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El éxito de España en energía renovable entra en fase crítica por los retos de la red eléctrica
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Hoy, las energías renovables representan cerca de 60% de la electricidad de la red española, frente a alrededor de 50% en la Unión Europea
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España comenzó temprano su gran apuesta por las energías renovables, aunque al principio avanzó lentamente. A mediados de la década de 1990, la industria era todavía tan rudimentaria que, cuando se rompía una pala de una turbina en el mayor parque eólico del país, José Manuel Entrecanales recurría a un amigo aficionado al windsurf para repararla con el mismo equipo que usaba para arreglar sus tablas.
“Era un negocio extremadamente rudimentario y artesanal”, dijo Entrecanales, actual presidente y director ejecutivo de Acciona SA, uno de los mayores desarrolladores de proyectos renovables de España. “El negocio era mínimamente rentable, pero las renovables eran para nosotros una oportunidad de negocio y un acceso por la puerta de atrás al sector eléctrico”.
Hoy, las energías renovables representan cerca de 60% de la electricidad de la red española, frente a alrededor de 50% en la Unión Europea y un tercio a nivel mundial. Esa audaz apuesta ha reducido las facturas de electricidad en España —que ahora son más bajas que antes del más reciente conflicto en Medio Oriente o de la invasión de Ucrania— y ha puesto al país en camino de cumplir sus objetivos de energías renovables para 2030. España está a la vanguardia de la energía limpia y es, al mismo tiempo, la gran economía de más rápido crecimiento de Europa, una prueba de que desplegar energía verde a gran escala no tiene por qué perjudicar el crecimiento.
Pero el modelo español está llegando a sus límites justo cuando el sector de las renovables madura y un brutal verano de incendios forestales y olas de calor mortales en Europa refuerza la urgencia de la transición energética.
La energía solar y eólica por sí solas no bastarán para descarbonizar España, dijeron a Bloomberg News expertos, empresas y funcionarios del gobierno. El país también necesita inversiones masivas en baterías y en la red eléctrica, un desafío que inversores y gobiernos extranjeros siguen de cerca.
La generación renovable alcanzó este verano un récord, según datos provisionales de Red Eléctrica, operador del sistema de transmisión. Pero el auge de la inversión solar de los últimos 15 años ha creado tal exceso de oferta que los precios caen cada vez con más frecuencia muy por debajo de cero durante las horas de máxima producción. El valor de los parques solares se ha desplomado, empujando a algunos inversores a buscar una salida y ciertos desarrolladores a abandonar el negocio.
Banco Sabadell SA y CaixaBank SA están ofreciendo a inversores pequeñas carteras de préstamos morosos de parques solares, según una persona familiarizada con el asunto que pidió no ser identificado para tratarse de información privada. Los bancos buscan atraer compradores con la posibilidad de instalar baterías que permitan generar ingresos durante la noche. BBVA SA también ofreció el año pasado carteras vinculadas únicamente a instalaciones solares, pero despertaron menos interés porque sus posibilidades de generar ingresos son más limitadas, dijo la persona.
Al mismo tiempo, la disfunción a las energías renovables ha provocado fuertes fluctuaciones en la frecuencia eléctrica, lo que contribuyó al apagón masivo que sumió brevemente en la oscuridad a la península ibérica en abril del año pasado.
El almacenamiento masivo en baterías puede ayudar a absorber el exceso de energía solar durante el día y devolverla a la red por la noche. También puede estabilizar el sistema liberando electricidad cuando cae la generación, por ejemplo, ante cambios meteorológicos. A diferencia de las centrales nucleares y de gas que actualmente cumplen esa función, las baterías pueden activarse de inmediato.
Pero España está rezagada en esta siguiente fase de la transición energética. El país tiene unos 200 megavatios de almacenamiento en baterías instaladas, frente a unos 30 megavatios a fines de 2025, según Red Eléctrica, cuyo recuento no incluye todos los tipos de baterías. Eso equivale a menos de 1% del objetivo de 22,5 gigavatios para 2030. El abundante excedente de energía renovable ofrece un enorme potencial, pero los retrasos regulatorios y la falta de un mercado de capacidad que contribuya a garantizar el suministro han frenado hasta ahora a los inversores.
El gobierno ha acelerado los procesos de autorización y está subsidiando instalaciones de almacenamiento, dijo Joan Groizard, secretario de Estado de Energía de España.
