérdida obliga a desarrollar nuevos mecanismos de control y servicios auxiliares para garantizar la estabilidad, especialmente en sistemas con baja interconexión y transición acelerada.

¿Un sistema al límite?

Los apagones parciales registrados recientemente en la península han reavivado el debate, aunque no existe evidencia concluyente de que las renovables hayan sido la causa directa. The Guardian advirtió contra la tentación de atribuir estos episodios a la generación renovable, señalando que suelen estar relacionados con fallos de red o planificación.

En este contexto, la crítica de Macron toca un punto real, pero lo formula de manera incompleta. Como apuntaba Le Monde, el problema no es tecnológico, sino institucional y temporal: la generación de renovables avanza más rápido que las infraestructuras necesarias para sostenerla, incluidas aquellas cuya ejecución depende de decisiones políticas más allá de las fronteras españolas.

En conclusión, lo de las renovables en España no es un experimento fallido, sino un anticipo de los retos que afrontará Europa en su transición energética. El dilema no es cuánta energía renovable se instala, sino si redes, almacenamiento y reglas evolucionan al mismo ritmo. 

En ese sentido, la crítica de Macron contiene una advertencia técnica válida, pero pierde precisión cuando se convierte en una enmienda general al modelo de las renovables y se ponen los puntos que faltaban a las íes.

Durante años, Cao Renxian pasó prácticamente desapercibido fuera del sector energético. Hoy, el fundador de Sungrow se ha convertido en una figura seguida de cerca por los grandes inversores internacionales gracias a la transformación radical de su compañía en un mercado tan volátil como el de las energías renovables.

En un entorno dominado por el exceso de oferta y la presión constante sobre los márgenes, Sungrow ha logrado anticiparse donde otros llegaron tarde. Y la clave ha estado en el almacenamiento de energía.

El crecimiento de la electrificación, la expansión de las renovables y la demanda masiva de los centros de datos han impulsado a la empresa china hasta situarla como un actor global de referencia.

De profesor universitario a arquitecto de una multinacional energética

Cao Renxian, fundador de Sungrow Power Supply, inició su carrera lejos de los focos. Ingeniero de formación, pasó varios años como docente en la Universidad Tecnológica de Hefei antes de dar el salto al emprendimiento en 1997.

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En aquel momento, la energía solar apenas tenía peso en China y la idea de fabricar inversores solares parecía condenada al fracaso.

Con un capital inicial modesto, Cao levantó una empresa que durante sus primeros años avanzó en silencio, centrada en desarrollar tecnología propia.

Mientras otros actores perseguían la visibilidad y el crecimiento rápido, Sungrow apostó por consolidar una base industrial sólida, incluso cuando el mercado aún no parecía preparado.

El ciclo solar y el riesgo de quedarse atrás

El auge de las renovables en China generó una oleada de riqueza en la década siguiente. Fabricantes de paneles, productores de polisilicio y proveedores de equipos vivieron años de expansión acelerada.

Pero ese crecimiento también sembró las semillas de una crisis posterior, marcada por el exceso de capacidad y el desplome de los márgenes.

Muchas fortunas ligadas a la energía solar se erosionaron rápidamente cuando el mercado se saturó. Sungrow no fue ajena a ese entorno, pero logró evitar el colapso total gracias a una decisión estratégica tomada años antes, cuando el almacenamiento de energía todavía era un segmento marginal.

La apuesta temprana por el almacenamiento

Cao impulsó la entrada de Sungrow en el negocio del almacenamiento de energía a gran escala alrededor de 2015.

En ese momento, las baterías industriales eran vistas como un complemento prescindible, caro y de retorno incierto. Sin embargo, la integración masiva de renovables y la necesidad de estabilidad en las redes eléctricas acabaron convirtiéndolas en un elemento imprescindible.

Con la llegada del boom de la inteligencia artificial y el crecimiento de los centros de datos, la demanda energética se disparó.

