Europa se encamina hacia un nuevo 'boom' renovable guiada por la energía solar

La Unión Europea está a punto de vivir una transformación energética sin precedentes. Impulsada por ambiciosos planes nacionales y una necesidad urgente de reducir su dependencia del gas fósil, Europa se encamina hacia un auténtico ‘boom’ solar. Así lo revela el último informe de la organización Ember, que analiza los Planes Nacionales de Energía y Clima (PNIEC) actualizados de los Estados miembro.

El estudio destaca que los países de la UE tienen previsto añadir un promedio de 55 GW de capacidad solar fotovoltaica cada año hasta 2030, lo que permitiría duplicar prácticamente la infraestructura solar actual, pasando de 338 GW en 2024 a 670 GW en 2030. Esta cifra marca un ritmo de crecimiento sin precedentes, que ya empezó a materializarse en 2024, año en el que se han instalado 65 GW de capacidad solar, superando por primera vez los objetivos anuales previstos.

Los PNIEC reflejan una clara intención de sustituir el gas fósil por energía limpia. Según el análisis de Ember, si los planes se cumplen, las energías renovables cubrirán el 66% de la generación eléctrica de la UE en 2030, frente al 47% registrado en 2024. Dentro de este crecimiento, la energía solar juega un papel protagonista, junto con la eólica.

El auge renovable va acompañado de un cambio sistémico en el modelo energético. El informe muestra que la electrificación de la economía europea alcanzará el 30% en 2030, frente al 23% registrado en 2023. Este dato, que mide el peso de la electricidad en el consumo final de energía, es un claro indicador de la transición hacia tecnologías eléctricas como vehículos eléctricos y bombas de calor.

El informe destaca que Europa está entrando en una nueva fase de su transición energética. Hasta ahora, el foco estuvo en aumentar la capacidad renovable. Ahora, el desafío es garantizar que el sistema energético en su conjunto —desde redes hasta almacenamiento y flexibilidad de la demanda— esté diseñado para funcionar con una base de electricidad limpia.

“El sistema europeo necesita pasar de una lógica de sustitución de combustibles a un rediseño integral”, afirma Ember. Para lograrlo, recomienda a los Estados miembro reforzar la planificación de redes eléctricas, invertir en almacenamiento y asegurar una flexibilidad del sistema capaz de responder a variaciones en la generación renovable.

El Gobierno acusa a REE y a las eléctricas por no haber controlado la sobretensión que llevó al apagón

Sobretensiones, una reacción en cadena y desconexiones indebidas de generación explicarían el apagón.

Iberdrola acusa a Red Eléctrica de una actuación temeraria y negligente que causó el apagón.

La vicepresidenta tercera ha señalado que los grupos de generación que tenían que haber controlado tensión y que estaban retribuidos económicamente no absorbieron toda la reactiva que se esperaba en ese contexto.

El informe estructura la causa del cero energético en tres grandes factores, el primero de los cuales es que el sistema no disponía de suficiente capacidad de control de tensión dinámica, según ha relatado.

Aagesen ha explicado que el primero de los factores es que el sistema no disponía de suficiente capacidad de control de tensión dinámica. Así, por una parte, ha detallado que el programa final del operador del sistema para ese día con grupos de capacidad de control de tensión fue el menor desde que empezó 2025, a lo que se sumó que los grupos de generación que tenían que haber controlado la tensión, y que además muchos de los cuales estaban retribuidos económicamente para ello, no absorbieron toda la energía reactiva que se esperaba.

"Con lo cual, faltaban capacidades de controlar tensión", pese a que "había parque de generación disponible suficiente para responder". En este punto, ha detallado que de las diez centrales seleccionadas ese día para el control de la tensión, REE estimó que una térmica no era necesaria, mientras que el resto tenían "algún grado de incumplimiento".

La empresa presidida por Beatriz Corredor hizo sus cálculos para las necesidades del sistema para el 28 de abril y determinó que con tener operativas nueve de las diez centrales era suficiente para controlar la tensión del sistema. Sin embargo, esas nueve centrales e manos de las empresas privadas reaccionaron como tocaba a la hora de aportar potencia reactiva o amortiguar la sobretensión.

En cuanto a la segunda causa, ha resaltado que las oscilaciones condicionaron el sistema, sobre todo dos, una de ellas más atípica, y aunque el operador aplicó las medidas protocolizadas para contenerlas, estas medidas situaban a su vez al sistema en una situación de mayores tensiones.

La tercera causa, según la vicepresidenta, es que ocurrieron desconexiones de generación cuando empezó a haber picos de sobretensión, de las cuales algunas fueron "aparentemente indebidas", es decir, se desconectaron antes de lo previsto en la normativa. Esto contribuyó a seguir escalando la tensión.

Aagesen señaló que el Gobierno ha aprovechado este ejercicio del Comité para detectar disfunciones que redundaron en distintos aspectos que podrían mejorarse, por lo que el informe también incorpora medidas para el apagón no vuelva a repetirse.

