Texas ha logrado superar su verano más exigente en términos de demanda eléctrica sin sufrir apagones, a pesar de las altas temperaturas récord. Este éxito se atribuye a una significativa transformación de su red, impulsada por un aumento exponencial en la capacidad de almacenamiento de baterías y la creciente contribución de la energía solar, que han estabilizado el suministro frente a picos históricos de consumo.
Texas está a punto de concluir su verano más demandante a nivel eléctrico en la historia sin que se hayan producido incidentes. Mientras que en 2023, en medio de un verano caluroso, el operador de la red eléctrica texana (ERCOT) solicitó en seis ocasiones a los ciudadanos que redujeran su consumo para prevenir apagones, en 2026, a pesar de superar frecuentemente los 38°C y batir récords históricos de demanda eléctrica, no ha sido necesario pedir a nadie que apague su aire acondicionado. La clave de este cambio reside en las baterías.
La transformación en Texas no se debe a una disminución de la demanda, sino a una reestructuración de la red eléctrica, que ahora cuenta con una cantidad considerablemente mayor de energía fotovoltaica y un número sin precedentes de baterías. Específicamente, según la consultora Wood Mackenzie, la capacidad de las baterías ha crecido de 857 MW en 2021 a aproximadamente 21,7 GW en julio de 2026, lo que representa un aumento de 25 veces en solo cinco años. Además, en agosto de este año, la energía solar generó por primera vez más electricidad que el carbón.
El mecanismo "salvador" es simple: las baterías se cargan durante la mañana y el mediodía, cuando la energía solar es abundante, y luego esa energía almacenada se libera al atardecer. Texas ha logrado de esta manera aplanar la curva del pato, un gráfico que ilustra la evolución de la producción de energía renovable a lo largo del día y su desequilibrio con la demanda máxima. En muchos mercados energéticos, el pico de demanda ocurre después de la puesta de sol, justo cuando la contribución solar a la red disminuye.
Analizando las cifras de este "milagro energético" con mayor detalle: el 22 de julio se registró un récord histórico de consumo eléctrico en Texas con 91.308 MW. El pico máximo se alcanzó a las 18 horas, según ERCOT. Para gestionar esta demanda, de acuerdo con datos de la EIA, la demanda fue cubierta por una combinación de diversas fuentes: el gas natural sustentó el 48% de la red en ese momento. La energía solar absorbió el impacto aportando el 32%. Las baterías actuaron como un puente, dosificando la energía solar almacenada a medida que el sol se ponía y manteniendo la red estable.
Tres semanas después, el 13 de agosto, la generación renovable simultánea alcanzó un pico de 53.000 MW. Y el 23 de agosto, las baterías descargaron 13.256 MW en un solo instante, marcando el mayor pico en la historia de la red de Texas. Esta base ha permitido absorber y superar récords de consumo a lo largo del verano. A pesar de estos consumos récord, el precio de la electricidad apenas ha aumentado un 2,3% en comparación con el año anterior.
En perspectiva, en un escenario de creciente demanda y aumento de las temperaturas, Texas no es el único en esta apuesta a gran escala por las baterías y las energías renovables, aunque es el laboratorio de mayor escala en Estados Unidos. California es otro ejemplo, aunque sus enfoques iniciales fueron diametralmente opuestos: en California, el despliegue fue impulsado por una normativa estatal que obligó a las empresas eléctricas a invertir, mientras que en Texas ha sido el mercado el que ha impulsado el cambio.
En Europa, el continente superó en 2025 los 100 GWh de baterías instaladas, con Alemania como líder absoluto y España ya entre los cinco primeros. En Ucrania, el almacenamiento se ha convertido en una cuestión de seguridad nacional frente a los ataques a su red eléctrica.
Sin apagones, sin la necesidad de apagar el aire acondicionado al llegar a casa cuando la calle es un horno y con facturas que se mantienen estables, la red eléctrica de Texas y sus operadores se enfrentan a una paradoja: sus clientes están satisfechos, pero las empresas energéticas no tanto. Cuantas más baterías hay en la red, menos dinero ganan, ya que su negocio consiste en comprar energía barata y venderla cara durante los picos de precios. Sin embargo, con tantas baterías, esos picos de precios son cada vez menores. En resumen, la tecnología que estabiliza la red es la misma que complica su modelo de negocio.
No obstante, las empresas energéticas no se quedarán sin beneficios: ERCOT ha comenzado a implementar un mecanismo llamado RTC+B (Real-Time Co-Optimization plus Batteries), que les permite obtener ingresos por ofrecer servicios auxiliares a la red.
La importancia de este caso radica en que la red de Texas es un adelanto de los tiempos venideros, con el cambio climático y la creciente necesidad de aire acondicionado doméstico, la proliferación de centros de datos y la inteligencia artificial a nivel industrial, y la electrificación del transporte. De hecho, la propia ERCOT proyecta que la demanda eléctrica en el estado de Texas podría duplicarse en los próximos años. La pregunta es si el despliegue de las baterías y sus tecnologías será capaz de seguir el ritmo de la demanda energética.