Las baterías pasaron de ser una opción secundaria a una infraestructura crítica. Ese cambio encontró a Sungrow ya posicionada, con tecnología madura y capacidad industrial.

Datos que explican el salto de Sungrow

El impacto de esta estrategia se reflejó en los resultados financieros. Tras un crecimiento más moderado en 2024, los ingresos netos de la compañía se aceleraron con fuerza en la primera mitad de 2025.

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El almacenamiento de energía superó a los inversores solares como principal motor del negocio, representando más del 40% de los ingresos.

Según estimaciones de BloombergNEF, la capacidad global de almacenamiento seguirá creciendo a un ritmo récord durante la próxima década, con China liderando más de la mitad de la expansión.

Para 2035, la demanda mundial podría multiplicarse por ocho respecto a los niveles actuales, un escenario que explica el renovado interés de los inversores por compañías como Sungrow.

El reconocimiento del mercado y la presión internacional

El mercado bursátil ha reaccionado con fuerza a esta transformación. Las acciones de Sungrow en Shenzhen registraron un fuerte avance el año pasado, duplicando prácticamente la fortuna personal de Cao Renxian hasta situarla en torno a los 15.000 millones de dólares, según estimaciones de Bloomberg.

La prevista salida a bolsa en Hong Kong podría elevar aún más el perfil internacional de la compañía. Analistas de Bloomberg Intelligence calculan que la operación podría situar la valoración total del grupo cerca de los 50.000 millones de dólares, abriendo la puerta a inversores globales y a un escrutinio mucho más intenso.

Riesgos geopolíticos y desafíos industriales

Ese salto internacional no está exento de riesgos. Las tensiones entre China y Estados Unidos añaden incertidumbre a las perspectivas de crecimiento, especialmente en un sector estratégico como el almacenamiento energético.

Las políticas de contenido nacional y los aranceles impulsados durante la administración de Donald Trump obligan a empresas chinas a replantear sus cadenas de suministro.

Algunos analistas señalan que una mayor diversificación geográfica de la producción podría ser clave para mantener la competitividad. De hecho, entidades como JPMorgan Chase & Co. han destacado recientemente las ventajas tecnológicas de Sungrow, pero también subrayan la necesidad de adaptarse a un entorno comercial cada vez más fragmentado.

El futuro de Sungrow dependerá de si el actual ciclo del almacenamiento de energía mantiene su impulso o repite los excesos que hundieron al sector solar tras 2021.

Imágenes | Qilai Shen/Bloomberg, PV Tech

La transición energética avanza a buen ritmo, pero con ella también surgen desafíos que requieren soluciones innovadoras y prácticamente de implementación inmediata.

Entre ellos, uno de los más relevantes es garantizar la estabilidad del sistema eléctrico ante la creciente incorporación de fuentes renovables.

En este contexto, las grandes baterías se perfilan como piezas clave para asegurar el equilibrio de la red, reducir el riesgo de apagones y aportar estabilidad a los precios de la electricidad.

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El reciente Real Decreto-ley aprobado por el Gobierno ha puesto el foco en el almacenamiento energético como prioridad estratégica. Esta decisión puede suponer un impulso decisivo para el despliegue de baterías en España, con medidas específicas que facilitan la tramitación y la puesta en marcha de estos proyectos.

En medio de un escenario energético en plena transformación y con un gran apagón aún reciente, las grandes baterías son un elemento indispensable para lograr un sistema más resiliente, eficiente y asequible.

El almacenamiento energético, en el centro de la transformación

El avance del almacenamiento en nuestro país es ya imparable. Según datos recopilados por ORKA Energía,en la actualidad existen 256 proyectos de baterías en distintas fases de tramitación, que suman una potencia conjunta de 4.400 MW.

La mayoría de estos sistemas están diseñados para una duración de dos horas, lo que los convierte en soluciones altamente eficaces para cubrir picos de demanda o para almacenar el excedente de producción renovable.