Sin embargo, el Gobierno incide en que el informe que ha elaborado no es un examen judicial de lo sucedido, por lo que será la justicia y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) quienes determinan quién paga las indeminizaciones a empresas y hogares afectados.

El Ejecutivo aprobará la próxima semana un real decreto 'anti-apagones'

Celdas LFP a 45 dólares el kWh: la caída del precio de las baterías supera todas las previsiones

La industria del coche eléctrico vive un momento crucial: los precios de las baterías de litio se han desplomado a un ritmo que ni los analistas más optimistas habrían imaginado. La bajada de costes ha sido tan abrupta que ya se están viendo precios por debajo de los 50 dólares kWh, una barrera psicológica que según los expertos, abre las puertas de par en par a la expansión masiva del coche eléctrico.

En septiembre del año pasado, el precio medio de las baterías para automoción era de 66,5 dólares/kWh, lo que supone un desplome cercano al 20% en apenas un año. Esto más que una bajada progresiva, es una caída libre que ha pillado por sorpresa a todo el sector.

Las baterías LFP, cada vez más comunes en el mercado, ya han perforado el umbral de los 60 dólares/kWh, con algunos casos concretos en los que se ha llegado a los 45 dólares. Y no hablamos de cifras hipotéticas, sino de precios reales que están disparando el interés tanto en aplicaciones como la movilidad, así como en almacenamiento estacionario.

¿A qué se debe esta bajada tan pronunciada? El detonante principal ha sido el derrumbe del precio del carbonato de litio, una materia prima esencial que ahora cuesta lo mismo que hace cuatro años, antes del boom del coche eléctrico. El caso de China es paradigmático: el empuje de las subvenciones públicas disparó la producción hasta provocar un exceso de oferta. Ante la saturación, los fabricantes se han visto obligados a rebajar los precios para mantener la competitividad.

La conclusión es que estamos ante un momento clave, donde el principal componente del coche eléctrico, su batería, está viviendo un descenso de costes importantes, al mismo tiempo que continúa evolucionando en el aspecto técnico con cada vez mejores densidades energéticas, pero también mayor tolerancia a cargas cada vez más potentes.

España y Portugal podrían ser los mayores proveedores de litio de Europa

La publicación Cell Reports Sustainability acaba de publicar Long on expectations, short on supply: Regional lithium imbalances and the effects of trade allocations by China, the EU, and the USA (Expectativas altas, oferta baja: Desequilibrios regionales de litio y efectos de las asignaciones comerciales de China, la UE y EEUU).

Si bien la producción de litio podría multiplicarse por diez en algunas de estas regiones para 2030, seguiría siendo insuficiente para satisfacer la creciente demanda de vehículos eléctricos.

En conjunto, China, Europa y EE.UU. representan el 80 % de las ventas mundiales de vehículos eléctricos, y se prevé que su demanda siga aumentando. El equipo estimó que China podría necesitar hasta 1,3 millones de toneladas métricas de carbonato de litio equivalente (una medida estándar del contenido de litio) para producir nuevos vehículos eléctricos. Europa podría requerir 792.000 toneladas métricas, seguida de 692.000 toneladas métricas para EE.UU.

Más demanda que oferta

Basándose en proyectos de extracción de litio existentes y propuestos en las tres regiones, el equipo descubrió que China podría producir entre 804.000 y 1,1 millones de toneladas métricas de carbonato de litio equivalente para 2030. La producción en Europa podría alcanzar las 325.000 toneladas métricas, y en Estados Unidos, podría oscilar entre 229.000 y 610.000 toneladas métricas en los próximos cinco años.

De las 325.000 toneladas, unas 88.000 toneladas serían producidas en la Península Ibérica. Concretamente, Portugal podría ser el mayor productor de litio de Europa con más de 45.000 toneladas mientras que España sería el segundo con 43.500 toneladas.

Entre ambos países podrían ser capaces dentro de cinco años de producir el 27% del total del Viejo Continente. Pero eso sería en el mejor de los escenarios, algo que es prácticamente imposible de llevar a cabo porque, como dicen los autores del informe, estos proyectos mineros sufren mucha oposición social que retrasan en el tiempo si no anulan los mismos.

España alcanzaría estos datos de 43.500 toneladas producidas al año con solo dos proyectos: Las Navas y San José-Valdeflores.

«El apagón podría haberse evitado con otra programación de REE»

El Gobierno acusa a REE y a las eléctricas por no haber controlado la sobretensión que llevó al apagón.

Las centrales de generación operan siguiendo las instrucciones del operador del sistema (REE) que indica qué grupos han de arrancar o parar en cada momento y toma las decisiones en tiempo real para evitar cualquier desajuste, al fin de mantener el sistema constantemente en equilibrio.

El martes en La Palma, en la central de Los Guinchos, había operando tres grupos. El mayor de ellos, una turbina, sufrió una parada y los dos motores restantes no tenían la capacidad suficiente para compensar la falta de potencia de l a turbina. Se incumplió con el criterio de redundancia con el que por normativa operan los sistemas eléctricos.

