Ciencia y Tecnología
California ha domado al sol con baterías: así es la receta con la que quieren darle la vuelta al mapa energético
Contra todo pronóstico —y en plena era Trump en la Casa Blanca— California está demostrando que el sol puede con la noche. La receta no tiene misterio tecnológico: mucha fotovoltaica, muchísimas baterías y una gestión de la demanda cada vez más fina. El resultado es que el gas natural, durante décadas el rey del pico vespertino, cede terreno con rapidez.
La clave está en las baterías. Y el estado de California lo tiene más que claro. La generación solar ha aumentado en este medio año un 18% respecto al mismo periodo el año pasado y la descarga de baterías creció un 63%, permitiendo cubrir hasta un tercio de la demanda máxima nocturna, según Ember. Ese cóctel permitió cubrir la demanda máxima nocturna, un espacio que hasta hace nada dominaban los ciclos combinados de gas. El impacto ha sido fulminante: la producción de las centrales de gas cayó un 25% en un año y un 43% en solo dos.
Durante el verano, en 41 de los últimos 49 días, la red californiana pudo satisfacer la totalidad de la demanda exclusivamente con solar, eólica e hidro, en ocasiones durante más de nueve horas consecutivas. En varios días, la oferta renovable superó el 140% de la demanda, con excedentes exportados a los estados vecinos, según explicó el profesor Mark Jacobson en entrevista con Bruce McCabe.
La cocina del éxito. La clave del giro californiano puede resumirse en una palabra: capacidad. En apenas cuatro años el estado pasó de contar con 0,6 GW de baterías a escala de red (2020) a 11,7 GW en 2024, casi la mitad de todo el parque nacional. Ese año instaló más almacenamiento (3,8 GW) que solar a gran escala (2,5 GW), un hito que refleja el cambio de prioridades, como han detallado en un informe de Ember.
No obstante, no estamos hablando solo del hardware del asunto. El operador CAISO abrió la puerta a que las baterías arbitren precios intradía —cargar cuando la energía es abundante y barata, vender en las horas caras—, participen en servicios de regulación y reserven parte de su capacidad para las llamadas “horas críticas” de la tarde. En 2024, incluso con picos de precio más moderados, su papel en el net-peak se consolidó, desplazando a las turbinas de gas que solían dominar ese tramo.
Dos factores que han ayudado. Por un lado, los tejados solares ya producen el equivalente al 13% de la electricidad vendida en el estado, reduciendo la demanda diurna de la red y, cuando se combinan con baterías domésticas, también la nocturna.
Por otro lado, el programa Demand-Side Grid-Support (DSGS) ha dado lugar a uno de los mayores virtual power plants del mundo, con más de 200 MW operativos y 720 MW de baterías de clientes. En el verano de 2024 se activó 16 veces durante olas de calor y probó su efecto estabilizador. Sin embargo, su futuro es incierto: el déficit presupuestario estatal y un recorte de 18 millones de dólares ponen en riesgo tanto al DSGS como al programa de microredes DEBA, advierte PV Magazine.
El impacto en los precios. El resultado más inmediato para los consumidores es que los precios se han relajado. Las renovables hundieron el coste mayorista: el spot cayó un 53 % interanual y muchos tramos de mediodía registraron precios negativos, amortiguados gracias a que las baterías absorben ya un 15 % de la demanda en esas horas. Según Jacobson, la electrificación completa puede ahorrar entre 60% y 65% de la factura energética anual en comparación con el modelo actual basado en fósiles.
¿Todo color de rosa? No, California aún enfrenta retos. Los programas de respuesta a la demanda dependen de presupuestos públicos que no están garantizados. Como ha señalado Jacobson en un estudio publicado en Standford, la red necesita seguir mejorando su flexibilidad: desplazar hidroeléctrica hacia la noche, acelerar la eólica marina y reforzar la gestión de la demanda son pasos imprescindibles.
España: la otra cara de la moneda. Mientras California gana la batalla al gas, España vive la paradoja opuesta: produce más renovables que nunca, pero no puede confiar solo en ellas. Tras el apagón del 28 de abril de 2025, Red Eléctrica activó un modo operativo reforzado que prioriza los ciclos combinados. El problema no es la falta de sol ni de viento, sino de almacenamiento y flexibilidad. Sin suficientes baterías ni bombeo hidráulico, la red carece de colchón para trasladar el excedente de mediodía a las horas punta nocturnas.
El Gobierno lo sabe y ha reaccionado con un “seguro antiapagones”: el Real Decreto-Ley 7/2025 abrió la puerta a mercados de capacidad que remuneran a las tecnologías firmes por estar disponibles. El objetivo es mantener operativos 9.000 MW de ciclos combinados que estaban en riesgo de cierre. Pero esas son muletas temporales. Las soluciones estructurales —baterías, almacenamiento hidráulico, microrredes y gestión de la demanda— tardarán al menos hasta 2026 en desplegarse.
Dos caminos, una misma lección. Mark Jacobson prevé que California alcanzará un 80% de renovables entre 2026 y 2028 y el 100% entre 2030 y 2033. Ember estima que en 2025 se instalará un GW de baterías por cada 1,7 GW de solar, acelerando aún más la sustitución del gas.
La moraleja es clara: California demuestra que no se necesitan milagros ni tecnologías futuristas: con solar, eólica, hidro y baterías basta para doblegar al gas. España, en cambio, recuerda que la transición no se improvisa: sin almacenamiento ni gestión suficiente, las renovables no pueden sostener solas la red. El camino está claro; la cuestión es quién lo recorrerá más rápido.
Imagen | RawPixel
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La noticia
California ha domado al sol con baterías: así es la receta con la que quieren darle la vuelta al mapa energético
fue publicada originalmente en
Xataka
por
Alba Otero
.
