Los centros de datos ya han consolidado el 63% de su objetivo de potencia para 2030 en España, mientras que el hidrógeno verde apenas alcanza el 0% de su meta. Esa fotografía, presentada ayer en la III Jornada de Almacenamiento Energético celebrada en las instalaciones de Power Electronics en Valencia, resume el cortocircuito que afronta el sistema eléctrico español. Los expertos reunidos –con Iberdrola, Statkraft, Endurance Motive y el anfitrión al frente– lanzaron una advertencia que ya suena a consenso: el almacenamiento energético no es un complemento, es infraestructura crítica.
El desfase del PNIEC y los ‘cartones de bingo’
Ánder Muelas, presidente de Endurance Motive, abrió la jornada con una conferencia que puso cifras al desacople entre planificación y realidad. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) fija metas ambiciosas para 2030, pero el avance es desigual. El hidrógeno verde está al 0% del objetivo (0,05 GW de 12 GW). La electrificación industrial llega al 7%. El vehículo eléctrico, al 9%. Frente a eso, los centros de datos han consolidado ya el 63% de su meta de potencia, con 0,5 GW de los 0,8 GW previstos.
“La demanda real no llega por la vía industrial, sino traccionada por la economía digital”, subrayó Muelas. El diagnóstico es que la necesidad de flexibilidad no vendrá de las fábricas que se electrifican, sino de los gigantescos centros de procesamiento que ya están copando los nodos de la red de transporte.
El problema estructural más sangrante es la acumulación especulativa de permisos de acceso. España ha concedido 19 GW de permisos de demanda en la red de transporte, nueve veces más de lo previsto. De ellos, solo 7,1 GW corresponden a industria real que ya estaba conectada antes de 2022. Los restantes 11,8 GW, otorgados desde esa fecha, permanecen sin conectar. Muchos son proyectos de centros de datos que bloquean los nudos sin ejecutar inversión. Muelas los denominó “cartones de bingo”.
La consecuencia es que las fábricas que desean electrificarse se topan con una red saturada de papeles. Las estimaciones apuntan a que solo entre 2 y 3 GW de esa capacidad retenida son realmente ejecutables antes de 2030. El resto son apuestas que obstruyen la cola de acceso sin aportar un solo megavatio a la generación.
España ha concedido nueve veces más permisos de demanda de los previstos, pero la mayoría son ‘cartones de bingo’ que bloquean la red sin ejecutar un solo megavatio.
Data centers y baterías: la demanda en meses, la energía en años
Christian Soler, Director de Producto y Aplicaciones de Power Electronics, presentó una ponencia titulada “Resiliencia Energética para Data Centers del Futuro” que desmontó un mito: “Tenemos los chips –dijo–. Lo que no tenemos garantizado es la energía”. Un solo clúster de entrenamiento de inteligencia artificial demanda entre 100 y 300 MW, con transitorios que pasan de cero a cientos de megavatios en milisegundos. A escala global, el consumo de estos centros se duplicará esta década y representará entre el 8% y el 9% de la demanda eléctrica de Estados Unidos en 2030.
El desfase temporal es el verdadero cuello de botella. Un centro de datos se construye en menos de dos años. Una central nuclear tarda una década. Una conexión tradicional a la red requiere más de cinco años y una planta térmica también supera ese plazo. Incluso las turbinas de gas, con plazos de unos 18 meses, son una solución provisional. Soler subrayó que los sistemas de almacenamiento por baterías (BESS) se despliegan en meses y están dejando de ser un mero respaldo para convertirse en la infraestructura habilitadora real.
Las baterías cumplen tres funciones activas en este escenario. El peak shaving aplana los picos de demanda para evitar sobrecargas. El arbitraje convierte el almacenamiento en un activo de mercado, no en un coste. Y los inversores grid-forming permiten conectarse donde la red no llega sola, habilitando incluso el funcionamiento en isla. “Sin esta capa, el despliegue masivo de centros de datos topa con un límite físico insalvable”, advirtió Soler.
Los sistemas de conversión de potencia (PCS) son el cerebro de esta arquitectura. Cuando hay excedente renovable, redirigen la energía a las baterías; ante una caída brusca, inyectan la almacenada con precisión milimétrica. Esta capacidad de reacción en milisegundos es la única que puede proteger las turbinas de gas de las resonancias subsíncronas que las degradan.
Un centro de datos se levanta en menos de dos años; una conexión a la red tradicional exige más de un lustro. La única tecnología que puede seguir ese ritmo son las baterías.
Análisis: infraestructura crítica, no un accesorio
El mensaje que resonó en todas las mesas redondas –con Iberdrola, Statkraft, APPA y Avaesen– es que el almacenamiento hibridado es la única vía para rescatar la rentabilidad de los proyectos solares. Hoy, el precio capturado medio de la fotovoltaica ronda los 17,5 €/MWh y durante el 20% de las horas solares los precios son cero o negativos. Sin baterías que absorban esos excedentes, las plantas solares seguirán perdiendo dinero en las horas centrales del día.
Europa ha construido un marco normativo sólido. La Net Zero Industry Act clasifica las baterías como tecnología estratégica con el objetivo de alcanzar el 40% de producción doméstica en la UE. La Critical Raw Materials Act busca diversificar el suministro de litio y la regulación de baterías de 2025 introduce exigencias de huella de carbono y trazabilidad. En España, el PERTE ERAH y la primera convocatoria FEDER, dotada con 827 millones de euros para 133 proyectos que suman 2,1 GW de nueva capacidad, son los mecanismos más concretos, con plazo de ejecución hasta septiembre de 2029.
El objetivo a 2030 es ambicioso pero necesario: 25,3 GW de potencia y 133 GWh de capacidad de almacenamiento. Esta cifra incluye los bombeos hidráulicos (3 GW) y las termosolares (2,3 GW) ya operativos, a los que se sumarán 11 GW de baterías hibridadas con solar y 9 GW en configuración stand-alone. La coexistencia de ambas modalidades es clave: la hibridación es el requisito para que los contratos PPA sigan siendo bancables; los sistemas stand-alone serán la única defensa capaz de alimentar la demanda 24/7 de la inteligencia artificial.
El mercado de capacidad, recientemente autorizado por Bruselas con 9.000 millones de euros, será determinante. Pero existe el riesgo de que termine subvencionando ciclos combinados de gas en lugar de acelerar el almacenamiento. Los expertos coincidieron: sin un despliegue masivo de baterías, España seguirá pagando por tirar energía renovable mientras quema gas a 124 €/MWh por la noche. El reto ya no es tecnológico, sino de voluntad administrativa y velocidad de ejecución.
La jornada de Valencia dejó una certeza: el almacenamiento ha pasado de ser un coste a ser la llave que abre la puerta a un sistema eléctrico descarbonizado y competitivo. Las baterías no son el futuro; son el presente, y el reloj corre más rápido para la demanda digital que para la burocracia de la red.