Estos proyectos se reparten entre instalaciones híbridas, combinadas con plantas solares o eólicas, y sistemas Stand-Alone, conectados directamente a la red. Lo más significativo es que 214 MW ya cuentan con autorización administrativa de construcción y han comenzado su desarrollo, abriendo la puerta a una nueva era en el mercado eléctrico español.

Esta cifra inicial podría incrementarse de forma significativa antes de que acabe el año. Se estima que cerca de un gigavatio podría estar ya conectado a la red en los próximos meses. Y esto solo sería el principio. La cifra más llamativa es la de los 25.000 MW de capacidad de almacenamiento que han solicitado punto de conexión, lo que evidencia el interés y la apuesta por esta tecnología en el sector energético.

Asturias lidera la revolución del almacenamiento

La comunidad que más protagonismo está tomando en este despliegue es Asturias. Con más de 900 MW en tramitación, se ha convertido en la región con mayor capacidad en desarrollo. Esta apuesta no es casual. La presencia de grandes industrias intensivas en consumo energético convierte a Asturias en una zona crítica dentro del sistema eléctrico nacional, y la instalación de baterías es esencial para reforzar su red.

Castilla-La Mancha y Extremadura también se sitúan entre las comunidades más activas, mientras que provincias como Valencia, Cuenca y Badajoz destacan por el número de proyectos en marcha. No obstante, todavía hay diez provincias que no cuentan con ningún megavatio de baterías en tramitación, lo que refleja el potencial de crecimiento que aún tiene este sector.

Un nuevo mercado con nuevos actores

El impulso a las grandes baterías no solo está transformando el sistema energético, sino también el panorama empresarial. Aunque las grandes eléctricas están presentes, no son las únicas protagonistas. Firmas como Rolwind, que lidera el desarrollo con 479 MW en tramitación, o Genia Bioenergy, demuestran que hay nuevos actores con un papel relevante en esta transformación.

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Endesa, Iberdrola y Naturgy siguen de cerca en el ranking, pero el crecimiento del almacenamiento está permitiendo una mayor diversificación del mercado y fomentando la competencia. Este fenómeno, a su vez, se traduce en un entorno más dinámico y con mayor capacidad de innovación.

Menos apagones, precios más estables y un sistema más eficiente

Las ventajas de incorporar grandes baterías al sistema eléctrico son múltiples. Por un lado, permiten estabilizar la red en momentos de alta demanda o de menor generación renovable, reduciendo así el riesgo de apagones. También ayudan a absorber excedentes cuando la producción es alta y el consumo bajo, lo que evita que se desperdicien recursos energéticos.

Además, este almacenamiento permite equilibrar los precios de la electricidad. Al liberar energía almacenada en momentos clave, se reduce la volatilidad y se mitigan las subidas bruscas, lo que repercute positivamente en los consumidores. Todo ello con un enfoque que favorece la integración de energías limpias y que contribuye a la descarbonización del sistema.

El desarrollo de estas infraestructuras supone también un incentivo para la inversión, la creación de empleo y el fortalecimiento de la soberanía energética. España se encuentra en una posición privilegiada para liderar este cambio, y las grandes baterías jugarán un papel decisivo en ese proceso.

El almacenamiento ya no es solo una promesa de futuro, sino una realidad que avanza con fuerza aunque, de momento en España, de forma desigual.

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La ciudad de Utrecht, en Países Bajos, está a punto de prohibir a partir de 2030 las chimeneas de su municipio. Pero no es la única ciudad de Europa con restricciones. En Francia, tanto Île-de-France, Lyon o Grenoble tienen reestricciones (no se puede usar como calefacción principal de una casa). En Londres, Reino Unido, tampoco. En Dinamarca, al comprar una casa con una chimena, hay que retirarla. Es una tendencia.

