La Serie E de Amber Electric financiará su crecimiento en Australia y expansión europea. Su plataforma automatiza baterías, generación solar y otros recursos residenciales en función de los precios eléctricos, trasladando parte de la flexibilidad del sistema hacia los hogares.
Morgan Stanley Investment Management anunció este 21 de septiembre que su estrategia de inversión climática 1GT lideró una ronda Serie E de €49 millones para Amber Electric, compañía australiana que combina comercialización de electricidad con una plataforma para gestionar baterías y otros recursos energéticos distribuidos. E.ON y otros inversionistas existentes también participaron en la operación, cuyos recursos serán destinados principalmente a acelerar el crecimiento de Amber y ampliar su presencia en Europa.
Amber informó la misma operación como una captación de A$78,5 millones. Además de 1GT y E.ON, participaron Environmental Technologies Fund —ETF Partners— e Innovation Victoria. La ronda llegó en momentos en que empresas eléctricas e inversionistas están buscando formas de gestionar un volumen creciente de baterías residenciales, paneles solares y vehículos eléctricos conectados a redes diseñadas originalmente alrededor de grandes centrales de generación.
La relevancia de la operación no está en la construcción inmediata de una nueva central eléctrica. Amber desarrolla software capaz de coordinar miles de pequeños activos instalados detrás del medidor y utilizarlos como una fuente agregada de flexibilidad. El modelo apunta a que baterías residenciales y, progresivamente, vehículos eléctricos puedan modificar automáticamente cuándo compran, almacenan o entregan electricidad de acuerdo con las condiciones de la red y los precios mayoristas.
Cómo funciona el modelo de Amber
Fundada en Melbourne en 2017 por Chris Thompson y Dan Adams, Amber opera directamente como comercializador eléctrico en Australia. Sus clientes acceden a precios vinculados al mercado mayorista y pueden conectar baterías domésticas a su plataforma de automatización.
El sistema busca cargar almacenamiento cuando la electricidad es barata —por ejemplo, durante períodos con elevada producción solar— y utilizar o exportar esa energía cuando los precios aumentan. La misma lógica puede reducir exportaciones solares cuando existe exceso de oferta o desplazar determinados consumos hacia momentos más favorables.
Este tipo de tecnología forma parte del concepto de recursos energéticos distribuidos o DER, que incluye equipos como baterías, paneles fotovoltaicos, cargadores de vehículos eléctricos y otros dispositivos capaces de modificar su consumo o inyectar electricidad.
Individualmente, una batería doméstica tiene un efecto reducido sobre un sistema eléctrico. Miles de unidades coordinadas pueden, sin embargo, funcionar de manera similar a una planta virtual, aumentando o reduciendo rápidamente la demanda neta y entregando energía durante períodos de mayor necesidad.
Esa capacidad adquiere importancia a medida que crece la participación de generación eólica y solar. Ambas fuentes pueden producir grandes cantidades de electricidad a costo marginal bajo, pero su disponibilidad depende de las condiciones meteorológicas. El almacenamiento y la demanda flexible permiten desplazar parte de esa energía desde las horas de abundancia hacia períodos de mayor consumo.
E.ON lleva la tecnología al mercado británico
La expansión europea de Amber ya comenzó mediante su asociación con E.ON Next, que utiliza la tecnología australiana en su producto Next Optimise en Reino Unido.
E.ON lanzó el servicio a mayor escala en marzo de 2026 después de una fase piloto. El producto combina una tarifa eléctrica dinámica con control automatizado de baterías residenciales, permitiendo modificar las cargas y descargas de acuerdo con señales del mercado.
Durante su prueba inicial, E.ON calculó un ahorro promedio de alrededor de £18 mensuales entre los hogares analizados frente a una referencia modelada. La empresa advirtió que los resultados dependen del equipamiento de cada vivienda, el consumo y las condiciones del mercado, por lo que no constituyen un ahorro garantizado para todos los usuarios.
La relación con E.ON es relevante para Amber porque permite comercializar su tecnología mediante una de las mayores empresas energéticas europeas sin replicar necesariamente en cada país su modelo australiano de comercializador minorista.
La nueva financiación permitirá profundizar esa estrategia y desarrollar nuevas alianzas en Europa, además de continuar ampliando la plataforma en Australia.
Vehículos eléctricos se incorporan como almacenamiento
Amber también está avanzando hacia tecnologías vehicle-to-grid o V2G, que permiten utilizar la batería de un automóvil eléctrico no solo para movilidad, sino también para almacenar electricidad y posteriormente devolverla a una vivienda o a la red.
La compañía ya desarrolla programas de este tipo en Australia y está incorporando esa funcionalidad a su plataforma. La lógica es similar a la de una batería estacionaria: almacenar energía cuando existe abundancia o precios reducidos y exportarla cuando el sistema enfrenta períodos de mayor demanda o precios elevados.
La expansión del V2G podría aumentar considerablemente el volumen potencial de almacenamiento distribuido disponible. Sin embargo, su despliegue depende de vehículos y cargadores compatibles, regulación, tarifas, estándares técnicos y de la disposición de los usuarios a permitir ciclos adicionales en sus baterías.
El dato de participación de mercado requiere cautela
Morgan Stanley y Amber describen a la compañía como el mayor proveedor australiano de automatización de baterías residenciales y sostienen que su plataforma gestiona más de 50% de las baterías domésticas automatizadas del país.
Ese porcentaje debe interpretarse como una afirmación empresarial. Los anuncios de la ronda no presentan una medición independiente del mercado que permita comprobar externamente esa participación ni detallan la metodología utilizada para determinar qué unidades se consideran baterías automatizadas.
La empresa también ha señalado que su plataforma coordina baterías y vehículos eléctricos por cientos de megavatios, pero el punto central de la operación para los inversionistas es la posibilidad de ampliar esa capacidad mediante software sin necesidad de que Amber sea propietaria de cada activo energético.
Morgan Stanley apuesta por flexibilidad distribuida
La inversión fue liderada por 1GT, la estrategia de capital privado climático de Morgan Stanley Investment Management. El fondo cerró previamente compromisos por US$750 millones y está orientado a empresas en crecimiento vinculadas con electricidad, movilidad, economía circular y otras tecnologías de descarbonización.
La operación con Amber refleja un cambio más amplio en el sector eléctrico: una parte creciente de la capacidad necesaria para equilibrar redes puede encontrarse fuera de las centrales tradicionales.
Paneles solares generan electricidad en millones de puntos pequeños; baterías residenciales permiten desplazarla en el tiempo, y vehículos eléctricos añaden una reserva adicional potencialmente controlable. El desafío consiste en coordinar esos equipos para que respondan de forma útil al sistema sin exigir una gestión activa permanente de sus propietarios.
La Serie E de €49 millones financiará precisamente esa expansión tecnológica y comercial. No añade por sí misma nueva generación ni almacenamiento a las redes, pero busca ampliar la infraestructura digital capaz de convertir activos energéticos ya instalados en una fuente coordinada de flexibilidad, una función que gana importancia a medida que la matriz eléctrica se vuelve más descentralizada y dependiente de recursos variables.
