Australia reduce el uso del gas eléctrico con baterías

En apenas dos años, las baterías a gran escala han empezado a desplazar centrales de gas en las horas de mayor demanda de Queensland, en Australia. El cambio ya se ve en los datos: en abril de 2026, la generación eléctrica con gas en el Mercado Nacional Eléctrico australiano cayó a 382 gigavatios hora, un 49% menos que un año antes y el nivel mensual más bajo en más de dos décadas. No significa que el gas haya desaparecido, sino que ha perdido parte de su antiguo papel como respuesta rápida cuando sube el consumo.

La clave está en el horario. La energía solar suele producir más durante el día, cuando no siempre se necesita toda; las baterías almacenan una parte y la devuelven al sistema al caer la tarde, justo cuando aumenta la demanda. En el primer trimestre de 2026, Queensland registró un precio mayorista medio de 65 dólares australianos por megavatio hora, un 27% menos que en el trimestre anterior. La combinación de renovables y almacenamiento está cambiando tanto qué centrales entran en funcionamiento como el precio que marca la electricidad.

El gas pierde terreno en las horas más caras

Durante años, las centrales de gas ocuparon un lugar estratégico en los momentos de tensión de la red. No necesariamente producían electricidad de forma continua: su ventaja era poder entrar cuando la demanda alcanzaba un pico o bajaba la generación solar. Como esos episodios pueden concentrarse en periodos breves, las plantas podían permanecer inactivas buena parte del tiempo y cobrar más cuando el sistema necesitaba energía con rapidez. Ese servicio de respaldo, más que la generación constante, es el terreno que las baterías empiezan a disputar.

El gas no queda fuera de juego por completo. Sigue siendo parte del sistema y puede ser útil cuando la producción renovable es insuficiente durante más tiempo, por ejemplo, si coinciden una demanda alta y condiciones desfavorables para la generación solar o eólica. La transformación australiana es más concreta: las baterías reducen las ocasiones en que hace falta recurrir a centrales térmicas para cubrir picos de unas horas. Esa diferencia importa porque evita presentar una caída del uso eléctrico del gas como si equivaliera a la desaparición de todos sus usos en la economía.

En el conjunto del Mercado Nacional Eléctrico, que abarca los estados del este y el sur del país, la generación con gas también alcanzó en el primer trimestre de 2026 su promedio trimestral más bajo desde finales de los años noventa. En ese mismo periodo, las renovables aportaron el 46,5% de la electricidad generada, el mayor porcentaje registrado para un primer trimestre. Son señales relacionadas, aunque no permiten atribuir cada cambio a una sola tecnología: influyen la demanda, las condiciones meteorológicas, las centrales disponibles y las limitaciones de la red.

Cómo se guarda el excedente solar para la tarde

Una batería no genera electricidad como lo hace un parque solar o eólico. La almacena para trasladar su uso a otro momento. Cuando hay abundancia de energía durante el día, puede cargarse y, cuando la producción solar desciende y el consumo repunta, inyectar electricidad en la red. Es una operación sencilla de describir, pero con consecuencias importantes: la energía deja de estar disponible solo cuando se produce y puede competir con los generadores que antes cubrían la subida vespertina.

El sistema se parece menos a una sustitución de una central por otra que a un cambio en la secuencia de respuesta. Si una batería está cargada y disponible, puede entregar electricidad con rapidez, sin esperar a que arranque una unidad térmica. En el análisis citado por el sector australiano, los generadores de gas de ciclo abierto podían comenzar a producir en menos de 15 minutos; las baterías, en cambio, pueden responder prácticamente de forma instantánea. La rapidez y la flexibilidad son especialmente valiosas en episodios breves de demanda alta, aunque no resuelven por sí solas periodos prolongados de escasez.

Durante el primer trimestre de 2026, las baterías entregaron más de 1.100 megavatios en el pico vespertino y multiplicaron por más de tres su desplazamiento de energía desde las horas centrales del día hacia la tarde. Es una medida de potencia, es decir, de cuánta electricidad pueden suministrar en un momento; no equivale a la energía total que almacenan ni indica cuánto tiempo pueden mantener esa entrega. La distinción es decisiva: una batería potente durante unas horas no sustituye automáticamente el respaldo necesario durante varios días.

Queensland pone cifras al cambio

Queensland concentra algunos de los indicios más claros de esta transición. En abril de 2026 fue el primer estado australiano en descargar más de 100 gigavatios hora de sus sistemas de almacenamiento en un solo mes. Al mismo tiempo, su producción renovable a escala de red alcanzó 1.256 gigavatios hora: 678 procedieron de la solar y 578 de la eólica. La generación eólica estatal creció un 112% interanual, una expansión que amplió la electricidad disponible más allá de las horas de sol.

