España desperdicia 19,7 TWh renovables mientras los centros de datos buscan electricidad: ¿está bien planteado el nuevo Real Decreto?

El estudio de APPA Renovables revela que España vertió una cantidad récord de energía renovable en 2025. Al mismo tiempo, el Gobierno prepara una regulación que obligará a los nuevos centros de datos a respaldar gran parte de su consumo con nueva generación renovable. La CNMC plantea una cuestión fundamental: ¿no sería más eficiente aprovechar primero la energía que ya estamos produciendo y no conseguimos integrar?

1. La paradoja energética española

España dispone de una de las mayores oportunidades energéticas e industriales de Europa.

La combinación de recursos solares y eólicos, infraestructura eléctrica, conectividad internacional y disponibilidad de suelo ofrece condiciones favorables para atraer nuevas actividades intensivas en electricidad.

Entre ellas destacan los centros de datos y las infraestructuras de inteligencia artificial.

Sin embargo, el último Estudio del Impacto Macroeconómico de las Energías Renovables en España 2025, presentado por APPA Renovables el 23 de octubre y elaborado por Deloitte, revela una contradicción preocupante.

Durante 2025:

• Se instalaron 12.520 MW de nueva potencia renovable.

• La generación eléctrica renovable apenas aumentó un 1,3%.

• Los vertidos renovables estimados alcanzaron 19,69 TWh, un 55,2% más que en 2024.

La cifra adquiere especial relevancia cuando se analiza su composición.

De esos 19,69 TWh, aproximadamente 11,4 TWh corresponden a restricciones técnicas, 7,2 TWh a exceso de oferta en el mercado y 1,1 TWh a la componente de tiempo real.

Esto significa que el problema no se limita a producir demasiada electricidad solar durante las horas centrales del día.

También tenemos dificultades para integrar y transportar la energía disponible.

España está aumentando su capacidad renovable más deprisa que su capacidad para aprovecharla plenamente.

Y precisamente ahora aparece una nueva demanda eléctrica de gran escala.

2. Los centros de datos podrían convertirse en una oportunidad industrial

La revolución de las baterías en los centros de datos de IA: el BESS deja de ser un sistema de respaldo para convertirse en infraestructura estratégica

La inteligencia artificial está transformando la arquitectura eléctrica de los centros de datos. Ya no basta con garantizar el suministro: ahora es necesario gestionar grandes potencias, fluctuaciones rápidas y restricciones de acceso a la red. En este nuevo escenario, los sistemas de almacenamiento energético (BESS) adquieren un protagonismo que va mucho más allá de su función tradicional.

Tres recientes artículos de Battery Technology, publicados durante 2026, ponen cifras y argumentos técnicos a una transformación que empieza a modificar el mercado del almacenamiento energético.

Según las previsiones de DataM Intelligence, el mercado mundial de baterías para centros de datos podría pasar de 952 millones de dólares en 2025 a aproximadamente 4.270 millones en 2035, con un crecimiento anual compuesto del 16,2%.

Se trata de una estimación de mercado, no de una demanda garantizada. Sin embargo, lo realmente relevante no es el volumen económico previsto, sino la evolución de las necesidades eléctricas que lo impulsan.

España instaló 12,5 GW renovables en 2025, pero desperdició 19,7 TWh: el próximo reto no es generar más, sino aprovechar mejor la energía

El nuevo estudio de APPA Renovables, elaborado por Deloitte, revela una paradoja cada vez más evidente: España continúa batiendo récords de potencia renovable mientras aumentan los vertidos, persisten las restricciones de red y crece la necesidad de generación convencional. La transición energética necesita algo más que nuevos megavatios. Necesita flexibilidad.

El 23 de octubre de 2026, APPA Renovables presentó su Estudio del Impacto Macroeconómico de las Energías Renovables en España 2025.

Los resultados económicos son positivos. El sector aportó 17.501 millones de euros al PIB español, sostuvo 140.621 puestos de trabajo y permitió evitar importaciones de combustibles fósiles por un valor estimado de 14.814 millones de euros.

Son cifras que demuestran la importancia estratégica de las renovables para la competitividad española.

Pero el estudio contiene otro dato que merece tanta atención como los anteriores.

Durante 2025, el sistema eléctrico peninsular registró 19,69 TWh de vertidos renovables estimados, un 55,2% más que el año anterior.

Y esta cifra plantea una pregunta incómoda:

¿Tiene sentido seguir aumentando la capacidad de generación sin desarrollar simultáneamente la infraestructura necesaria para aprovecharla?

El gas vuelve a dispararse, pero el verdadero negocio está en las horas: por qué Europa necesita PPA híbridos y almacenamiento BESS

Europa afronta el invierno con el gas en máximos desde 2022 y una nueva escalada del petróleo. Mientras tanto, España ofrece algunos de los PPA solares más baratos de Europa. La aparente contradicción revela uno de los grandes desafíos de la transición energética: no basta con producir electricidad renovable barata; es necesario disponer de ella cuando tiene mayor valor.

Europa vuelve a mirar al gas

El 22 de octubre de 2026, el gas natural TTF superó los 91 €/MWh, alcanzando su mayor nivel desde diciembre de 2022. Ese mismo día, el Brent cerró en 113,17 dólares por barril, impulsado por las tensiones geopolíticas en Oriente Medio.

Ambos acontecimientos devuelven al primer plano una vulnerabilidad conocida: Europa continúa expuesta a los precios internacionales de los combustibles fósiles.

La creciente penetración renovable ha reducido esa dependencia en determinadas horas, pero no la ha eliminado. Cuando desaparece la producción solar y el sistema necesita recurrir a centrales de gas, el precio del combustible vuelve a influir decisivamente en el mercado eléctrico.