¿Cuál es el motivo? La contaminación. Y esto no tiene que ver con las emisiones y el calentamiento global. En teoría las emisiones de quema de leña o pellets son neutras desde el punto de vista del CO2, ya que lo que se quema es biomasa procedente de un ciclo cerrado del CO2 y no combustibles fósiles enterrados en eras pasadas.

Contaminación nociva para la salud

El problema de las chimeneas es que la combustión de la leña no es nada limpia. En el proceso se producen partículas finas y óxidos de nitrógeno. De hecho 6,5 millones de chimeneas en Francia emiten tanto como 38 millones de vehículos.

Estas emisiones son muy dañinas para la salud y por eso las ciudades están poniendo restricciones a la circulación de los vehículos y a los sistemas de calefacción antiguos.

Compromisos con el calentamiento global

Mucho más limpios en cuanto a las emisiones de estas partículas dañinas son los sistemas de calefacción basados en gas natural (metano). Sin embargo todo lo que sea combustibles fósiles van en contra de los compromisos de cero emisiones de CO2.

Por tanto se está empujando a la población a sistemas eléctricos, que normalmente son más caros debido a las inversiones necesarias en adaptar los sistemas de calentamiento y a los precios eléctricos.

Lo que está claro es que el fuego de las chimeneas será en muchos años algo prohibido en muchas ciudades. Esperemos que esto no contribuya a la pobreza energética que también se quiere combatir.

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A partir de 2024, los sustos con la factura de la luz por parte del mercado van a reducirse. ¿Son buenas noticias? Desde la OCU se afirma que vamos hacia una tarifa eléctrica (PVPC) más estable, que tendrá en cuenta el precio diario, pero también el mercado de futuros (el coste mensual, trimestral y anual).

Sin embargo, el problema clave es que la reforma del PVPC (Precio Voluntario al Pequeño Consumidor) sigue sin modificar los altos precios de la electricidad producida con renovables, y se le suman el mercado marginalista y la futura falta de incentivos para el ahorro.

Mercado libre y regulado

En agosto de 2022, el precio de la luz en el mercado regulado alcanzó un récord, y no uno de los buenos: fue el mes más caro de la historia. Y, entre otras razones, se señaló cómo las hidroeléctricas, cuyo coste de producción por megavatio/hora es de tres euros, fijaron el precio de la luz en 201,96 euros durante el 30 de agosto.

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Como recordatorio rápido, la tarifa regulada (PVPC) por el Ministerio, cambia cada día según lo que marca el mercado mayorista de electricidad, por lo que su precio es variable y puede personalizarse (relativamente) según el consumo del hogar. Tiene un máximo de 10 kWh de potencia.

Por el contrario, las comercializadoras del mercado libre tienen libertad de tarifas, pueden ofrecer otros servicios, suelen tener disponible energía verde y combinar suministros (además, cuentan con permanencia, a diferencia del mercado regulado).

Comparando la oferta energética

La PVPC ha dado buenos sustos y, a menudo, ha dejado pocas alternativas a las familias que se mantienen en el mercado regulado. La principal culpable ha sido la crisis energética, que disparó los precios sin tiempo de reacción a los más de 10 millones de españoles que tienen contratada esta tarifa, que es condición obligatoria para acceder al bono social eléctrico.

En España, se dio un panorama complejo en 2018, así como en 2022-2023, en un momento en el que los precios fueron al alza —lo cual choca con el gran auge de las renovables—, mientras que también existen periodos, tanto durante el año, como en función de la estación o de la producción energética, a la baja, como las cifras de 2016.

En cualquier caso, la fuerza del mercado regulado en España supuso que el peso de la crisis energética haya sido muy superior en nuestras fronteras que en otros países europeos, donde la presencia de tarifas indexadas en el mercado mayorista es mínima.

Desde el Gobierno, han establecido un portal comparador de la oferta energética que nos permite una lectura o análisis más sencillo con el que  poder escoger entre la oferta del mercado libre o regulado, según la potencia de la instalación, las necesidades en hora punta y valle, el consumo o la búsqueda de servicios adicionales.