En todo el Mercado Nacional Eléctrico, la generación solar y eólica a gran escala sumó 4,7 teravatios hora en abril, un 24% más que en el mismo mes del año anterior. Ese aumento aporta contexto a la caída del gas: no se trata únicamente de que haya más baterías, sino también de que existe más energía renovable que puede alimentar la carga de esos sistemas. El almacenamiento adquiere valor cuando hay electricidad disponible para guardar; sin excedentes o sin una fuente barata de carga, su capacidad no basta para desplazar a los generadores convencionales.

La velocidad del giro también se refleja en los precios mayoristas de Queensland. Durante 2025, el promedio se situó cerca de los 95 dólares australianos por megavatio hora, un 15% menos que el año anterior. En el primer trimestre de 2026 bajó a 65 dólares por megavatio hora, una reducción adicional del 27% respecto del trimestre previo. La coincidencia entre más almacenamiento, mayor generación renovable y precios más bajos es significativa, pero los datos disponibles no permiten atribuir toda la rebaja exclusivamente a las baterías.

Las baterías intervienen en la formación de precios

Su efecto no se limita a añadir electricidad en la hora punta. En el primer trimestre de 2026, las baterías fueron la tecnología que fijó el precio con más frecuencia en el mercado australiano, al considerar conjuntamente sus periodos de carga y descarga. En términos cotidianos, eso significa que su comportamiento empezó a influir en el precio mayorista que se establece en distintos momentos del día. Dejan de ser solo un depósito conectado a la red y pasan a participar en la dinámica del mercado.

Cuando cargan en horas de abundancia, las baterías aumentan la demanda y absorben parte de la electricidad que, de otro modo, podría empujar los precios hacia cero o por debajo. Cuando descargan en momentos más tensos, aportan oferta adicional y pueden moderar los picos. Ese movimiento tiende a estrechar la distancia entre las horas más baratas y las más caras. Para los generadores de gas que dependen de vender durante intervalos de precios elevados, una menor frecuencia o intensidad de esos picos puede reducir el atractivo económico de operar.

El sector australiano también ha comparado los costes de un nuevo generador de gas de 250 megavatios con los de un proyecto de baterías de la misma potencia. Según ese análisis, el almacenamiento podía ofrecer servicios de máxima demanda hasta un 30% más baratos, con los precios tecnológicos considerados en el estudio. No es una garantía de que cualquier batería resulte más barata en todo lugar y circunstancia: el coste depende del proyecto, de cuánto tiempo pueda entregar energía y de las condiciones del mercado. Sí ayuda a explicar por qué el gas pierde terreno en un servicio concreto que antes dominaba.

Menos volatilidad mayorista no equivale a una factura menor

Los precios mencionados corresponden al mercado mayorista: el coste de la electricidad comprada y vendida en el sistema, no el importe final que paga cada hogar. En una factura también intervienen las redes, los impuestos, los contratos y otros componentes. Por eso, una caída del precio mayorista no se traduce de forma automática ni inmediata en una rebaja idéntica para los consumidores. El efecto puede trasladarse con retraso o variar según el contrato y el lugar.

Aun con ese matiz, los precios mayoristas importan. Influyen en los costes de suministro, en los contratos y en las decisiones de quienes producen o compran electricidad. Si las baterías reducen la frecuencia de los picos extremos, pueden cambiar la exposición del mercado a las tecnologías más caras que entran en esos momentos. El promedio del Mercado Nacional Eléctrico rondó los 73 dólares australianos por megavatio hora en el primer trimestre de 2026, aunque el resultado no fue idéntico en todos los estados ni en cada intervalo.

La energía no circula por una red uniforme y sin obstáculos. Queensland puede mostrar una caída pronunciada mientras otras zonas afrontan episodios de calor, limitaciones de transporte o una combinación distinta de demanda y generación. Además, el Mercado Nacional Eléctrico no representa cada sistema del país: Australia tiene redes y circunstancias regionales diferentes. El ejemplo sirve para observar un cambio real, no para suponer que el mismo ritmo o resultado se repite automáticamente en cualquier estado.

La abundancia renovable también puede desperdiciarse

El crecimiento de las energías solar y eólica trae consigo un problema que el aumento de baterías no elimina: la red no siempre puede transportar o absorber toda la electricidad disponible. En abril de 2026 se desperdiciaron alrededor de 571 gigavatios hora de generación renovable entre solar y eólica. Una parte importante se perdió durante periodos de precios negativos, cuando la oferta superaba lo que el sistema podía utilizar en esas condiciones.

Ese recorte de producción, conocido como limitación o vertido, puede producirse cuando hay congestión en las líneas, restricciones de seguridad o demasiada generación concentrada en un mismo momento. Las baterías pueden absorber una fracción del excedente si están bien ubicadas y tienen capacidad libre, pero no reemplazan las redes de transporte ni solucionan cualquier cuello de botella. Si la electricidad se genera lejos de donde hace falta, o si la batería ya está llena, el excedente puede seguir sin aprovecharse. Almacenar energía ayuda; hacer que llegue hasta donde se necesita sigue siendo otra tarea.

