La energía también entra en la era del software

Por Frédéric Godemel, EVP Energy Management en Schneider Electric

 

En España, esta tensión se produce en pleno despliegue de la hoja de ruta energética nacional. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030 plantea objetivos ambiciosos: un 48% de renovables sobre el uso final de la energía, un 81% de generación eléctrica renovable y una mejora del 43% en eficiencia energética para 2030. Alcanzarlos no dependerá únicamente de instalar más capacidad renovable, sino de gestionar con más inteligencia un sistema eléctrico cada vez más distribuido, electrificado y condicionado por nuevas cargas digitales.

El auge de los centros de datos ilustra bien este cambio. Según el Informe anual 2025 del sector de Centros de Datos en España de Spain DC, la potencia IT instalada en centros de datos comerciales en España alcanzó los 439 MW al cierre de 2025, un 24% más que en 2024, y podría llegar a 2.537 MW en 2030 si se mantiene la tendencia actual. La asociación estima, además, que el sector podría movilizar 66.900 millones de euros de inversión directa e indirecta hasta final de década. No hablamos solo de más edificios tecnológicos, sino de nuevas cargas eléctricas críticas, intensivas y altamente sensibles a la continuidad de servicio.

En paralelo, la red eléctrica se está convirtiendo en una variable estratégica para cualquier proyecto industrial o digital. Red Eléctrica señalaba en febrero de 2026 que solo en la red de transporte existen permisos de acceso y conexión otorgados a 129 GW de instalaciones eólicas y fotovoltaicas, 16 GW de almacenamiento y 19 GW de demanda. De estos últimos, 11,8 GW de capacidad para nuevas demandas otorgados desde 2022 aún no estaban en servicio. Ese volumen pendiente de conexión supondría, según la compañía, un incremento del 25% de la demanda actual del país.

La capacidad eléctrica deja así de ser un elemento puramente técnico para convertirse en una condición de competitividad, especialmente para sectores intensivos en digitalización, electrificación y continuidad de servicio.

Este contexto explica por qué la energía debe empezar a pensarse también como una plataforma definida por software. Durante más de un siglo, los sistemas eléctricos se diseñaron bajo una lógica de estabilidad: instalar, operar con fiabilidad y modificar lo menos posible. Era un modelo razonable para un sistema más centralizado, predecible y unidireccional. Pero hoy la electricidad circula en un entorno distribuido, con generación renovable, almacenamiento energético, autoconsumo fotovoltaico, vehículos eléctricos, centros de datos, edificios inteligentes y cargas industriales que cambian con rapidez.

La energía definida por software no elimina la realidad física de la electricidad. La potencia sigue fluyendo por conductores, las protecciones siguen siendo críticas y la seguridad operacional continúa siendo no negociable. Lo que cambia es la forma en que se aplica la inteligencia al sistema. En lugar de depender únicamente de configuraciones rígidas, cableados a medida o rediseños físicos ante cada nueva necesidad, las funciones de monitorización, protección, control y optimización pueden configurarse, actualizarse y coordinarse mediante software.

Esta evolución cobra especial relevancia para los responsables tecnológicos. La convergencia entre IT y OT ya no es una aspiración abstracta: es una condición para operar infraestructuras críticas con resiliencia. En un centro de datos, por ejemplo, no basta con disponer de información en tiempo real sobre energía, refrigeración y carga IT si esa información permanece fragmentada en silos. El salto se produce cuando el sistema puede interpretar señales, priorizar respuestas, anticipar riesgos y coordinar decisiones operativas entre la infraestructura eléctrica, térmica y digital.

La ciberseguridad refuerza todavía más esta necesidad. INCIBE detectó en 2025 más de 122.000 incidentes de ciberseguridad y atendió 401 incidentes en operadores esenciales e importantes alineados con NIS2, con sectores como transporte, banca, energía e infraestructuras financieras entre los afectados. En un escenario en el que crece la superficie de exposición digital, la automatización energética no puede avanzar separada de criterios de seguridad, gobernanza y control. La energía definida por software debe ser flexible, pero también verificable, segmentada, actualizable y resiliente por diseño.

La flexibilidad de la demanda es otra señal clara de hacia dónde avanza el sistema. Red Eléctrica adjudicó 1.775 MW para el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda en el segundo semestre de 2026, un mecanismo voluntario y retribuido que permite aportar mayor flexibilidad a la operación del sistema eléctrico peninsular. Este tipo de instrumentos muestra que la transición energética no dependerá solo de producir más energía limpia, sino también de gestionar mejor cuándo, dónde y cómo se consume.

La propia gestión de la capacidad empieza a requerir más inteligencia. El 1 de julio de 2026, Red Eléctrica comunicó que 16 instalaciones de consumo habían renunciado a permisos de acceso y conexión por más de 1 GW en la red de transporte. Es un dato coyuntural, pero revelador: la capacidad eléctrica se ha convertido en un recurso crítico que debe asignarse, reservarse y utilizarse con criterios cada vez más precisos.

Desde Schneider Electric observamos este cambio como una evolución natural de la gestión energética digital. La electrificación, la automatización y la digitalización ya no pueden abordarse como capas independientes. Las empresas necesitan arquitecturas capaces de integrar datos de operación, señales de red, previsiones de demanda, costes energéticos, disponibilidad renovable, continuidad de servicio y requisitos de ciberseguridad. En otras palabras, necesitan infraestructuras que puedan evolucionar sin quedar bloqueadas por su propia rigidez.

Esta lógica ya empieza a trasladarse al ámbito industrial, donde los sistemas de control también avanzan hacia arquitecturas más abiertas, interoperables y definidas por software. Ejemplos como EcoStruxure™ Foxboro Software Defined Automation reflejan esta evolución: desacoplar progresivamente la inteligencia del hardware para que las infraestructuras puedan adaptarse con mayor rapidez, operar con datos en tiempo real y reforzar su seguridad desde el diseño.

Esto tiene implicaciones directas para centros de datos, industria, edificios terciarios e infraestructuras críticas. En un entorno industrial, una arquitectura energética definida por software puede ayudar a priorizar cargas esenciales, evitar picos de demanda, coordinar producción y consumo energético o acelerar diagnósticos ante fallos. En edificios, permite gestionar autoconsumo, almacenamiento, climatización o recarga de vehículo eléctrico de forma más dinámica. En centros de datos, puede contribuir a escalar capacidad con mayor rapidez, mejorar la eficiencia energética y reforzar la continuidad operativa.

La cuestión de fondo no es sustituir el cobre por código. La infraestructura física seguirá siendo indispensable. Lo decisivo es combinar bases eléctricas robustas con inteligencia digital capaz de adaptarse al ritmo de la economía electrificada. En la próxima década, las organizaciones que traten la energía como un activo estático tendrán más dificultades para responder a la presión regulatoria, tecnológica y competitiva. Las que la entiendan como una plataforma flexible, segura y gestionada por software estarán mejor preparadas para crecer, optimizar recursos y reforzar su resiliencia.

La transición energética española no se decidirá solo por la capacidad de generar más energía renovable o ampliar redes. También dependerá de convertir activos eléctricos dispersos en sistemas inteligentes, coordinados y seguros. En una economía marcada por la IA, los datos y la electrificación, la energía entra en su propia etapa software-defined. Y esa evolución será determinante para conectar digitalización, resiliencia y competitividad.