4 oct 2025

El gran apagón ibérico del 28-A: causas técnicas y responsabilidades en debate

El informe fáctico del Panel de Expertos Europeos sobre el apagón que afectó a España y Portugal el pasado 28 de abril confirma que se trató de un evento sin precedentes en Europa: nunca antes una caída masiva de suministro eléctrico se había producido por la combinación de sobretensión y desconexiones masivas de generación renovable y convencional.

Causas técnicas

En apenas un minuto se perdieron más de 3.000 MW de generación. La cascada incluyó plantas fotovoltaicas, termosolares, eólicas, nucleares y ciclos combinados.
Las claves fueron:

  • Sobretensión en la red, que disparó protecciones y desconectó renovables.

  • Líneas de 400 kV en mantenimiento en España y Portugal, reduciendo los márgenes de seguridad.

  • Protecciones automáticas mal configuradas, que activaron desconexiones de carga y generación inesperadas.

El informe concluye que los estudios de estabilidad y planificación previa no reflejaron adecuadamente este riesgo.

Responsabilidades bajo la lupa

El Panel no señala culpables directos, pero apunta a varios frentes:

  • REE y REN, como operadores de transporte, por las decisiones de planificación y apertura de líneas que debilitaron la red.

  • Generadores, por no cumplir en algunos casos con la normativa europea de resistencia a variaciones de tensión.

  • Protecciones y sistemas de control, que actuaron fuera de parámetros.

En conjunto, se habla de fallos sistémicos más que de un error humano puntual.

La controversia sobre la tensión

Varios medios españoles (20 Minutos, El Confidencial) subrayan que el informe europeo refleja que REE habría permitido operar la red con niveles de tensión más altos que los habituales en otros países de la UE. Esta interpretación sugiere que ese margen ampliado pudo favorecer desconexiones de centrales cuando se produjeron las oscilaciones.
Conviene destacar que el documento europeo es de carácter fáctico y no imputa responsabilidades legales; son las interpretaciones periodísticas las que abren este nuevo frente en el debate sobre la actuación del operador del sistema.

Estado del proceso judicial

El informe es descriptivo y no imputa responsabilidades legales. Corresponde a la CNMC en España y a los reguladores europeos determinar sanciones o compensaciones.
Actualmente hay expedientes sancionadores abiertos y reclamaciones privadas millonarias, pero ninguna sentencia firme. El Gobierno ya ha aprobado cambios normativos para reforzar los criterios de estabilidad y control de tensión.

Conclusión

El 28-A evidenció la fragilidad de un sistema eléctrico en transición: altamente renovable, pero con insuficiente respaldo síncrono y procedimientos de seguridad que no anticiparon un escenario real. La asignación de responsabilidades será compleja y compartida entre operadores, generadores y reguladores, en un proceso que todavía está en curso.

3 oct 2025

La capacidad de energía renovable en España alcanzará los 218,1 GW en 2035, según previsiones de GlobalData


España está reforzando su transición energética limpia con ambiciosos objetivos para la energía solar, eólica e hidrógeno, respaldados por una sólida alineación con la UE y reformas nacionales. El país aspira a alcanzar un 81 % de generación eléctrica renovable para 2030 y la neutralidad de carbono para 2050, según su Plan Nacional de Energía y Clima (PNIEC) actualizado. En este contexto, se proyecta que la capacidad renovable acumulada de España alcance los 218,1 GW en 2035, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 9,1 % durante el período 2024-35, según
GlobalData , empresa líder en datos y análisis.

El informe de GlobalData, “ Tendencias y análisis del mercado eléctrico español por capacidad, generación, transmisión, distribución, normativa, actores clave y pronóstico hasta 2035 ” , revela que se prevé que la generación renovable en España aumente de 131,2 TWh en 2024 a 313,6 TWh en 2035, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 8,2 %. La energía solar fotovoltaica seguirá siendo el motor principal, con un aumento de capacidad de 21,5 GW en 2021 a 152,8 GW en 2035, mientras que se prevé que la energía eólica terrestre aumente de 28,7 GW en 2021 a 56,3 GW en 2035.

Mohammed Ziauddin, analista de energía de GlobalData, comenta: «El PNIEC actualizado de España y políticas como el Régimen Económico de Energías Renovables (REER) y la Ley de Cambio Climático y Transición Energética están garantizando una sólida confianza de los inversores. El marco de subastas competitivas del REER y los incentivos a la generación distribuida, como la Ley de Autoconsumo, están acelerando el despliegue de la energía solar, tanto a escala de servicio público como en tejados. La energía eólica marina y el hidrógeno verde también se perfilan como nuevos pilares de crecimiento, respaldados por la financiación nacional y de la UE».

La estrategia de energía limpia de España se ve reforzada por su limitada dependencia del gas ruso y la diversificación de las importaciones de GNL. Las nuevas interconexiones con Francia y Portugal, incluyendo los proyectos del Golfo de Vizcaya y Transpirenaico, mejorarán la seguridad del suministro y la flexibilidad de la red. Sin embargo, persisten los desafíos relacionados con los retrasos en la concesión de permisos, las restricciones debidas a las limitaciones de la red y los bajos niveles de interconexión transfronteriza que limitan la integración eficiente del mercado.

Zia concluye: «La rápida expansión de la energía solar fotovoltaica en España, su sólida cartera de proyectos eólicos y el creciente sector del hidrógeno verde están sentando las bases para la descarbonización a largo plazo. Con la modernización de la red y las mejoras transfronterizas, España está en camino de alcanzar sus objetivos para 2030 y 2050».

29 sept 2025

El apagón del 28-A: causas, responsabilidades y estado judicial

El pasado 28 de abril, la península ibérica sufrió un apagón eléctrico sin precedentes que dejó sin suministro a millones de usuarios. Desde entonces, distintos informes técnicos y políticos han tratado de esclarecer las causas y depurar responsabilidades.

