Si la energía solar fotovoltaica fuera un sistema de calefacción, el debate se centraría en la necesidad de contar con un calentador capaz de acumular agua caliente y con unas tuberías en buen estado para distribuirla, y no tanto en la escasez o el precio de la energía necesaria para hacer funcionar el circuito. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) prevé que la energía fotovoltaica alcance el sorpasso en 2027, cuando se convertirá en la principal fuente de generación eléctrica del mundo, superando por fin a la capacidad instalada de carbón. En España, esta capacidad supera los 56 gigavatios (GW) y cubre casi el 23 % de la demanda eléctrica nacional, según datos de la Unión Española de Energía Fotovoltaica (UNEF). Los retos ya no residen en la generación, sino en las redes de transporte y distribución que deben llevar la nueva electricidad a los nuevos consumidores, en la demanda, que va a crecer, y en un despliegue urgente de baterías para aprovechar el recurso fuera de las horas de sol. Sigue leyendo. Exceso de prudencia a un alto coste. Tras el apagón del 28 de abril de 2025, la Red Eléctrica (RE) puso en marcha un modo de funcionamiento (programación reforzada) para evitar que se repitiera. Consiste en incorporar a la red más recursos de generación capaces de proporcionar estabilidad y control de tensión. En la práctica, explica Pedro Fresco, de Avaesen, esto supone la entrada de más gas, lo que aumenta la factura de la luz. Fresco lo explica así. «Es como cuando tienes un accidente de tráfico y, durante mucho tiempo [después], vas más despacio por la autopista», compara. «Pero, ¿es necesario ir a 50 kilómetros por hora? », pregunta. Sobre todo cuando esta prudencia excesiva sale cara a los consumidores. «Desde el 28 de abril se han puesto en marcha medidas adicionales para ganar en solidez. Pero es como decir: “Voy a poner 17 cinturones de seguridad en el sistema, por si acaso”», prosigue. Desde RE han estimado el coste de la operación reforzada en unos 800 millones, pero afirman que esta cifra se ha reducido a menos de 275 millones de euros durante los primeros nueve meses de este año. Esto supone «dos céntimos al día para un consumidor medio en el PVPC [precio regulado]», calculan. Una de las razones de la reducción es que, desde el otoño de 2025, las energías renovables pueden participar y, de hecho, lo hacen cada vez más en mayor volumen». «Contamos con unos 11 gigavatios de centrales capaces de regular la tensión», afirma Donoso, pidiendo a RE que confíe en estos nuevos instrumentos. El operador prevé que, a partir de 2029, entrarán en el sistema compensadores síncronos, lo que contribuirá a que la generación fotovoltaica y eólica cubran mejor la demanda, reduciendo la necesidad de gas». «No podemos esperar hasta 2029 para reducir el gas al precio que tiene. «El riesgo cero no existe», afirma Fresco.
La generación solar está creciendo a un ritmo récord en España, pero la falta de capacidad en las redes de transporte y distribución impide una mayor demanda industrial. Los reguladores y los expertos reclaman una regulación más ágil para desbloquear las conexiones y permitir un acceso más flexible a los kilovatios disponibles
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Si la energía solar fotovoltaica fuera un sistema de calefacción, el debate se centraría en la necesidad de disponer de un termo capaz de acumular agua caliente y de que las tuberías estuvieran en buen estado para distribuirla, y no tanto en la escasez o el precio de la energía necesaria para hacer funcionar el circuito. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) prevé que la energía fotovoltaica supere al carbón en 2027, cuando se convertirá en la principal fuente de generación eléctrica del mundo, superando por fin la capacidad instalada de carbón. En España, esta capacidad supera los 56 gigavatios (GW) y cubre casi el 23 % de la demanda eléctrica nacional, según datos de la Unión Española de Energía Fotovoltaica (UNEF). Los retos ya no residen en la generación, sino en las redes de transporte y distribución que deben llevar la nueva electricidad a los nuevos consumidores, en la demanda, que va a crecer, y en un despliegue urgente de baterías para aprovechar el recurso fuera del horario de insolación. El 88, El 3 % de los nudos de conexión de la red de distribución —que lleva la electricidad desde la red de transporte (alta tensión) hasta los hogares— están saturados, afirma Marta Castro, directora general de Regulación de la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (Aelec). Castro destaca la necesidad de «planificar las inversiones de forma flexible y dar prioridad a la optimización». «Es un bien escaso; hasta que se genere nueva capacidad, debemos aprovechar al máximo la existente», añade. En agosto, la Comisión Nacional de Mercados y Competencia (CNCM) puso fin al modelo de acceso fijo de 24 horas o de capacidad firme para permitir un acceso flexible a la red eléctrica. El cambio facilita la conexión de nuevos consumidores, incluso si no hay capacidad firme disponible, siempre que reduzcan o adapten su consumo en determinados momentos, para no comprometer la seguridad de la red. La Aelec insiste en que la regulación sea flexible para que una conexión pueda ser utilizada por más de una demanda. Sostiene que el origen de los problemas de capacidad de la red de distribución —la de media y baja tensión— se encuentra aguas arriba, en el sistema de transporte, gestionado por Red Eléctrica (RE). Y exige que se abra la inversión a las empresas de distribución en la infraestructura fronteriza, es decir, en las conexiones entre ambos sistemas. En su documento «Redes de distribución: de freno a motor de la electrificación», la Fundación Renovables estima que alrededor del 94 % de la capacidad de acceso en los puntos de conexión de la red de distribución está ocupada o comprometida, lo que dificulta la conexión de nueva demanda en muchas zonas de España. «Pero no cree que la propuesta de Aelec sea una buena idea; la considera un paso hacia la privatización de la red de transporte», la columna vertebral de toda la transición energética. «Más información. Fuentes del sector de las energías renovables niegan que la red de transporte esté colapsada o saturada. Sí reconocen una «avalancha de solicitudes de proyectos de consumo» y admiten que su infraestructura está atravesando un momento de transformación». «Llevamos varios años con un volumen récord de solicitudes de generación renovable», afirman. Si se conectaran todos los proyectos que cuentan con autorización, por un lado, y por otro, el parque renovable se duplicaría prácticamente, tanto en oferta como en demanda. El Real Decreto 640/2026, del pasado mes de julio, destina una inversión de 17. 9 mil millones de euros hasta 2030 para la red de transporte y distribución. Y reconoce explícitamente que las redes deben estar preparadas para un panorama de grandes industrias, centros de datos, viviendas o transporte conectado. Justin Paget (GETTY IMAGES). Cada vez más, los grandes consumidores se conectan directamente a la red de transporte. O, para ser más precisos, lo están solicitando. RE ha concedido acceso a un total de 18, 52 GW de demanda, de los cuales 11, 05 GW aún no se han conectado. Los centros de procesamiento de datos concentran el mayor volumen de acceso asignado, con 6. 329 megavatios (MW) —el 34, 2 % del total—, aunque todavía no hay ninguno conectado a la red de transporte (sí a la red de distribución). Los proyectos industriales suman 5. 838 MW de capacidad, de los cuales 4. 346 MW ya se han puesto en servicio. Les sigue la infraestructura ferroviaria (19, 2 % de la capacidad total concedida) y los programas de producción de hidrógeno y gas renovable, con un 13, 2 %. Más información. Ismael Morales, responsable de Políticas Climáticas de la Fundación Renovables, reclama una mayor transparencia de los datos e insiste en que la congestión que impide conectar nueva demanda en muchas zonas no es física, sino de gestión. Pide que se den a conocer los «consumidores reales» que hay detrás de cada punto de conexión. Y expresa la necesidad de cambiar el concepto de acceso a la red para evitar que al primer