La cuestión es que esta crisis encuentra a Europa con una estructura energética muy diferente a la de 2022.

La paradoja española: gas caro y electricidad solar barata

De coste de mantenimiento a activo productivo: cuando las ovejas mejoran la economía de un parque solar

Una profesora empezó con 50 ovejas bajo paneles fotovoltaicos. Acabó con 450. Pero lo verdaderamente interesante no son las ovejas: es la idea de que una infraestructura energética puede producir mucho más que electricidad.

En 2013, Julie Bishop necesitaba más terreno para alimentar a sus ovejas en Nueva Jersey.

Muy cerca de su casa encontró algo que, visto desde otro ángulo, parecía absurdo: una instalación fotovoltaica vallada donde operarios y maquinaria tenían que cortar periódicamente una vegetación que para ella era precisamente un recurso.

Su propuesta fue sencilla:

¿Por qué segar la hierba si pueden comérsela las ovejas?

Así empezó un pequeño experimento con unas 50 ovejas y aproximadamente 6 hectáreas de parque solar.

En 2021, Cornell University documentaba una realidad muy diferente: Bishop gestionaba ya aproximadamente 34 hectáreas de instalaciones solares con 450 ovejas, había convertido el solar grazing en su actividad profesional y cobraba también por asesorar en el diseño de una futura planta fotovoltaica de unas 283 hectáreas preparada específicamente para integrar ganado.

No sabemos que aquello fuera literalmente una “mina de oro”, como sugiere algún titular.

Pero detrás de la anécdota existe algo bastante más importante.

El parque solar deja de ser monofunción

Castilla y León quiere cobrar por el sol: un impuesto que penaliza la inversión y confunde fiscalidad con protección ambiental

El Gobierno de PP y Vox propone un nuevo gravamen sobre los grandes parques fotovoltaicos. Bajo el argumento de proteger el territorio, introduce una carga fiscal que puede perjudicar la competitividad energética, desincentivar inversiones y castigar incluso a quienes realizan mayores esfuerzos de integración ambiental.

Un impuesto difícil de justificar en plena transición energética

España tiene una de las mayores oportunidades energéticas de su historia: convertir sus abundantes recursos renovables en electricidad competitiva para familias, industrias y nuevas actividades económicas.

La energía solar está contribuyendo a reducir los precios del mercado mayorista durante las horas de mayor producción. Su expansión también está acelerando el desarrollo del almacenamiento energético, la electrificación industrial y nuevos modelos de gestión de la demanda.

Sin embargo, mientras España necesita atraer inversiones para consolidar esa ventaja competitiva, el Gobierno de PP y Vox en Castilla y León propone aumentar la presión fiscal sobre una de las tecnologías que la hacen posible.

La medida, incluida en el Proyecto de Ley de Medidas Tributarias, Financieras y Administrativas para 2027, amplía el Impuesto sobre la Afección Medioambiental a los parques fotovoltaicos destinados principalmente a vender electricidad a la red.

Las tarifas propuestas oscilan entre 600 y 2.000 euros anuales por hectárea, según la superficie ocupada.

La Junta presenta el gravamen como una herramienta de compensación ambiental basada en el principio de que quien contamina debe pagar.

El problema es que el impuesto no mide la contaminación, ni la pérdida de biodiversidad, ni el impacto ecológico efectivo. Grava fundamentalmente la superficie ocupada.

Y esa diferencia no es un detalle técnico. Es la principal debilidad de toda la propuesta.

Primera contradicción: se paga por ocupar suelo, aunque se proteja mejor

El nuevo negocio de las baterías: del arbitraje eléctrico a la flexibilidad financiable

El análisis de Deloitte y AleaSoft revela cómo los contratos de tolling y los PPA híbridos están transformando la financiación del almacenamiento energético. Pero detrás de esta evolución aparece una cuestión todavía más importante: ¿quién garantiza que la flexibilidad contratada estará realmente disponible?

Una batería puede cambiar la financiación de una planta solar

El pasado 15 de octubre de 2026, Deloitte y AleaSoft Energy Forecasting analizaron, durante el webinar número 70 de AleaSoft, la evolución de los contratos de almacenamiento energético y su impacto sobre la financiación de proyectos renovables.

Las conclusiones, recogidas posteriormente por El Periódico de la Energía, muestran hasta qué punto está cambiando el modelo de negocio de las baterías.

Uno de los ejemplos presentados resulta especialmente significativo.

Deloitte comparó diferentes estructuras comerciales para una instalación fotovoltaica de 140 MWp asociada a un sistema de almacenamiento de 100 MW y cuatro horas de duración.

En el escenario merchant, financiado íntegramente con capital propio, el proyecto necesitaba 142 millones de euros de equity y alcanzaba una rentabilidad del 10,2 %.

Al incorporar un contrato de tolling a diez años, las necesidades de equity descendían hasta 86 millones de euros, con una rentabilidad del 10,0 %.

Una reducción del 39,4 % en el capital propio necesario, manteniendo una rentabilidad prácticamente equivalente.

Conviene interpretar correctamente el resultado: no significa que el proyecto cueste un 39,4 % menos, ni que genere necesariamente más beneficios. Significa que la previsibilidad contractual de los ingresos permite estructurar su financiación de forma diferente y recurrir a deuda en condiciones que pueden resultar más favorables.

Este ejemplo ilustra una transformación fundamental.

Las baterías están dejando de valorarse únicamente por los ingresos que pueden generar en el mercado eléctrico para empezar a valorarse también por su capacidad de respaldar compromisos contractuales financiables.

Del arbitraje energético a los ingresos contratados