El diagnóstico técnico: déficit de generación síncrona

Un informe del Instituto de Investigación Tecnológica (Universidad Pontificia Comillas), encargado por Endesa e Iberdrola, señaló como causa fundamental la baja generación síncrona programada ese día en el sur peninsular. La falta de inercia en el sistema y la desconexión de varias líneas de transporte habrían creado una red demasiado frágil, incapaz de amortiguar perturbaciones menores. El resultado fue un colapso por oscilaciones y sobretensión que desembocó en el apagón.

El debate sobre la responsabilidad

La responsabilidad no recae en un único actor.

  • Red Eléctrica de España (REE), como operador del sistema, es quien debía garantizar reservas de estabilidad y coordinar mantenimientos. El Gobierno, en su propio informe, la ha señalado como principal responsable operativo, aunque sin excluir a otros agentes.

  • Las empresas generadoras fueron acusadas por REE de incumplir requisitos de control de tensión, lo que agravó la crisis.

  • El marco regulatorio también está bajo la lupa: el real decreto-ley aprobado en junio obliga a revisar normas y procedimientos, en un sistema cada vez más dominado por renovables.

Estado del proceso judicial y administrativo

A día de hoy, no existe una sentencia firme ni sanciones concretas.

  • La CNMC ha elaborado un primer informe técnico, pero todavía no ha señalado responsables a los que multar, aunque las sanciones podrían alcanzar los 60 millones de euros.

  • Existen reclamaciones privadas (aseguradoras, grandes empresas y consumidores), que suman cientos de millones, pero los procedimientos judiciales siguen en fases iniciales.

  • El Gobierno ha habilitado mecanismos de inspección y refuerzo normativo, pero la asignación de culpas definitivas se prevé larga y compleja.

Conclusión

El apagón del 28-A no fue el resultado de un “botón mal pulsado”, sino de fallos de planificación y coordinación en un sistema eléctrico en plena transición energética. La responsabilidad, previsiblemente, se repartirá entre operador, generadoras y reguladores. El proceso judicial y administrativo sigue abierto, y tardará tiempo en ofrecer respuestas firmes y compensaciones claras.

28 sept 2025

Más del 75% de los planes climáticos nacionales incluyen objetivos de energía renovable

El dato es significativo y demuestra que los gobiernos están tomando en serio el compromiso de triplicar las renovables para 2030, según la declaración de la Alianza Global de Energías Renovables.

Con cerca de 100 países señalando nuevos objetivos climáticos y numerosos países presentando o anunciando los nuevos y actualizados planes climáticos nacionales (NDC por sus siglas en inglés), el mensaje de la Alianza Global de Energías Renovables es claro: el Acuerdo de París está dando resultados y el multilateralismo sigue vigente.

El impulso hacia las energías renovables es innegable. Actualmente, más del 75 % de los NDC incluyen objetivos cuantificados para el despliegue de energías renovables. Esto es significativo y demuestra que los gobiernos están tomando en serio el compromiso de triplicar las renovables para 2030. Las energías renovables ya no se reconocen solo como una necesidad climática, sino como una base para la seguridad energética y la prosperidad.

La Alianza Global de Energías Renovables acoge con satisfacción estos compromisos. Los NDC son más que promesas climáticas: son planes para la transformación económica. Al señalar una ambición a largo plazo en energías renovables, los gobiernos brindan certeza al mercado, lo que permite al sector privado alinear estrategias, movilizar inversiones y construir una sólida cartera de proyectos.

Este impulso demuestra que los mercados y la industria están respondiendo, pero el mercado por sí solo no bastará para lograr la aceleración necesaria. Los gobiernos ahora deben actuar para ponerse a la altura. Esto significa que los gobiernos deben actuar.

Con el apoyo adecuado, la UE puede estar fabricando 30 GW solares anuales en 2030 y de manera competitiva

La energía solar fotovoltaica es la fuente de electricidad de más rápido crecimiento y más rentable del mundo. Sin embargo, sus cadenas de suministro están muy concentradas, lo que expone a Europa a riesgos operativos, económicos y geopolíticos. Un nuevo informe de
SolarPower Europe y Fraunhofer ISE señala las medidas necesarias para reposicionar la fabricación de módulos solares en la UE y alcanzar los 30 GE anuales de fabricacion en cinco años.

El apoyo a la creación de esta industria solar europea tiene, lógicamente, un coste, que puede llegar a los 5.200 millones de euros al año. Sin embargo, teniendo en cuenta los beneficios macroeconómicos derivados de los impuestos sobre el trabajo, el IVA y el impuesto de sociedades, que compensan en parte el coste total, calculan que los costes netos serían (según el escenario adoptado) de entre 981 millones y 3.200 millones de euros al año.

Además, alcanzar este nivel de capacidad de fabricación permitiría establecer un ecosistema de proveedores europeos, "algo que sería difícil de lograr a escalas significativamente menores”. Al mismo tiempo, parte de la capacidad seguiría cubriéndose con importaciones de fuera de Europa, lo que garantizaría que la fabricación fotovoltaica mundial siguiera siendo competitiva.

“Una vez que se haya establecido una sólida base de proveedores europeos, la dinámica del mercado podría impulsar cada vez más los precios y la competitividad, reduciendo la dependencia del sector de la regulación gubernamental y fomentando una industria más autosuficiente”, concluyen.

13 sept 2025

El Gobierno quiere movilizar más de 13.500 millones para modernizar la red y electrificar la economía

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco) ha abierto este viernes la audiencia pública del proyecto de Real Decreto que regula los planes de inversión en las redes de transporte y distribución de electricidad. La norma, directamente vinculada a la nueva planificación de la red de transporte con horizonte 2030, busca garantizar que las infraestructuras eléctricas acompañen el proceso de electrificación de la economía y fomentar el despliegue de energías renovables.

La propuesta contempla 422 nuevas ampliaciones de conexión (142 en la red de transporte, 84 para agentes especiales como ADIF o puertos y 196 para apoyar la distribución), que permitirán atender:9 GW para proyectos industriales.13,1 GW destinados a la producción de hidrógeno verde.3,8 GW para centros de procesamiento de datos.1,8 GW en desarrollos residenciales.560 MW para electrificación ferroviaria.1,2 GW para electrificación portuaria.