“Hay algunos cambios que no los ves venir y de repente los tienes encima, y yo creo que el almacenamiento en España va a ser uno de esos cambios exponenciales”, dijo Groizard. “Estamos justo en el inicio de esa curva exponencial que en los próximos meses va a tener un camino muy significativo”.
Pero incluso si se eliminan las tareas burocráticas, siguen existiendo limitaciones tecnológicas, dijo Patricio Álvarez, analista sénior de Bloomberg Intelligence. Las grandes baterías capaces de almacenar electricidad durante dos a cuatro horas al día pueden competir en costos con el gas, pero el almacenamiento de mayor duración sigue siendo caro.
“No se puede resolver este problema solo con dinero”, dijo Álvarez. “También necesitamos que la tecnología llegue hasta ahí”.
La península ibérica es una isla energética, con pocas conexiones de la red eléctrica con Francia y el resto de Europa. Eso ha protegido a España ya su vecino más pequeño, Portugal, de los recientes aumentos de los precios de la energía que han afectado a buena parte de la región.
Las condiciones naturales también han favorecido las ambiciones renovables de España: abundan el viento y el sol, hay grandes extensiones de terreno disponibles para proyectos energéticos y una amplia red de embalses permite generar energía hidroeléctrica. Además, los costos de la energía limpia han aumentado enormemente durante la última década y la capacidad instalada del país se ha más que duplicado.
“Nuestro mix eléctrico es más descarbonizado que nunca y también es más competitivo en costes”, dijo Groizard. “Hemos pasado de ser un país que estaba en el top cinco de facturas eléctricas más caras a nivel europeo a estar por debajo de la media europea, tanto en hogares como en industrias”.
Pero aunque la energía barata beneficia a los consumidores en el corto plazo, los bajos precios están afectando a los inversores del sector energético.
Los precios se vuelven negativos cuando la oferta de electricidad supera la demanda, obligando a las centrales a reducir su producción. El fenómeno no es exclusivo de España, pero el país acumuló 681 horas con precios negativos este año hasta el 4 de septiembre, más que en todo 2025.
Los grandes productores solares suelen contar con contratos de largo plazo que les garantizan precios fijos, pero las empresas más pequeñas son vulnerables a la volatilidad del mercado al contado. Al menos cuatro proyectos o empresas españolas fueron puestos a la venta en los últimos meses, dijeron a Bloomberg en junio personas familiarizadas con el asunto.
Los precios muy bajos dificultan la firma de contratos de electricidad de largo plazo que den a los inversores la confianza necesaria para seguir desarrollando proyectos, dijo Álvarez, de Bloomberg Intelligence. “Las señales se distorsionan”, señaló. “Los inversores se asustan”.
El apagón del año pasado, el mayor de la historia reciente de Europa, también generó dudas sobre si el despliegue de energías renovables había avanzado demasiado y demasiado rápido. Más de 50 millones de personas quedaron sin electricidad durante casi medio día, lo que dejó fuera de servicio los sistemas de pagos electrónicos y obligó a cerrar temporalmente negocios.
Aunque las causas todavía están bajo investigación, varios hallazgos preliminares indican que la red española no estaba preparada para manejar las repentinas fluctuaciones de la frecuencia eléctrica procedentes ese día de parques solares en el sur del país.
La inversión en la red está limitada a 0,3% del producto interno bruto de España, la menor proporción de gasto respecto de las renovables entre los países de la UE y Reino Unido, según BloombergNEF. Además, queda poca capacidad disponible en la red, por lo que nuevos proyectos de energías renovables, almacenamiento en baterías y centros de datos están teniendo dificultades para conectarse.
Estas limitaciones podrían frenar la inversión y, en última instancia, llevar a las empresas a buscar otros mercados, dijo Marta Sánchez, socia de EY España y responsable del negocio de energía de la firma.
Trabajadores instalan paneles solares en el parque solar Fuendetodos II, en Villanueva de Huerva.
En junio, el gobierno anunció inversiones por €13.600 millones (US$15.800 millones) en la red eléctrica hasta finales de esta década. El plan multiplicará por 14 su capacidad de alta tensión y permitirá avanzar con proyectos industriales por unos €7.000 millones que actualmente están paralizados, según cálculos oficiales. Un análisis de EY estima que la red necesita hasta €6.300 millones en inversiones hasta 2030.
"La falta de capacidad en la red impacta que no crezca la demanda. No crece la demanda, impacta en que no se instalen más renovables", dijo Sánchez. “Para seguir teniendo éxito en el despliegue de renovables, tenemos que seguir desarrollando demanda y para desarrollar demanda, necesitamos la red”.