promotor que llegue, sin demostrar que cuenta con un proyecto maduro, se le conceda el acceso y bloquee la llegada de iniciativas más desarrolladas. Marta Castro, de Aelec, comparte esta opinión y exige que se simplifique la normativa para que los proyectos que no se ejecuten se eliminen automáticamente de los derechos de conexión reservados. Ya hemos liberado 1, 3 GW de este tipo, y esperamos que a finales de año haya más. «Segundo mercado de la UE. Durante 2025, se instalaron en España 10 105 MW de nueva potencia fotovoltaica. De ellos, 8, 966 MW correspondieron a parques en suelo (un 31 % más que el año anterior), lo que convierte al país en el segundo mercado fotovoltaico de la Unión Europea, según el último informe anual de la UNEF (Retos de la segunda fase de la transición energética 2025-2030). El autoconsumo ascendió a 1 139 MW el año pasado y se estabilizó en torno a 1, 1 GW al año, con un descenso del 4 % en la nueva potencia instalada en comparación con 2024. En Europa, se instalaron 67, 2 gigavatios pico (GWp) de energía fotovoltaica, lo que volvió a convertirla en la fuente con mayor capacidad nueva instalada en el mundo: 698 GWp, con una capacidad acumulada global de más de tres teravatios pico (TWp). «La oferta avanza a toda velocidad, pero los sectores productivos tienen que acelerar su electrificación para impulsar el crecimiento de la demanda», afirma José Donoso, director general de la UNEF. «No tiene sentido que las empresas que pueden electrificarse no lo hagan; cuentan con esta ventaja competitiva por primera vez en la historia», añade. «Tenemos que activar la demanda industrial», remacha Bianca Dragomir, directora de Cleanto para la Península Ibérica, una iniciativa que promueve la inversión y el crecimiento de las tecnologías limpias en España y Portugal. Dragomir recuerda que la infraestructura necesaria para cumplir los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) de aquí a 2030 requerirá un 80 % de capital privado. Sostiene que, para generar confianza y dar luz verde, primero hay que resolver un triángulo de riesgos: la regulación, unas redes más flexibles y robustas, y las baterías. Todos los expertos coinciden en que existe una necesidad urgente de impulsar las tecnologías de almacenamiento, un complemento indispensable para la energía intermitente. Es cierto que 2025 supuso un avance significativo, especialmente en el ámbito del autoconsumo, donde se instalaron 540 megavatios-hora (MWh) —un 65 % más que en 2024— y se han registrado 2 745 MWh desde 2022. De los 261 MW instalados en suelo, 241 MW son híbridos y 20 MW autónomos (no asociados a ninguna planta), 33 031 MW están autorizados y 14. 607 MW están en trámite. BugTiger (GETTY IMAGES)». «Esto ya no es una curva de pato, ¡es el pozo de María! », bromea Donoso, mostrando en un vídeo la curva pronunciada o simplemente dibujada en una hoja en blanco. Se denomina «curva del pato» —por su parecido con el perfil de esta ave— a la gráfica de la demanda que deben cubrir otras energías a lo largo del día en función de la producción solar: por la mañana desciende gradualmente desde la cola a medida que sale el sol y se eleva en el horizonte; al mediodía alcanza su mínimo, en la parte más baja del lomo, y a partir de las 17:00 o las 18:00 vuelve a crecer hasta alcanzar el pico. Más información. Los precios fluctúan en consecuencia en el mercado mayorista: desde unos 200 euros por MWh a última hora de la tarde y a primera hora de la noche, cuando el sol está a punto de ponerse pero la demanda sigue siendo elevada, hasta cero euros, o incluso precios negativos en las horas centrales (lo que en la jerga se conoce como «canibalización de precios»)». Esto desalienta nuevas inversiones futuras, «señala la UNEF en su informe anual, en el que muestra la evolución de los precios captados por las instalaciones fotovoltaicas: 42, 28 euros por MWh en 2024, 36, 39 por MWh en 2025, 29, 68 por MWh en el primer semestre de 2026». En 2025, se contabilizaron 797 horas a un precio igual o inferior a cero euros por MWh y con una generación fotovoltaica significativa. En 