Generación renovable y almacenamiento
El atractivo del país para la generación renovable sigue en aumento. Las solicitudes de nueva capacidad superan ampliamente las previsiones del Pniec: 60 GW de eólica (el doble de lo previsto), 150 GW de fotovoltaica (cinco veces más) y más de 100 GW de almacenamiento, que multiplican por nueve los objetivos oficiales.

La planificación incluye actuaciones de refuerzo en un 21% de la red y nuevos ejes para cohesionar el territorio, con especial atención a zonas rurales. Además, se prevé integrar 6,6 GW de hidroeléctrica reversible, reduciendo los vertidos de energía al 3,3% a final de década.

Plazo de participación
El Proyecto de real decreto puede consultarse en la página web del MITECO y estará abierto a aportaciones hasta el 6 de octubre.

10 sept 2025

La red eléctrica puede absorber el doble de la demanda nacional actual en contra de lo que dicen las distribuidoras

La guerra de las redes está desatada. Las distribuidoras (Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP) han difundido esta mañana un comunicado en el que aseguran que
el 83% de los nudos de la red de distribución de electricidad está saturado y en el que vienen a solicitar del Gobierno recursos económicos para ampliar sus redes. Y el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha contestado un par de horas después revelando que "desde 2020 se ha otorgado el acceso a la red a peticiones suficientes para doblar la demanda nacional", es decir, que sí que habría hueco (y no saturación) para conectar la demanda que viene.

"Con relación a los datos sobre la capacidad de las redes eléctricas conocidos hoy -explica el Ministerio en el escueto comunicado que ha distribuido-, queremos trasladar los siguientes datos": (1) se han otorgado 43.000 megavatios de capacidad para nuevas demandas de energía, "equivalentes a otra España entera" (entre los que se incluyen 12.000 megavatios de Centros de Procesamiento de Datos; 11.300 megavatios de proyectos industriales; 6.000 megavatios de planeamientos urbanísticos; 3.000 megavatios para hidrógeno; y 2.300 megavatios para infraestructura de recarga de vehículo eléctrico); y (2) el Ministerio ha aprobado "medidas para asegurar que el uso de las redes sea firme y evitar la especulación".

4 sept 2025

Las empresas trasladan sus inversiones en energías renovables de EE. UU. a Europa, según BNEF

Las inversiones mundiales en energías renovables han alcanzado un nuevo récord en la primera mitad de 2025. Según el Renewable Energy Investment Tracker, de BloombergNEF (BNEF), se invirtieron 386.000 millones de dólares en ese periodo, un crecimiento del 10% impulsado por la energía eólica marina y la fotovoltaica a pequeña escala.

Estados Unidos registró la mayor caída de la inversión, con un descenso del gasto comprometido de 20.500 millones de dólares (-36%) con respecto al segundo semestre de 2024. Los promotores se apresuraron a iniciar la construcción a finales del año pasado para asegurarse el acceso a los créditos fiscales y, a continuación, ralentizaron la actividad en el primer semestre de este año debido al deterioro de las condiciones políticas y a la creciente incertidumbre arancelaria.

Por el contrario, la Unión Europea registró un aumento de la inversión de casi 30.000 millones de dólares, un +63%. «Estas cifras respaldan la idea de que las empresas están reasignando capital de Estados Unidos a Europa», afirma BNEF.

Finalmente, mercados emergentes que experimentaron un crecimiento significativo en 2024 mantuvieron sus niveles de inversión, a excepción del sudeste asiático (+7%), y América Latina, donde los mercados más pequeños obtuvieron su mayor cuota de inversión regional hasta la fecha.

España habría instalado unos 5 GW fotovoltaicos de enero a junio, según Ember

2025 va en camino de alcanzar otro año récord para la fotovoltaica, según el think tank británico Ember. En los primeros seis meses del año, el mundo añadió 380 GW de nueva capacidad, un 64 % más que durante el mismo periodo de 2024, cuando se instalaron 232 GW. En 2024, hubo que esperar hasta septiembre para que las nuevas instalaciones fotovoltaicas a nivel mundial superaran los 350 GW, mientras que, en 2025, el hito se alcanzó en junio.

La rápida expansión de la capacidad solar en los últimos años la ha convertido en la fuente de generación de electricidad nueva de más rápido crecimiento. En 2024, la producción solar mundial aumentó un 28 % (+469 TWh) en comparación con 2023, más que cualquier otra fuente.

España, posible nuevo récord por 4.º año consecutivo
España habría instalado unos 5 GW (AC) de enero a junio, según Ember. Los datos de Red Eléctrica de España (REE) muestran que, en septiembre, se habrían alcanzado los 36.496 MW fotovoltaicos instalados (sin incluir autoconsumo) en nuestro país, un 19,4% más que en 2024, lo que supondría un nuevo récord por cuarto año consecutivo. A la espera de datos definitivos por parte de REE, en 2024 se habrían instalado 6.326 MW; 6.157 MW en 2023 y 4.813 MW en 2022.

9 ago 2025

La batería más grande de Australia preparada para evitar apagones en Nueva Gales del Sur

La batería más grande de la red energética de Australia está ahora en espera como amortiguador para evitar apagones en
Nueva Gales del Sur .

La superbatería Waratah también permitirá a Nueva Gales del Sur utilizar y transmitir más energía, lo que aplicará aún más presión a la baja sobre los precios de la electricidad, dicen los expertos.

La batería, construida en el sitio de la antigua central eléctrica de carbón de Munmorah en la Costa Central, ha añadido 350 MW de capacidad de batería a la red energética desde que se conectó en septiembre pasado.

El sistema de respaldo de Waratah se puso en funcionamiento el viernes, lo que lo convierte en el esquema de protección de integridad del sistema energético (SIPS) más grande del país.

La ministra de Energía de Nueva Gales del Sur, Penny Sharpe, dijo que la batería era una adición crucial a la infraestructura estatal.