Las baterías a gran escala pueden reducir las fluctuaciones de la oferta al almacenar y liberar energía según sea necesario. Pero España lleva años teniendo dificultades para instalarlas. Hasta hace poco, agregar una batería a un parque solar o eólico existente —una práctica habitual en otros países— obligaba a iniciar desde cero el proceso de permisos. La demora de la UE en definir las reglas para los mercados de capacidad también ha retrasado un sistema que permita al almacenamiento competir con el gas y la energía nuclear.
En los últimos años, el gobierno ha destinado cerca de 2.000 millones de euros a distintos programas que incluyen ayudas para sistemas de almacenamiento y ha facilitado la obtención de permisos, según Groizard, secretario de Estado de Energía.
“Estamos viendo mucho interés en el sector”, dijo. “Tenemos millas, literalmente millas de megavatios de almacenamiento en distintas fases de aprobación”.
Las baterías pueden ser rentables si aprovechan grandes diferencias entre los picos y valles en el precio de la electricidad, dijo Entrecanales, director ejecutivo de Acciona. Pero ahí surge una paradoja: aunque se necesitan incentivos para instalar más baterías, cuanto más almacenamiento haya, más estables serán los precios y menor será la oportunidad de ganar dinero con esas diferencias.
“Si todos las ponemos, se acabaron los picos y los valles”, dijo Entrecanales. “Es uno de los grandes riesgos de las baterías: tienen un elemento de canibalismo”.
Además, la tecnología de baterías todavía no ha madurado, según Álvarez, analista de Bloomberg Intelligence. Se prevé que sus ventajas económicas sigan mejorando con el tiempo ya medida que aumente la escalada, pero en la mayoría de los mercados el almacenamiento de muy larga duración todavía no es más barato que las alternativas basadas en combustibles fósiles.
“El riesgo es que las baterías no lleguen a ser lo suficientemente baratas como para funcionar con esos precios más bajos de la electricidad en España”, dijo Álvarez.
Aun así, empresas como Grenergy Renovables SA ven una oportunidad. La compañía, fundada en 2007 y con sede en Madrid, construyó inicialmente algunos proyectos solares en España antes de centrarse en mercados extranjeros. Ahora vuelve a ver oportunidades en su mercado local.
“España tiene una oportunidad ahora mismo histórico para convertirse en una isla energética con energía mucho más competitiva que el resto del continente, pero eso requiere de una agilidad en la tramitación”, dijo David Ruiz de Andrés, director ejecutivo de Grenergy. “Las baterías a gran escala cambiarán el paradigma”.
Aunque España es líder en el despliegue de energía solar y eólica, cerca de 25% de su economía está electrificada. El resto —desde los automóviles hasta las calderas de los hogares, las fábricas y los hornos— todavía funciona con combustibles fósiles. La UE está actualmente electrificada en aproximadamente 23%, con un objetivo de 32% para 2030. Turquía, anfitriona este año de la cumbre climática COP31, quiere que los países acuerden una meta mundial de 35% para 2035.
El próximo gran salto de España será electrificar una mayor parte de su economía para avanzar hacia las emisiones netas cero y reducir su dependencia de los combustibles fósiles. Hay señales positivas de que la demanda de electricidad está creciendo, entre ellas la descarbonización de Moeve SA, la petrolera privada más antigua del país. Aunque todavía la mayor parte de sus ganancias de los combustibles fósiles, la compañía ha vendido 70% de sus activos de producción de petróleo y lanzó un plan de inversión de €8.000 millones en tecnologías limpias que su director ejecutivo, Maarten Wetselaar, considera “una piedra angular de nuestra estrategia de transformación”.
Pero España corre el riesgo de no aprovechar plenamente la ventaja que consiguió con su temprana apuesta por las renovables, justo cuando el calentamiento global golpea su economía y su infraestructura. Este verano, los incendios forestales llegaron a las afueras de Madrid y el calor contribuyó a unas 5.000 muertes en el país.
“La demanda de electricidad tiene que ser suficientemente alta para seguir impulsando tanto la inversión en generación como la inversión en la red”, dijo Álvarez, de Bloomberg Intelligence.
Si la demanda de electricidad no aumenta lo suficientemente rápido, “los países con una elevada penetración de energías renovables, como España, empiezan a detectar fallas en las señales de inversión necesarias para seguir desplegando baterías y continuar invirtiendo en la red”.
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