La excepción ibérica

Para que Europa aceptase la llamada excepción ibérica (poner un "precio-tope" al gas en España y Portugal) y controlar la inflación en la península, se propusieron algunos cambios de medidas, que entrarán en vigor entre 2024 (ya se han aplicado) y enero de 2026.

En concreto, un cambio gradual en el cual:

• el 1 de enero de 2024 empezó a aplicarse un 75 % del precio determinado por el coste diario y un 25% repartido entre el mercado de futuros: mensual, trimestral y anual;
• en enero de 2025, esta proporción pasará a ser 60-40 %;
• por último, en enero de 2026, se establecerá una proporción definitiva, que dependerá un 45 % del mercado diario y un 55 % del reparto de los otros tres mercados.

Esto supone:

• El PVPC tendrá en cuenta los precios negociados durante los meses anteriores, lo cual hace más sencillo evitar subidas abruptas
• Se reducirán las diferencias entre el precio mínimo y máximo, por lo que las horas punta y valle no serán tan importantes
• Lo anterior también implica que el precio mínimo de la electricidad subirá de 68 a 79 (kWh), generando menos alicientes para cambiar hábitos y priorizar el consumo

También debemos tener en cuenta que las personas físicas tienen una potencia de contratación máxima de 10 kW en mercado regulado (incluyendo comunidades de propietarios), mientras que las pequeñas empresas deberán justificar el consumo.

Críticas al modelo

Desde la OCU, además, se ha denunciado la falta de transparencia de tarifas indexadas en el mercado libre, cuyos próximos cambios en el PVPC pueden dificultar todavía más utilizar este último como referencia.

Además, se señala que siguen sin abordarse los problemas enquistados en el mercado eléctrico español: el pago de la energía diaria al precio que alcance la tecnología más cara (mercado marginalista), la falta de incentivo en el ahorro y el posible riesgo de manipulación, puesto que los mercados de futuros suelen ser malos predictores del precio diario.

En cualquier caso, y en la medida de nuestras posibilidades, podemos agarrarnos a la idea de un mercado eléctrico algo más estable y cierta mejora en la transparencia energética, que nos debería permitir comparar con más seguridad entre el mercado libre y regulado.

La gran mayoría de los países del mundo acordaron alcanzar la neutralidad de carbono antes de 2050. El objetivo no es otro que generar menos carbono del que puede ser retirado, reduciendo las emisiones de CO2 y capturarlas para su almacenamiento. Es cierto que la temperatura media de la Tierra es hoy 1,1 grados más elevada que antes de la Revolución Industrial y que la emisión de gases de efecto invernadero afecta directamente al cambio climático. Pero, ¿se está haciendo lo suficiente por revertir la situación?

El Acuerdo de París fijó las claves para conseguir el objetivo, siguiendo las recomendaciones del IPCC. Para alcanzar la huella de carbono cero, se precisa de un esfuerzo colectivo, aunque los países desarrollados afrontan una fecha a largo plazo, 2050, en lugar de trabajar por un objetivo inmediato.

Un proyecto con fisuras

Desde 2021 entró en vigor en la UE la Ley Climática que pretende convertir a Europa en la primera región del mundo en lograr la neutralidad climática en 2050. Para ello, los países del bloque deberían, al menos, reducir sus emisiones en un 55% para 2030.

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Un análisis reciente elaborado por el Observatorio Europeo de Neutralidad Climática (ECNO), determina que las metas no son lo suficientemente precisas ni completas y que la brecha que existe va en aumento.

Tensiones por los precios

La Comisión Europea se marcó, como propósito, reducir las emisiones de GEI en un 90% hasta 2040. Solo así se alcanzaría la neutralidad climática a mitad de siglo. Alcanzado el ecuador del año 2024, parece casi imposible alcanzar el objetivo de 2030. Falta velocidad en términos de implementación y un mayor detalle en los planes.