“A medida que entre en funcionamiento, ayudará a abastecer nuestros hogares y negocios, al tiempo que estabilizará la red para evitar apagones”, dijo.

En caso de riesgo de apagón o subidas de tensión debido a incendios forestales, rayos u otras interrupciones, la batería se activaría como amortiguador y estabilizaría el suministro de energía del estado, dijo Ahmad Ebadi, gerente de proyectos senior de Transgrid.

Anna Freeman, directora interina de políticas e impacto del Consejo de Energía Limpia , dijo que la batería de Waratah ayudaría a reducir la dependencia del estado del carbón.

“Tiene capacidad para almacenar tanta energía como la mitad de una central eléctrica de carbón de Eraring y desempeña un papel fundamental para garantizar que Nueva Gales del Sur pueda avanzar con confianza hacia un futuro impulsado por energías renovables”, afirmó.

Tim Buckley, director de Climate Energy Finance, dijo que la entrega de la batería podría ayudar a reducir los precios de la energía al respaldar la finalización de más proyectos de energía verde.

“Esto ayudará a aumentar la energía eólica y solar y a consolidar la capacidad de la red, lo que significa que veremos que los precios de la electricidad se estabilizarán y luego, con suerte, bajarán progresivamente con el tiempo”, dijo.

6 ago 2025

Automatizar para salvar vidas: el deber moral que seguimos posponiendo

El gran apagón eléctrico del 28 de abril de 2025 y la tragedia provocada por la DANA en Valencia no fueron simples accidentes inevitables. Ambos comparten una causa estructural más profunda: seguimos confiando en decisiones humanas manuales para gestionar sistemas que ya no admiten margen de error.

Teníamos los datos. Las previsiones meteorológicas lo anticipaban. El sistema eléctrico tenía sensores, protocolos, reservas. Pero fallaron las personas, las instituciones, los tiempos de reacción. Y lo peor: no porque no supiéramos qué hacer, sino porque no dejamos que la tecnología lo hiciera sin pedir permiso primero.

El problema no fue la falta de tecnología, sino de automatización
Tanto en el apagón como en la DANA, los sistemas contaban con medios técnicos para evitar consecuencias catastróficas. Pero dependían de decisiones humanas lentas, jerárquicas y a menudo mal coordinadas.

En Valencia, se tardó en evacuar zonas inundables. ¿Por qué? Porque no existían mecanismos automáticos de alerta y cierre de zonas críticas. En el sistema eléctrico, se perdió el control de frecuencia en segundos. ¿Por qué? Porque las centrales térmicas que debían amortiguar el fallo no se activaron a tiempo.

La tecnología estaba ahí. Lo que falló fue el diseño institucional que no le permitió actuar con autonomía.

El nuevo rol del ser humano: diseñar, supervisar, no ejecutar
Este no es un alegato tecnocrático. No se trata de eliminar al ser humano del sistema. Pero sí de entender que en situaciones de alta complejidad y velocidad —como una red eléctrica o una catástrofe climática— el ser humano ya no puede ser el ejecutor principal.

El futuro pasa por sistemas que actúan automáticamente —mediante sensores, algoritmos y protocolos preestablecidos— con intervención humana solo como supervisión, auditoría y diseño ético.

Es el paso de un modelo de “control manual” a uno de automatización supervisada. No se trata de que las máquinas decidan por nosotros, sino de que hagan lo que ya sabemos que hay que hacer, sin perder tiempo mientras esperamos una autorización.

Una cuestión ética, no solo técnica
Posponer esta transformación no es solo un error de eficiencia. Es un fallo ético. Cada vida perdida por una alerta que no se envió a tiempo, por una compuerta que no se cerró sola o por una central que no se activó en milisegundos, es una consecuencia moral de haber elegido seguir operando como en el siglo pasado.

Sabemos que automatizar salva vidas. Sabemos que los algoritmos pueden tomar decisiones mucho más rápido que nosotros, especialmente en contextos en los que segundos cuentan. No hacerlo por miedo, inercia o falta de voluntad política es inaceptable.

Automatizar lo crítico, mantener el control
¿Significa esto entregar el poder a las máquinas? En absoluto. Automatizar no significa ceder soberanía, sino redefinir cómo se ejerce. Significa usar el poder humano para crear reglas claras, diseñar algoritmos auditables y establecer mecanismos de corrección ética.

Las máquinas ejecutan. Los valores, los fines y las prioridades siguen siendo humanos. Pero si no automatizamos la respuesta a lo previsible, estamos condenando a la improvisación lo inevitable. Y eso es irresponsabilidad política.

Conclusión
No estamos ante un dilema técnico, sino ante una decisión moral y política sobre cómo queremos gestionar el riesgo en un mundo complejo.

El ser humano ya no puede —ni debe— ser el único actor en el control operativo de sistemas críticos. Debe ser el arquitecto de la automatización, no su obstáculo.

Porque en el siglo XXI, no basta con saber lo que va a pasar.
Si no estamos dispuestos a automatizar la respuesta, entonces somos responsables de sus consecuencias.

La culpa del apagón la tuvieron las centrales de gas natural

Red Eléctrica solicitó a 10 centrales térmicas el día 27 de abril (víspera del apagón) que estuvieran disponibles, "a cambio de compensaciones económicas", para su empleo en tareas de control dinámico de tensión. Pero no lo estuvieron. Según la ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, de las instalaciones que debían entrar por "restricciones técnicas" (así se denomina ese servicio de disponibilidad) "todas y cada una de ellas" presentaban el día 28 de abril "algún grado de incumplimiento" con respecto a esa disponibilidad. ¿Resultado final? Apagón en toda la península. La ministra no ha identificado ni las instalaciones ni a sus propietarios. Iberdrola, Naturgy y Endesa son las tres compañías con más megavatios de gas. Entre las tres suman más de 18.000 megas de los 26.000 megavatios de ciclos combinados que hay en España.