A una máquina no se le puede pedir que no falle nunca y así lo contemplan los procedimientos operativos. Ese criterio de seguridad se llama 'N menos1' y supone que ante cualquier fallo de un elemento del sistema este debe tener la redundancia suficiente para compensarlo y así evitar cortes de suministro a clientes. Esto es algo que ocurre a diario en todas las centrales del mundo, El 'cero energético' no fue provocado por la parada imprevista de la turbina, que es algo que puede pasar, sino porque el resto de grupos en funcionamiento no contaban con la potencia necesaria para compensar esa caída.

Insisto en que los dos grupos que quedaron en funcionamiento lo hicieron de forma adecuada, según su programación, y subieron potencia a su máximo pero, lamentablemente, no pudieron compensar la falta de potencia porque no tenían capacidad suficiente. Esto provocó el apagón y no la parada de la turbina. Ese día no se cumplió el criterio 'N -1' en los grupos de la central de Los Guinchos por parte del operador del sistema. Por lo que el cero hubiera sido evitable. Los datos lo acreditan.

El Gobierno de Canarias está llevando a cabo una exhaustiva investigación en la que estamos colaborando. Lo cierto es que los grupos de la central actuaron perfectamente dentro de su programación. El problema fue que no existía suficiente capacidad de reserva programada por REE. Aprovecho para agradecer al personal de la central y al equipo de distribución, su excelente trabajo ya que gracias a ellos se logró que el suministro se recuperara en menos de tres horas, un tiempo récord.

El apagón y la Gestión de riesgos

Las distribuidoras deben implementar sistemas avanzados de gestión de riesgos que incluyan: Evaluación de vulnerabilidades de la red frente a eventos climáticos extremos; Planes de inversión en renovación y modernización de infraestructuras; Sistemas de monitorización y automatización para detectar fallos en tiempo real; Ciberseguridad para evitar sabotajes y accesos no autorizados; Coberturas de seguro de responsabilidad civil adaptadas a los riesgos inherentes a la actividad, en toda su amplitud; Protocolos de comunicación y transparencia con autoridades y consumidores; Control y supervisión de los programas de seguros de los Subcontratistas intervinientes, especialmente en labores de mantenimiento; Contar con un Plan de Contingencias real, actualizado y adaptado a la realidad de la empresa y del momento.

Además, la planificación de contingencias debe contemplar el suministro alternativo, acuerdos con terceros, y simulacros periódicos para evaluar la capacidad de respuesta.

En el contexto europeo, directivas como la Directiva (UE) 2019/944 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, refuerzan el papel de los operadores de red en garantizar la calidad del suministro y la protección de los consumidores. La regulación europea impulsa también la digitalización de la red y la integración de energías renovables, lo que implica nuevos desafíos en la fiabilidad del sistema.

En este contexto, la inversión en tecnología, la mejora del mantenimiento de redes y la implementación de sistemas de gestión de riesgos eficaces son esenciales tanto para proteger a los consumidores como para minimizar la exposición legal de las empresas distribuidoras.

Inglaterra obligará a que todas las nuevas viviendas cuenten con paneles solares:

Ed Miliband, el secretario de Energía británico, reveló que exigirá que todas las viviendas de nueva construcción cuenten con paneles solares. Según se indica, este requisito forma parte de una importante actualización del Estándar de Viviendas del Futuro. Con la cual se espera reducir las emisiones al recurrir, parcialmente, a una energía limpia. Lo que también ayuda a reducir el coste de las facturas de energía. Se espera que este requisito se implemente a finales de este mismo año (2025).

De esta forma, millones de nuevas viviendas en proyecto en Inglaterra deberán contar con paneles solares preinstalados. La política exigirá la instalación de paneles solares en las azoteas, salvo en casos donde no sea práctico. Esto ayudará a los propietarios a ahorrar costes ligados al consumo de energía. Mientras que también se ayudará a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Evidentemente, se avisa que esto tendrá un impacto negativo en el precio de la vivienda. Aunque se estima que ese gasto adicional se compensará en unos cuatro años.

A diferencia de Reino Unido, en España no hay una obligación legal de instalar paneles solares en viviendas unifamiliares de nueva construcción. Ahora bien, sí es obligatoria la incorporación de energía renovable. Pero claro, la solución más rápida y económica es implementar paneles solares térmicos para agua caliente. Y no para suministrar también energía al hogar. Por lo que si en España, hubiera un apagón por cualquier motivo, estas viviendas no tendrían electricidad. Pero al menos tendrías agua caliente.

En Reino Unido, la actualización del plan de Estándar de Viviendas del Futuro, incluye mayores requisitos de eficiencia energética y la introducción de opciones de calefacción bajas en carbono. Como ejemplo, se hace referencia a bombas de calor y redes de calefacción. Estas medidas promoverán la independencia energética y reducirán la presión sobre la red eléctrica.