Las baterías ya compiten con el gas nocturno

El techo de la solar diurna acaba de romperse

La energía solar alcanzó un récord del 10 por ciento de la electricidad mundial en el primer semestre de 2026, frente al 8,9 por ciento en el primer semestre de 2025 y al 5,6 por ciento en el primer semestre de 2023, según un informe publicado el 12 de agosto de 2026 por Ember, el centro de estudios energéticos con sede en Londres, escrito por Kostantsa Rangelova, analista global de electricidad de Ember. La generación solar creció unas siete veces más rápido que la generación eléctrica total durante esos tres años, convirtiéndola en la fuerza que más rápido avanza en los sistemas eléctricos mundiales.

El problema está en el horario. En el día promedio del primer semestre de 2026, la solar cubrió más del 25 por ciento de la demanda eléctrica mundial entre las 11 de la mañana y las 2 de la tarde, para caer a casi cero entre las 8 de la noche y las 5 de la madrugada; en los mercados solares más maduros, la cobertura al mediodía superó el 50 por ciento antes del mismo desplome tras la puesta de sol. Ese patrón ya empieza a afectar a los propios líderes: las instalaciones solares de la Unión Europea cayeron un 0,7 por ciento en 2025, el primer descenso anual en una década, porque los mediodías saturados hicieron menos rentable añadir más solar diurna.

Cuatro mercados muestran lo que viene después de la solar diurna

Bulgaria, Chile, Australia y California llevan unos tres años construyendo suficiente capacidad de baterías para llevar la generación solar más allá de la puesta de sol, y el informe de Ember los trata como el indicador adelantado para cualquier otra red que siga atrapada en el techo diurno. Bulgaria y Chile instalaron en 2025 baterías nuevas suficientes para desplazar más de tres cuartas partes de su nueva generación solar diaria hacia las horas sin sol, seguidos de Australia con un 60 por ciento; la flota búlgara pasó de casi nada en 2023 a 3 GWh en 2025 y a 8,6 GWh en mayo de 2026.

California muestra cómo se ve ese desplazamiento una vez que llega a la red: en el día promedio del primer semestre de 2026, la solar más las baterías cubrieron más de una cuarta parte de la demanda eléctrica durante la punta nocturna de 7 a 9 de la tarde, frente a solo el 6,8 por ciento en el primer semestre de 2023. En Chile y Bulgaria, donde la solar apenas aportaba nada por la noche hace tres años, ahora cubren más del 10 por ciento y casi una cuarta parte de la demanda nocturna respectivamente - precisamente las horas que las eléctricas han reservado tradicionalmente para las centrales de gas de punta.

El plan de capacidad que ignora todo esto

La mayoría de los planes de capacidad de las eléctricas y de los contratos de compraventa de energía (PPA) industriales siguen fijando el precio de la punta nocturna como territorio del gas, bajo el supuesto de que la solar no tiene nada más que aportar tras la puesta de sol. Ese supuesto era razonable todavía en 2023, cuando la solar chilena y búlgara también estaba prácticamente ausente por la noche - ha dejado de serlo en los mercados donde la solar respaldada por baterías ya cubre una cuarta parte o más de esa misma punta.

La economía detrás de este cambio no tiene nada de exótico. Los costes medios mundiales de instalación de baterías cayeron un 95 por ciento, de 2.634 dólares por kilovatio-hora en 2010 a solo 140 dólares en 2025, y el coste nivelado del almacenamiento se situó en torno a los 65 dólares por megavatio-hora en 2025 - lo bastante barato como para que el 74 por ciento de las baterías instaladas en el mundo en 2025 ya se usaran para desplazar energía, frente al 47 por ciento en 2020. Un operador de red o un comprador de capacidad que aún no haya modelado un escenario de desplazamiento nocturno solar del 30 por ciento o más está fijando precios de capacidad de punta y condiciones de PPA contra una red que ya no existe en los mercados que avanzan más rápido.

459 gigavatios-hora en un año no es un problema de 2030

Ember prevé 459 GWh de nueva capacidad de baterías en todo el mundo en 2026, un 50 por ciento más que los 307 GWh añadidos en 2025, suficiente por sí solo para desplazar el 34 por ciento de la nueva generación solar diaria hacia las horas sin sol - casi el doble de la tasa del 18 por ciento de 2025 y muy por encima del 4 por ciento de 2021. Se trata de una media mundial construida con las incorporaciones de un solo año, no de una proyección para la próxima década.

Estados Unidos añadió 58 GWh de baterías en 2025, suficiente para desplazar cerca de una cuarta parte de la nueva solar, mientras que California por sí sola añade más capacidad de baterías que de solar cada año desde 2021. La Unión Europea, en cambio, solo añadió 27 GWh en 2025 y desplazó apenas el 16 por ciento de su nueva solar - por debajo de la media mundial -, aunque los propios escenarios de los operadores de red europeos prevén que la capacidad instalada de baterías se multiplique por cuatro entre 2025 y 2030.

La verdadera limitación es el diseño del mercado, no la química de las baterías

La cifra global de Ember del 34 por ciento es un techo teórico, no un resultado ya entregado: no todas las baterías instaladas se usan realmente para llevar solar hacia la noche, y el aprovechamiento varía enormemente según el mercado. En China, el mayor mercado de baterías del mundo, las baterías independientes hicieron un promedio de 299 ciclos en 2025 y las instaladas junto a plantas solares solo 199 - ambas cifras por debajo de los cerca de 350 ciclos al año que alcanza la mejor práctica internacional, porque la reforma regulatoria todavía no ha abierto suficientes fuentes de ingresos para que los operadores exijan más a sus baterías.

Esa brecha es una oportunidad, no un motivo para esperar. Donde el diseño del mercado permite a las baterías acumular ingresos por arbitraje energético, servicios auxiliares y pagos por capacidad, el aprovechamiento sube y le siguen las cifras de desplazamiento nocturno de Bulgaria, Chile y California; donde no lo permite, las baterías quedan a medio usar aunque se construyan cada vez más. Para un operador de red o un comprador industrial, la lección de los líderes es que la capacidad física para desplazar a las centrales de gas de punta llega al ritmo de fabricación de baterías, no al ritmo de la reforma del mercado - y esa reforma es justo la parte que sigue en manos del propio operador.

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