Sara Aagesen, ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico: "queremos incorporar de manera urgente en la planificación en la red de transporte distintas tecnologías que también permitan el control de tensión de una manera más automática, como son los compensadores síncronos, y elementos de mejora del control de tensión de las redes de distribución. Queremos trabajar en la mejora de los servicios de ajuste. Queremos acelerar la planificación de la red de transporte horizonte 2030 y los distintos concursos que queremos lanzar, apostar por el almacenamiento y la flexibilidad, modificando y facilitando su tramitación para que entre lo antes posible en nuestro sistema. Redoblaremos nuestros esfuerzos para ampliar las interconexiones. Y, por fin, queremos aprovechar los servicios que da el Incibe, y su expertise, para crear plataformas de intercambio e implementar sistemas de detección y control de eventos. Estas son las medidas que queremos de aquí a una semana aprobar aquí en este Consejo de Ministros"

30 jul 2025

Un tercio del crecimiento del PIB en Europa se debe a las renovables


Según un informe de Naciones Unidas, el sector de la energía limpia representó el 10% de la economía de China en 2024, e impulsó una cuarta parte del crecimiento del PIB del país.

Está surgiendo una nueva economía de energía limpia que contribuye al crecimiento del producto interior bruto (PIB) y crea puestos de trabajo, al tiempo que ayuda a desvincular el crecimiento de las emisiones.

En 2023, el sector renovable aportó alrededor de 320.000 millones de dólares a la economía mundial, lo que representa el 10% del crecimiento del PIB mundial y casi un tercio del de la Unión Europea.

En 2024, el sector de la energía limpia representó el 10% de la economía de China, e impulsó una cuarta parte del crecimiento del PIB del país.

Pero los beneficios de acelerar el despliegue renovable no son solo económicos: acelerar la transición de los combustibles fósiles a las energías renovables conlleva innumerables beneficios sociales y económicos que enumeran los autores del informe.

En particular, las energías renovables pueden impulsar el acceso a la energía, su asequibilidad y su seguridad. Alrededor del 74 % de la población mundial vive en países que son importadores netos de combustibles fósiles, y la dependencia de estas importaciones expone a los países a la volatilidad de los precios, a las interrupciones del suministro y a la inestabilidad geopolítica.

Los autores del informe recalcan que, en el ámbito nacional, los gobiernos también deben hacer más para crear las condiciones propicias para atraer inversiones e impulsar la implementación. Entre las propuestas, destacan:

1. Garantizar la coherencia, claridad y certeza de las políticas.

2. Invertir en infraestructuras que permitan el sistema energético del siglo XXI.

3. Satisfacer la nueva demanda de electricidad con energías renovables, especialmente para sectores en rápido crecimiento como las grandes tecnologías, en particular para la inteligencia artificial y los centros de datos.

4. Situar a las personas y la equidad en el centro de la transición energética justa para impulsar un desarrollo económico inclusivo.

5. Impulsar la transición aumentando la cooperación en materia de comercio e inversión.

6. Desmantelar las barreras estructurales para movilizar la financiación de la transición energética en los países en desarrollo.

28 jul 2025

"Los tejados solares siguen siendo muy rentables"

Aunque el consumidor residencial ha dejado de ver en los titulares que la luz está muy cara, “quizá no ha mirado su factura eléctrica, porque los números del autoconsumo hablan por si solos”, explica en entrevista con Energías Renovables el presidente de APPA Autoconsumo, Jon Macías. Y es que la inversión inicial, el principal escollo, se recupera en ocho años para una instalación residencial: “a partir de ahí, toda la generación sale gratis para el propietario” asegura Macías.

El sector, no obstante, no vive su mejor momento. Según la radiografía APPA del autoconsumo, el sector instaló 240.000 autoconsumos en 2022; se quedó en los 127.000 en 2023; y ha firmado menos de 80.000 en 2024. Son dos años de caída.

El Informe Anual del Autoconsumo Fotovoltaico de APPA, revela que el sector instaló 1.431 MW de autoconsumo fotovoltaico en España en 2024, lo que supone un recorte de más de veinticinco puntos (-26,3%) con respecto a los 1.943 MW desplegados en 2023. Esta contracción de la potencia instalada fue menor en el sector industrial (-23,4%) que la registrada en el residencial (-34,3%). En total, España cuenta a día de hoy con 8.585 MW (6.304 industriales y 2.281 residenciales).

¿Cuánto podría ahorrar una familia media si cambiara por electricidad los consumos de combustible, calefacción, agua caliente sanitaria y refrigeración, iluminación y electrodomésticos? ¿Y si las industrias que requieren calor de proceso hicieran lo mismo?
El informe “El Momento de la Electrificación: Energía Renovable Para una Economía Competitiva”, que hemos presentado este año, es claro: un hogar puede reducir sus costes energéticos en un 64%, más de 1.400 € anuales, si se electrifica completamente. Esto, adicionalmente, permite reducir las emisiones del hogar en un 83%. Son cifras muy importantes, y debemos facilitar que los hogares puedan hacer la transición, porque es un ahorro para el país, también si observamos su balanza comercial.

21 jul 2025

Las baterías nos permitirán tener energía renovable a cualquier hora a precio asequible

El martes que viene, el Congreso de los Diputados tendrá que
convalidar el Real Decreto-Ley 7/2025 —o decreto antiapagones— que, entre otras cosas, crea por fin un marco adecuado para el desarrollo del almacenamiento de energía eléctrica con baterías en España. Esto puede parecer una cosa menor, pero permítanme que intente explicar por qué es mucho más importante para nuestro país de lo que parece a primera vista.

Más allá de las necesidades de almacenamiento que tiene nuestro sistema eléctrico por la alta penetración renovable, hay una cuestión geoestratégica relevante. En Europa, donde no tenemos prácticamente recurso energético fósil fuera de Noruega y del carbón de baja calidad de Centroeuropa, tenemos dos polos de renovables: el sur de Europa, por su recurso solar, y el Mar del Norte, por su recurso eólico. Estas dos regiones están destinadas a ser los dos polos energéticos del continente y, además, deberían convertirse en las zonas donde la electricidad sea más competitiva, con sus ventajas para la atracción de nuevas actividades industriales electrointensivas.