El conjunto de los países ha echado sus cuentas. Alcanzar la neutralidad de carbono en 2050 requiere de más financiación. Y es que se precisa de una inversión anual de 2 billones de dólares, según estimaciones del Fondo Monetario Internacional (FMI). Unas cifras que se alejan, cuanto menos, de los 400.000 millones anuales que están presupuestados, hasta la fecha, para los próximos años.

Las tensiones por los precios aumentan. Y es que de esos 2 billones que se proyectan y se precisan, la gran mayoría deben canalizarse hacia el sector energético. Esto implica que se tengan que quintuplicar en los próximos seis años los 400.000 millones de dólares en inversiones climáticas.

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Parece que la única fórmula de eficiencia es recurrir al sector privado. Éste debería financiar el 80% de las inversiones necesarias, incluso al 90%. Y es que la realidad es que los estados emergentes y en desarrollo no van a poder cubrir sus inversiones, a menos que eleven sus ya altos niveles de deuda una media entre el 45% al 50%. Merece la pena recordar que el sector privado representa únicamente el 40% de las inversiones, de ahí la necesidad de duplicar esfuerzos.

Si se quiere conseguir el objetivo de la neutralidad de carbono en 2050, a día de hoy imposible, habrá que apostar por la privatización. Es cierto que países como China e India cuentan con recursos financieros suficientes para combatir el cambio climático y reducir las emisiones de CO2.

No obstante, otras naciones no poseen los recursos necesarios y tienen más dificultades para atraer inversión extranjera. Esto es debido a su baja calificación crediticia, la cual no aporta confianza a la hora de atraer a capital privado que apueste por sus economías. Es un riesgo excesivamente alto que no cualquier inversor está dispuesto a asumir sin garantías.

Los fondos de inversión dan prioridad a la sostenibilidad. El objetivo de neutralidad de carbono en 2050 pasa por clausurar las centrales eléctricas de carbón, responsables del 20% de las emisiones, aproximadamente. Otra opción sería reconvertirlas en fuentes de energía renovables, aunque también precisaría tanto de ayudas públicas como de mayor inversión privada.

Todo pasa por configurar políticas capaces de crear entornos que atraigan inversión y movilizar el financiamiento climático privado. También será fundamental establecer impuestos al carbono.

Los vacíos energéticos de la UE

Alcanzar el objetivo de carbón neutral en 2050 es una quimera. La transición energética será más lenta. Si se parte de la importancia del hidrógeno, hay que tener en consideración que es un elemento que no suele encontrarse aislado en la naturaleza, sino que se obtiene al descomponer otras sustancias, como el agua. Para que sea una fuente renovable, hay que extraerlo del gas, que es un combustible fósil muy contaminante.

Con respecto a la bioenergía, se desconocen cuáles serán las fuentes energéticas. Un vacío de información que podría derivar en un aumento de la deforestación. Con respecto a la captura de dióxido de carbono, faltan detalles y planificaciones de calidad. Se habla de que capturar el CO2 antes de que llegue a contaminar a la atmósfera, pero la realidad es que no se han ejecutado estos planes a gran escala todavía.

Fotos | Getty Images 1, Gov.si

España es de los países de Europa que mejor ha sabido aprovechar su capacidad para generar electricidad a partir de fuentes renovables. De hecho, desde 2008, ha multiplicado por dos su potencial eólico y por ocho su capacidad solar. No obstante, se genera un importante excedente que acaba por potenciar un desequilibrio importante entre la oferta y la demanda, especialmente en las horas de mayor producción solar.

El sector se aferra a las ideas de flexibilizar la red y electrificar la economía. La energía eólica se ha convertido en la primera fuente energética del país, incluso, por delante de la energía nuclear.

Y es que España, tras Suecia, es el país de la UE con mayor capacidad de renovables, motivada por la introducción de subsidios para la instalación, así como la eliminación de obstáculos regulatorios.