2026, esa cifra ya se había alcanzado el 7 de julio y rondaba las 900 horas a principios de septiembre», añadió. El beso de buenas noches. Otro problema derivado de la intermitencia son los derrames de energía (restricción) en los momentos de máxima radiación, cuando se produce más electricidad de la que la red es capaz de absorber. Esto también pondría fin a este «absurdo desperdicio de energía limpia», afirma el consultor independiente del mercado eléctrico Francisco Valverde. Además, eliminaría el «beso de buenas noches y de buenos días» que quieren los eléctricos. «Valverde se refiere a los picos de precio que se producen en estos dos momentos del día. «Es lo mismo que ocurre en California o Australia, donde la penetración de la energía fotovoltaica es similar a la de España, pero la de los sistemas de almacenamiento es mucho mayor». «Las baterías se han comido el beso de buenas noches», señala. «». «Las baterías llegan tarde», afirma Pedro Fresco, director general de la Asociación Valenciana de Empresas Energéticas (Avaesen). Pero cuando lleguen y se sumen al almacenamiento de las centrales hidroeléctricas de bombeo, veremos lo mismo que ocurre en California, vaticina: «en las primeras tres o cuatro horas de la noche, esa energía almacenada se inyecta a la red, desplazando al gas», que ahora pagamos «al precio de la sangre de unicornio», lamenta, «y eliminándola de las horas caras». El cambio conducirá a la descarbonización del mix energético y a la reducción de la factura, sin duda». «Tenemos una oportunidad como país con las energías renovables», afirma Mariano Berges, director general de Soltec, empresa especializada en tecnología para plantas solares fotovoltaicas a gran escala. Cree que las puertas a la reindustrialización están abiertas y que España se convertirá en «un polo de atracción e inversión» gracias a las energías limpias. Insta a Europa a invertir en innovación y tecnología». «Ahora no se trata de instalar megavatios, sino de integrar las tecnologías renovables en el sistema eléctrico. Tenemos mucho conocimiento en todo eso», destaca. Dragomir esboza un rompecabezas en el que es cierto que faltan algunas piezas, pero que parece prometedor». «Los inversores ven a España como el país de la energía limpia; hay mucho interés por parte de los inversores», concluye. Exceso de prudencia a un alto coste. Tras el apagón del 28 de abril de 2025, la Red Eléctrica (RE) puso en marcha un modo de funcionamiento (programación reforzada) para evitar que se repitiera. Consiste en incorporar a la red más recursos de generación capaces de proporcionar estabilidad y control de tensión. En la práctica, explica Pedro Fresco, de Avaesen, esto supone la entrada de más gas, lo que encarece la factura de la luz. «Fresco lo entiende». «Es como cuando tienes un accidente de tráfico y, durante mucho tiempo [después], vas más despacio por la autopista», compara. «Pero, ¿es necesario ir a 50 kilómetros por hora? », pregunta. «Cuando, además, esta prudencia excesiva sale cara a los consumidores». Desde el 28 de abril se han puesto en marcha medidas adicionales para ganar en solidez. «Pero es como decir: “Voy a poner 17 cinturones de seguridad en el sistema, por si acaso”», continúa. Desde RE han estimado el coste de la operación reforzada en unos 800 millones, pero afirman que esta cifra se ha reducido a menos de 275 millones de euros durante los primeros nueve meses de este año. Esto supone «dos céntimos al día para un consumidor medio en el PVPC [tarifa regulada]», calculan. Una de las causas de la disminución es el hecho de que las energías renovables han podido participar y están ganando volumen desde el otoño de 2025. «Contamos con unos 11 gigavatios de centrales capaces de regular la tensión», afirma Donoso, instando a RE a confiar en estos nuevos dispositivos. El operador prevé que a partir de 2029 se instalen compensadores síncronos en la red, lo que aumentará la cobertura de la energía fotovoltaica y eólica y reducirá la necesidad de gas. «No podemos esperar hasta 2029 para que el gas sea más barato». «El riesgo cero no existe», afirma Fresco.