Estas dos regiones, en cierta manera, compiten entre ellas. El soleado sur y el ventoso norte quieren liderar la generación de energía barata en Europa. En ciertos momentos pareció que el enorme potencial eólico del mar del norte sería ese centro energético, pero estos últimos meses ha aparecido un factor tecnológico que puede inclinar la balanza hacia el sur: las baterías.

Todo está listo, tan solo necesitamos que se dé el pistoletazo de salida con la convalidación del RDL 7/2025. Esperemos que todo el mundo actúe responsablemente y no pase lo que sucedió en Cataluña el otro día con el decreto que regulaba las baterías. Si queremos liderar la producción energética en Europa y la atracción de industria, debemos tener claro que este es el camino. El camino del sol. El camino de las baterías.

18 jul 2025

Compensador síncrono virtual; ¿Queremos emular el pasado o rediseñar el futuro?

El compensador síncrono virtual (VSC, por sus siglas en inglés: Virtual Synchronous Compensator) es una tecnología de electrónica de potencia que emula el comportamiento dinámico de una máquina síncrona tradicional mediante un inversor controlado digitalmente. Es especialmente útil en redes eléctricas modernas con alta penetración de energías renovables, donde los generadores tradicionales han sido reemplazados por fuentes como la solar o eólica, que no aportan inercia natural.


🧠 ¿Qué asume el término "compensador síncrono virtual"?

Supone que:

  1. La red necesita comportamiento síncrono (inercia, control de frecuencia, etc.) aunque no haya máquinas síncronas.

  2. Un inversor puede imitar eficazmente una máquina síncrona mediante control.

  3. Este comportamiento tiene valor operativo, especialmente para estabilidad transitoria, control de tensión, y resiliencia del sistema.


🧱 ¿Cómo funciona?

El VSC actúa como si fuera un generador síncrono virtual:

  • Inversor bidireccional conectado a la red.

  • Controlado con una estrategia tipo máquina síncrona virtual (VSM – Virtual Synchronous Machine).

  • Emula:

    • Momento de inercia (respondiendo a variaciones de frecuencia).

    • Amortiguamiento.

    • Control de tensión y potencia reactiva.

Opcionalmente, puede estar acoplado a un sistema de almacenamiento de energía (baterías, supercondensadores) para sostener la potencia activa.


🎯 Aplicaciones

  • Estabilidad de frecuencia y tensión en redes con renovables.

  • Reducción del riesgo de apagones por falta de inercia.

  • Mejora de la respuesta ante fallos.

  • Soporte a islas eléctricas, microredes o zonas rurales.


⚔️ Contrapuntos críticos

  1. ¿Puede realmente un VSC sustituir a una máquina síncrona?
    No del todo. Aunque puede imitar inercia, no genera energía ni tiene masa rotante real. Ante fallos graves, su respuesta depende del control, no de una ley física.

  2. ¿Qué pasa si el control falla o está mal calibrado?
    Puede volverse una fuente de inestabilidad, especialmente si hay muchos VSC mal coordinados.

  3. ¿Sigue siendo necesario tener máquinas síncronas reales?
    Posiblemente sí. Las máquinas reales tienen características pasivas que no pueden ser completamente reemplazadas por control digital, especialmente en eventos extremos.


🔁 Perspectiva alternativa

Tal vez no se trata de imitar las máquinas clásicas, sino de repensar la red.
¿Por qué emular inercia si podemos diseñar sistemas adaptativos sin depender de ella?
Por ejemplo:

  • Control distribuido inteligente.

  • Sistemas predictivos con IA.

  • Priorizar flexibilidad en lugar de emular comportamiento pasado.


🧩 En resumen

El compensador síncrono virtual es un dispositivo basado en inversores que simula la física de un generador síncrono, ofreciendo beneficios cruciales en redes dominadas por renovables. Pero también abre un debate profundo:

¿Queremos emular el pasado o rediseñar el futuro?

6 jul 2025

Plan de Acción Integral contra Apagones en España


I. 🔧 Fortalecimiento Técnico del Sistema Eléctrico

1. Incrementar la Inercia del Sistema

  • Medidas:

    • Instalación de compensadores síncronos en puntos estratégicos de la red.

    • Desarrollo de baterías con inercia sintética (capacidad de respuesta en milisegundos para sostener frecuencia).

  • Objetivo: Mejorar la resistencia ante caídas súbitas de frecuencia.


2. Ampliar la Capacidad de Almacenamiento Estratégico

  • Medidas:

    • Desplegar sistemas de almacenamiento de respuesta ultrarrápida (baterías tipo grid-scale, volantes de inercia, supercondensadores).

    • Ampliar centrales de bombeo hidráulico (como Cortes-La Muela) y proyectos de almacenamiento de larga duración.

  • Objetivo: Disponer de reservas gestionables y capacidad de respaldo ante desconexiones masivas.


3. Mejorar la Gestión y Coordinación de Protecciones

  • Medidas:

    • Rediseñar los algoritmos de protección de las plantas renovables para evitar desconexiones preventivas mal calibradas.

    • Obligar a todas las plantas nuevas y existentes a soportar huecos de tensión y contribuir al sostenimiento de frecuencia.

  • Objetivo: Prevenir las desconexiones en cascada que precipitaron el apagón.


II. 🌍 Refuerzo de la Interconexión Internacional

4. Acelerar Interconexiones Eléctricas

  • Medidas:

    • Completar los proyectos pendientes de interconexión con Francia por los Pirineos (transpirenaica oriental y occidental).

    • Desarrollar nuevas conexiones con Marruecos y Portugal.

  • Objetivo: Superar el 15% de capacidad de interconexión recomendada por la UE y facilitar la estabilidad transfronteriza.


III. 🔌 Digitalización y Resiliencia de la Red

5. Implementar Redes Inteligentes (Smart Grids)

  • Medidas:

    • Desplegar sensores y sistemas de control en tiempo real.