Contra todo pronóstico —y en plena era Trump en la Casa Blanca— California está demostrando que el sol puede con la noche. La receta no tiene misterio tecnológico: mucha fotovoltaica, muchísimas baterías y una gestión de la demanda cada vez más fina. El resultado es que el gas natural, durante décadas el rey del pico vespertino, cede terreno con rapidez.
La clave está en las baterías. Y el estado de California lo tiene más que claro. La generación solar ha aumentado en este medio año un 18% respecto al mismo periodo el año pasado y la descarga de baterías creció un 63%, permitiendo cubrir hasta un tercio de la demanda máxima nocturna, según Ember. Ese cóctel permitió cubrir la demanda máxima nocturna, un espacio que hasta hace nada dominaban los ciclos combinados de gas. El impacto ha sido fulminante: la producción de las centrales de gas cayó un 25% en un año y un 43% en solo dos.
Durante el verano, en 41 de los últimos 49 días, la red californiana pudo satisfacer la totalidad de la demanda exclusivamente con solar, eólica e hidro, en ocasiones durante más de nueve horas consecutivas. En varios días, la oferta renovable superó el 140% de la demanda, con excedentes exportados a los estados vecinos, según explicó el profesor Mark Jacobson en entrevista con Bruce McCabe.
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La cocina del éxito. La clave del giro californiano puede resumirse en una palabra: capacidad. En apenas cuatro años el estado pasó de contar con 0,6 GW de baterías a escala de red (2020) a 11,7 GW en 2024, casi la mitad de todo el parque nacional. Ese año instaló más almacenamiento (3,8 GW) que solar a gran escala (2,5 GW), un hito que refleja el cambio de prioridades, como han detallado en un informe de Ember.
No obstante, no estamos hablando solo del hardware del asunto. El operador CAISO abrió la puerta a que las baterías arbitren precios intradía —cargar cuando la energía es abundante y barata, vender en las horas caras—, participen en servicios de regulación y reserven parte de su capacidad para las llamadas “horas críticas” de la tarde. En 2024, incluso con picos de precio más moderados, su papel en el net-peak se consolidó, desplazando a las turbinas de gas que solían dominar ese tramo.
Dos factores que han ayudado. Por un lado, los tejados solares ya producen el equivalente al 13% de la electricidad vendida en el estado, reduciendo la demanda diurna de la red y, cuando se combinan con baterías domésticas, también la nocturna.
Por otro lado, el programa Demand-Side Grid-Support (DSGS) ha dado lugar a uno de los mayores virtual power plants del mundo, con más de 200 MW operativos y 720 MW de baterías de clientes. En el verano de 2024 se activó 16 veces durante olas de calor y probó su efecto estabilizador. Sin embargo, su futuro es incierto: el déficit presupuestario estatal y un recorte de 18 millones de dólares ponen en riesgo tanto al DSGS como al programa de microredes DEBA, advierte PV Magazine.
El impacto en los precios. El resultado más inmediato para los consumidores es que los precios se han relajado. Las renovables hundieron el coste mayorista: el spot cayó un 53 % interanual y muchos tramos de mediodía registraron precios negativos, amortiguados gracias a que las baterías absorben ya un 15 % de la demanda en esas horas. Según Jacobson, la electrificación completa puede ahorrar entre 60% y 65% de la factura energética anual en comparación con el modelo actual basado en fósiles.
¿Todo color de rosa? No, California aún enfrenta retos. Los programas de respuesta a la demanda dependen de presupuestos públicos que no están garantizados. Como ha señalado Jacobson en un estudio publicado en Standford, la red necesita seguir mejorando su flexibilidad: desplazar hidroeléctrica hacia la noche, acelerar la eólica marina y reforzar la gestión de la demanda son pasos imprescindibles.
España: la otra cara de la moneda. Mientras California gana la batalla al gas, España vive la paradoja opuesta: produce más renovables que nunca, pero no puede confiar solo en ellas. Tras el apagón del 28 de abril de 2025, Red Eléctrica activó un modo operativo reforzado que prioriza los ciclos combinados. El problema no es la falta de sol ni de viento, sino de almacenamiento y flexibilidad. Sin suficientes baterías ni bombeo hidráulico, la red carece de colchón para trasladar el excedente de mediodía a las horas punta nocturnas.
El Gobierno lo sabe y ha reaccionado con un “seguro antiapagones”: el Real Decreto-Ley 7/2025 abrió la puerta a mercados de capacidad que remuneran a las tecnologías firmes por estar disponibles. El objetivo es mantener operativos 9.000 MW de ciclos combinados que estaban en riesgo de cierre. Pero esas son muletas temporales. Las soluciones estructurales —baterías, almacenamiento hidráulico, microrredes y gestión de la demanda— tardarán al menos hasta 2026 en desplegarse.
Dos caminos, una misma lección. Mark Jacobson prevé que California alcanzará un 80% de renovables entre 2026 y 2028 y el 100% entre 2030 y 2033. Ember estima que en 2025 se instalará un GW de baterías por cada 1,7 GW de solar, acelerando aún más la sustitución del gas.La moraleja es clara: California demuestra que no se necesitan milagros ni tecnologías futuristas: con solar, eólica, hidro y baterías basta para doblegar al gas. España, en cambio, recuerda que la transición no se improvisa: sin almacenamiento ni gestión suficiente, las renovables no pueden sostener solas la red. El camino está claro; la cuestión es quién lo recorrerá más rápido.Imagen | RawPixelXataka | El 99% de internet viaja por cables submarinos. Ahora hay un plan mucho más ambicioso en marcha: unir la red eléctrica
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California ha domado al sol con baterías: así es la receta con la que quieren darle la vuelta al mapa energético
fue publicada originalmente en
Xataka
por
Alba Otero
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