Australia empezó a desarrollar nuevos proyectos mientras se hacía visible ese límite. En abril arrancaron las obras de una batería de 250 megavatios y 1 gigavatio hora en Australia del Sur, promovida por Alinta Energy, y de otro sistema de 100 megavatios y 200 megavatios hora impulsado por Hanwha Energy en Nueva Gales del Sur. La potencia indica la capacidad de entrega instantánea; los megavatios hora describen cuánta energía puede almacenar. La diferencia entre ambas magnitudes permite entender por qué dos proyectos con potencias distintas también ofrecen duraciones potenciales diferentes.

El gas conserva funciones que las baterías no cubren solas

La caída de la generación térmica durante un mes o un trimestre no demuestra que el sistema pueda prescindir de todo respaldo fósil en cualquier situación. Las baterías desplazan electricidad en el tiempo, pero su autonomía depende de la energía almacenada y de cuánto dure la demanda. Un periodo prolongado con poca producción renovable plantea un desafío distinto al de cubrir unas horas de consumo elevado. La potencia instantánea y la seguridad del suministro durante periodos largos no son el mismo problema.

En una red con más renovables, la respuesta puede combinar almacenamiento de distinta duración, interconexiones, gestión de la demanda, generación hidráulica y capacidad térmica disponible. El material de referencia no permite medir cuánto aportará cada recurso en los episodios futuros ni fijar una fecha para el abandono del gas. Lo que sí muestra es que, cuando coinciden energía renovable abundante y baterías disponibles, disminuye la necesidad de recurrir al gas para cubrir ciertos picos.

También importa que la caída no se interprete como un resultado permanente garantizado. La generación eólica y solar varía con el tiempo, mientras la demanda cambia según la estación y las condiciones meteorológicas. Un abril con abundante renovable no representa por sí solo todos los días del año. Sin embargo, los mínimos de gas registrados en el mercado y el crecimiento de las descargas de almacenamiento apuntan a un cambio más amplio que una oscilación aislada: el gas ya no es la única respuesta rápida disponible para el sistema.

Una transición que depende de la red tanto como de las baterías

La experiencia australiana pone el foco en una cuestión práctica: instalar generación limpia no basta si la electricidad aparece en horas en que sobra y no puede desplazarse hasta el momento de mayor consumo. Las baterías ayudan a salvar parte de esa distancia temporal. Las redes, en cambio, deben transportar energía entre lugares y sostener el funcionamiento del sistema. Ambas funciones son complementarias; confundirlas lleva a esperar de una sola tecnología más de lo que puede ofrecer.

El caso también explica por qué la rapidez de la transición no se mide únicamente contando proyectos. Una batería aporta más cuando puede cargarse con energía disponible, descargar durante una franja de precios altos y conectarse en un punto donde la red admite esos flujos. Si falta alguna de esas condiciones, su efecto puede ser menor. El valor del almacenamiento depende tanto de su ubicación y uso como de su tamaño.

Para regiones con una elevada producción solar, como España, la comparación resulta útil sin ser una receta trasladable sin cambios. El patrón de energía abundante durante el día y mayor necesidad al atardecer plantea una pregunta parecida, pero las redes, las reglas de mercado y la mezcla de generación no son iguales. Australia muestra que las baterías pueden convertir parte de la electricidad barata del mediodía en suministro para más tarde; también demuestra que, sin redes suficientes, una parte de la energía limpia puede acabar recortada.

El cambio se mide en horas, no en una jubilación inmediata

La transformación australiana no consiste en cerrar de golpe las centrales de gas, sino en reducir su espacio en los momentos en que antes resultaban más decisivas. Queensland ofrece la imagen más nítida: más generación solar y eólica, más energía almacenada y descargada, menores precios mayoristas y un descenso acusado del uso del gas. El cambio fundamental es que el respaldo rápido tiene ahora un competidor capaz de actuar dentro del mismo mercado.

En dos años, las baterías pasaron de ser una capacidad complementaria a intervenir en la cobertura de la demanda punta y en la formación de precios. El resultado no elimina los límites de duración, las diferencias regionales ni los problemas de congestión; tampoco convierte cada descenso del precio mayorista en una reducción inmediata de la factura. Pero sí modifica la vieja idea de que, cuando cae el sol, el gas debe ocupar necesariamente el hueco.

La prueba más reveladora no es que una tecnología haya vencido a otra para siempre, sino que el sistema empieza a tener más opciones para responder a cada hora. Si se refuerzan las redes y el almacenamiento acompaña el crecimiento renovable, el gas puede perder más terreno en los picos; si la electricidad no puede llegar o guardarse, esa ventaja se reduce. La transición se juega en esa combinación: producir energía limpia, moverla y disponer de ella cuando la red la necesita.