    • Fomentar la generación distribuida con almacenamiento local (baterías domésticas y comunitarias).

  • Objetivo: Mejorar la capacidad de monitorización, anticipación y respuesta ante incidentes.


6. Protocolos de Black-Start y Autosuficiencia Modular

  • Medidas:

    • Crear islas energéticas capaces de reiniciar el suministro de forma autónoma.

    • Ensayar protocolos de black-start con generación renovable + almacenamiento.

  • Objetivo: Acelerar la recuperación del sistema tras un colapso.


IV. ⚖️ Reforma Regulatoria y Económica

7. Revisar el Marco de Incentivos

  • Medidas:

    • Remunerar adecuadamente la capacidad de respaldo (almacenamiento, bombeo, interconexiones).

    • Penalizar la desconexión automática de instalaciones sin justificación de seguridad.

  • Objetivo: Alinear los incentivos económicos con la estabilidad del sistema.


8. Exigir Planes de Contingencia Reales

  • Medidas:

    • Obligación a operadores, distribuidores y generadores de presentar y probar planes antiapagón.

  • Objetivo: Garantizar capacidad de respuesta rápida y efectiva ante fallos.


V. 📚 Educación, Simulación y Concienciación

9. Formación y Simulacros Nacionales

  • Medidas:

    • Realizar simulacros anuales a gran escala con implicación de hospitales, transporte, telecomunicaciones, etc.

    • Formar técnicos y responsables públicos en gestión de emergencias eléctricas.

  • Objetivo: Minimizar el caos social y acelerar la recuperación en caso de apagón.


10. Campañas Ciudadanas de Resiliencia

  • Medidas:

    • Informar a la población sobre cómo actuar en caso de apagón prolongado.

    • Incentivar medidas básicas de autoprotección energética (linternas, kits de emergencia, baterías domésticas).

  • Objetivo: Reducir el impacto humanitario y logístico de futuros incidentes.


✅ Resumen Ejecutivo

ÁreaAcción PrioritariaBeneficio Clave
InfraestructuraInercia, almacenamiento, proteccionesEstabilidad inmediata
InterconexionesNuevos enlaces con Francia y MarruecosFlexibilidad y resiliencia
DigitalizaciónRedes inteligentes y respuesta rápidaControl fino y prevención
RegulaciónIncentivos, sanciones y planes de contingenciaAlineación económica y técnica
SociedadFormación, simulacros y resiliencia ciudadanaReducción de impacto humano

💬 Reflexión

👉 El mayor error sería confiar en soluciones únicas.
El apagón de 2025 demostró que necesitamos un sistema multifactorial: almacenamiento, redes robustas, regulación moderna, interconexiones y ciudadanía preparada.

El coste total aproximado del plan oscila entre 17.040 M€ y 27.470 M€ para todo el periodo (2025-2035).

4 jul 2025

Los precios de los grandes sistemas de almacenamiento de energía alcanzan mínimos históricos en una gran subasta en China

El precio ganador fue una oferta de 51,59 dólares por kWh para una batería de cuatro horas, lo que supone una caída del 30% sobre los precios de 2024
El precio de los grandes módulos de almacenamiento de energía ha alcanzado un nuevo mínimo histórico en la última gran subasta celebrada en China, en la que más de 70 licitadores compitieron por 25 gigavatios hora de capacidad en lo que se ha descrito como un "momento decisivo" para el sector.

El almacenamiento en baterías ya se ha convertido en la tecnología de almacenamiento de energía más atractiva para las redes que se esfuerzan por aumentar su capacidad de energía despachable a medida que añaden más energía eólica y solar, y que las antiguas centrales de carbón y gas demuestran ser menos capaces de cubrir las necesidades cuando es necesario.

Esta tecnología ya ha permitido importantes reducciones de precios en los últimos años, lo que ha socavado los argumentos a favor de la generación de energía a partir del gas, cuyos precios se han disparado y cuyos plazos de entrega para nuevos proyectos se han prolongado debido a la escasez en la cadena de suministro.

La última subasta en China ofreció 25 gigavatios hora de capacidad para baterías de fosfato de hierro y litio (LFP) en distintos periodos de almacenamiento (1 hora, 2 horas y 4 horas) y los resultados (la primera vez que se desglosan por duración del almacenamiento) han sorprendido incluso a los observadores más experimentados.

El precio ganador fue una oferta de 51,59 dólares por kWh para una batería de cuatro horas (la media fue de 59 dólares por kWh), lo que, según Energy Storage News, representa una caída del 30 % con respecto a los niveles de 2024, y otros consideraron que era una caída del 15 % con respecto a los mínimos históricos recientes.

Kubik señala que la intensa competencia puede significar que los márgenes sean muy reducidos en este momento, pero también podría significar que la industria está experimentando otro cambio radical en los avances de costes impulsados por la escala y la rápida innovación en el diseño de productos.

Se necesitan 1,2 billones de dólares de inversión en almacenamiento para apoyar la expansión mundial de las energías renovables

Según
Wood Mackenzie, se necesitarán inversiones por valor de 1,2 billones de dólares en sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) para respaldar la instalación de más de 5.900 GW (gigavatios) de nueva capacidad eólica y solar a nivel mundial hasta 2034. El despliegue de la tecnología de formación de redes (GFM) debe acelerarse durante la próxima década para facilitar la expansión mundial prevista de las energías renovables, valorada en 5 billones de dólares.

A diferencia de los sistemas tradicionales de seguimiento de la red, que simplemente responden a las condiciones de la red, los sistemas de almacenamiento de energía en baterías para la formación de redes pueden crear y mantener activamente la estabilidad de la red. Esta capacidad se vuelve esencial a medida que las energías renovables se convierten en la fuente dominante de generación de energía a nivel mundial.