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Pese a esta situación, el Gobierno dio a conocer el nuevo Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) con el que se marca como objetivo duplicar la capacidad instalada de energías renovables en 2030.

Una decisión cuanto menos controvertida, ya que en España existe un exceso de capacidad renovable que el sistema eléctrico no puede absorber. Solo hay que analizar los datos de 2023 para comprobar que se utilizó tan solo el 68,7% de la capacidad de producción fotovoltaica y el 59,6% de la eólica.

Un problema latente: el exceso de producción

A pesar del aumento del PIB, el consumo de electricidad ha ido descendiendo paulatinamente durante los últimos años, llegando en 2023 a ser inferior a la de 2020 y la más baja desde 2003.

Es evidente que existe una desvinculación entre la demanda energética y la economía, especialmente como consecuencia de los altos precios en los años posteriores a la invasión de Ucrania. También existe una mayor eficiencia energética, pero a su vez un importante excedente.

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De mantenerse los excedentes y, por ende, los desequilibrios entre la oferta y la demanda, los precios llegarían a bajar hasta cifras negativas, incluso. Es cierto que los precios muy bajos benefician a los consumidores, pero representan un grave problema para atraer a nuevos inversores a la industria. Se ve mermada la transición energética.

España no consigue dar con la solución

Pese a que la electrificación de la economía ayuda a solventar la dependencia del país por los combustibles fósiles, el Ejecutivo de Sánchez fija el objetivo de que el 34% de la economía dependa de la electricidad en 2030.

Y es que la electricidad puede ser concebida como el método más barato y competitivo de producir energía limpia, aunque es necesario renovar muchas instalaciones para aplicarla a sectores como los químicos y los metales.

El territorio nacional continúa a la cola de la lista de otros vecinos europeos en la instalación de bombas de calor y en el uso de coches eléctricos (que solo representan el 6% de los que circulan actualmente).

La generación real de energía solar fotovoltaica fue el pasado año del 68,7% de la capacidad teórica frente al 71,4% de 2018. En la eólica, fue del 59,6% frente al 60,9% de 2018. Por tanto, se deduce que la capacidad instalada crece más rápido que el ritmo de absorción del sistema (que gestiona Red Eléctrica).

Hay varias razones que explican la caída de la demanda, entre ellas, la crisis energética provocada por la invasión rusa de Ucrania en 2022. Esto provocó que empresas y hogares de toda Europa redujeran su uso por los altos precios.

¿Qué plantea ahora el Gobierno?

En la energía solar han invertido unos 15.000 millones de euros, con los que la generación renovable ha pasado de suponer el 29% del total de potencia instalada en 2018 al 42% en la media de 2022. El nuevo plan de la ministra, Teresa Ribera, consiste en aumentar ese porcentaje hasta el 81% en 2030.

¿Cuál es la solución?

Ante el inesperado problema energético de producir demasiada electricidad con energías renovables, todo pasa por aumentar la capacidad de almacenamiento de energía, instalando baterías a gran escala.

Si estas baterías irrumpen tanto en la oferta como en la demanda energética, se aseguraría una importante flexibilidad que haría coincidir la generación y la demanda durante el día y la noche.

Otra posibilidad sería la de exportar energía renovable sobrante a países como Francia y al resto de Europa. El problema reside en que el resto de países quieren proteger sus productos nacionales y no quieren aumentar, por el momento, las conexiones comerciales con España.

El problema del excedente de electricidad con renovables es a escala europea. Sin ir más lejos, en Alemania, que no es un país excesivamente soleado, los precios mayoristas fueron negativos en 301 de las 8.760 horas comercializables del año pasado.

Las plantas de gas no funcionan continuamente y los costes se compensan aumentando los precios de la luz. Con la incorporación de baterías a gran escala se podría equilibrar la carga residual en toda Europa.