“Los sistemas de almacenamiento de energía en baterías para la formación de redes representan un avance fundamental para la integración de las energías renovables”, afirma Robert Liew, director de investigación de Wood Mackenzie. “Dado que se prevé que la demanda mundial de energía aumente un 55 % para 2034, con las energías renovables variables representando más del 80 % de las nuevas adiciones de capacidad, los GFM BESS proporcionan el puente tecnológico entre la abundancia de energías renovables y los requisitos de estabilidad de la red”.

2 jul 2025

España lanza un plan de apoyo de 700 millones de euros para BESS, almacenamiento térmico y bombeo hidroeléctrico

El Ministerio de Medio Ambiente de España ha lanzado formalmente su último plan de apoyo financiero para el almacenamiento de energía, con el objetivo de impulsar el despliegue de proyectos de 2,5 a 3,5 GW.

Se espera que el programa, aprobado por la UE en marzo en el marco de su Marco Temporal de Crisis y Transición (TCTF), proporcione apoyo para la inversión de capital a más de 100 proyectos con una capacidad total superior a 9 GWh. Se dispone de un total de 700 millones de euros (800 millones de dólares estadounidenses) en subvenciones para la inversión de capital.

Está abierto a proyectos de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) autónomos, proyectos de almacenamiento de energía térmica y proyectos de almacenamiento de energía hidroeléctrica por bombeo (PHES), así como a proyectos híbridos con instalaciones de generación de energía renovable. Los costes subvencionables incluyen obra civil, sistemas de almacenamiento, equipos y sistemas auxiliares y gastos relacionados.

El Ministerio de Medio Ambiente (MITECO) ha dado plazo hasta el 15 de julio de 2025 para presentar su solicitud. El Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE), dependiente del MITECO, gestionará el programa de subvenciones y ofrecerá un seminario web el 5 de junio para explicar los detalles .

El MITECO distribuirá la financiación entre las 17 comunidades autónomas (y las dos ciudades autónomas de Ceuta y Melilla). Casi la mitad del apoyo financiero se destinará a la región sur de Andalucía, con 311 millones de euros, seguida de la región noroeste de Galicia, con 86 millones de euros, y la región central de Castilla-La Mancha, con 80 millones de euros.

Los proyectos harán que el sistema energético español sea más flexible, robusto y resiliente, según el MITECO. España y Portugal sufrieron recientemente un apagón masivo. Los analistas del sector han especulado que un mayor almacenamiento de energía, en particular el almacenamiento de energía para la red, habría sido beneficioso, aunque es demasiado pronto para asegurarlo.

España aprueba una ley para fomentar el almacenamiento y la flexibilidad energética

Aprobado el 24 de junio por el Gobierno español, el Real Decreto-ley 7/2025 contiene medidas que tienen como objetivo reforzar la resiliencia del sistema eléctrico del país, incluyendo el impulso a la electrificación, el almacenamiento y la flexibilidad.

“Se están introduciendo nuevas medidas innovadoras para agilizar el procesamiento y reducir los cuellos de botella en flexibilidad y almacenamiento”, dijo la ministra española para la transición ecológica, Sara Aagesen, citando la entrega prioritaria de proyectos de almacenamiento y tecnología solar térmica.

Para promover el desarrollo del almacenamiento de energía, el paquete propone agilizar la tramitación de permisos para proyectos, eximiéndolos del procedimiento de evaluación ambiental si la instalación se encuentra dentro del perímetro de una planta renovable que ya cuenta con una evaluación ambiental positiva. Esto es algo que la industria lleva tiempo solicitando.

Se establece expresamente la declaración de utilidad pública (UPA) de las infraestructuras de almacenamiento y conexas utilizadas para el transporte de energía hacia y desde las redes de transporte y distribución –como venía ocurriendo hasta ahora con las instalaciones de generación.

La legislación también mejora las condiciones del autoconsumo mediante la creación del gestor de autoconsumo colectivo y la ampliación del radio en el que se podrán compartir excedentes hasta 5 km (frente a los 2 km actuales).

Además, el desarrollo de la función de agregador ayudará a alinear la demanda energética con las horas de generación solar fotovoltaica. También se fomenta la renovación y repotenciación de las instalaciones de generación existentes, reduciendo los plazos de tramitación administrativa a la mitad, siempre que la capacidad resultante no supere el 125 % de la original.

La ola de calor dispara el precio de la electricidad a 500 €/MWh en Europa y obliga a Francia a apagar una central nuclear

La ola de calor que azota a Europa está dejando auténticos estragos en los mercados energéticos. El Viejo Continente vuelve a la pesadilla de hace unos años con unos precios que no se veían desde la gran crisis energética de 2022 y 2023.

Este martes a las 20.00 horas gran parte de continente tendrá la energía eléctrica a un precio desorbitado que rondará los 500 €/MWh, en algunos casos por encima y otros por debajo, pero el caso es que los mercados eléctricos europeos se han echado a temblar.

Según los datos de EPEX, los Países Bajos y Bélgica se llevan la palma con un precio a las 20.00 horas de 517 €/MWh mientras que Alemania, Polonia y Dinamarca lo hacen por encima de 470 €/MWh y Austria en los 441 €/MWh.

La demanda eléctrica ha subido en todos los mercados y el hecho de que no hubiese generación suficiente con renovables y nuclear, tecnologías inframarginales, ha hecho que se disparen los precios al tener que arrancar centrales de gas y de carbón que estaban paradas.

Las temperaturas que han superado los 40 grados por el centro de Europa han obligado a EDF a tener que parar una central nuclear. La normativa de seguridad nuclear gala no permite que un reactor se refrigere de un río si el agua de este supera una determinada temperatura.

Este lunes la eléctrica gala ha anunciado que las condiciones meteorológicas de los últimos días han provocado un aumento importante de la temperatura en el Garona, que se espera que alcancara los 28°C el lunes 30 de junio de 2025.

Para cumplir con la normativa (decreto del 18 de septiembre de 2006), la unidad de producción nº 1 de la central nuclear de EDF Golfech fue parada en previsión del domingo 29 de junio de 2025, a las 23:37 horas.

La unidad de producción nº 2 también estará parada por mantenimiento como parte de su tercera inspección decenal.