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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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✅ Resumen Ejecutivo

Área	Acción Prioritaria	Beneficio Clave
Infraestructura	Inercia, almacenamiento, protecciones	Estabilidad inmediata
Interconexiones	Nuevos enlaces con Francia y Marruecos	Flexibilidad y resiliencia
Digitalización	Redes inteligentes y respuesta rápida	Control fino y prevención
Regulación	Incentivos, sanciones y planes de contingencia	Alineación económica y técnica
Sociedad	Formación, simulacros y resiliencia ciudadana	Reducción de impacto humano

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💬 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).

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”.

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.

Los vertidos convierten en rentables las baterías de hasta 0,2 kWh por kW fotovoltaico en España

Un grupo de investigadores de la Universidad Sapienza de Roma (Italia) y de la Universidad de Jaén ha estudiado las implicaciones energéticas y económicas de los vertidos fotovoltaicos en España desde que se produjera el primero conocido para la energía fotovoltaica en abril de 2022. Este se debió a un fallo en los mecanismos de previsión de Red Eléctrica (REE), el operador de la red. Desde ese primer vertido de 2022, en los últimos dos años, los vertidos han afectado al 2,9% de la energía fotovoltaica generada en España.

El trabajo “Energy and economic implications of photovoltaic curtailment: current status and future scenarios”, que se publicará en septiembre en Sustainable Energy Technologies and Assessments ofrece una estimación a escala nacional, la primera de este tipo, de las consecuencias económicas reales de los vertidos, y evalúa cómo los curtailments no compensados han afectado y podrían afectar en el futuro a la rentabilidad de los proyectos fotovoltaicos.

Según los investigadores, cada aumento del 1% en los vertidos elevaría el LCOE en un 1,69 % y reduciría el NPV en un 2,96 %.

“Una red con una alta penetración fotovoltaica requerirá centrales eléctricas con una gran capacidad de respuesta y suficiente capacidad de almacenamiento, ninguna de las cuales se ha planificado adecuadamente en España”, según los autores del trabajo. “Sin estas soluciones o un cambio de paradigma en los comportamientos de consumo energético, se espera que la tasa de vertidos aumente hasta valores entre el 35 % y el 40 %”, explican.

Finalmente, el estudio evalúa el valor económico de las estrategias de mitigación, como el almacenamiento: Los resultados sugieren que las tasas de vertidos actuales justificarían la instalación de baterías de hasta aproximadamente 0,2 kWh/kW fotovoltaico podrían recuperar hasta el 80 % de la energía vertida, con un CAPEX económicamente justificable de hasta 47 €/kW.

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.

Nadia Calviño anuncia un acuerdo para impulsar la interconexión entre España y Francia

La presidenta del Banco Europeo de Inversiones (BEI), Nadia Calviño, ha anunciado un inminente acuerdo para impulsar la interconexión eléctrica entre España y Francia. Durante su intervención en un desayuno organizado este lunes por el Ateneo, Calviño ha añadido que el acuerdo se cerrará en las próximas semanas. Si bien no ha dado más detalles, la presidenta del BEI destacó que la interconexión es una “tarea pendiente” desde hace mucho tiempo y “va a suponer un cambio muy importante desde el punto de vista de la integración”, como se hizo patente tras el apagón del pasado 28 de abril.

Además, ha recordado el peso del BEI en la financiación de infraestructuras energéticas en Europa, donde más de un 40% de los proyectos en marcha están financiados por el banco.

Por otro lado, ha resaltado el apoyo del BEI al ecosistema europeo de capital riesgo y ha cuantificado que uno de cada cinco euros captados en España procedieron del BEI. Ello ha permitido crear el año pasado el primer megafondo español con 1.000 millones de euros y en las próximas semanas lanzará la inversión para un segundo megafondo con el que invertir en empresas «made in Europe», firmas que nazcan y puedan desarrollarse en la Unión Europea.

España y Portugal han instado al gobierno francés a fijar «plazos concretos y compromisos vinculantes» sobre los corredores de interconexión eléctrica entre la península ibérica y el país galo, para lo cual proponen una reunión de ministros de Energía que tendría lugar este año.

Así consta en una carta dirigida por la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica española, Sara Aagesen, y la titular de Medio Ambiente y Energía de Portugal, Maria da Graça Carvalho, a su homólogo francés, el ministro de Industria y Energía Marc Ferracci, que se ha dado a conocer este sábado. En ella, ambas proponían una reunión a tres bandas de los países con la Comisión Europea para este año con el fin de «definir una hoja de ruta conjunta con hitos y pasos concretos para cumplir los objetivos europeos».

La inversión mundial en energía limpia alcanzará los 2,2 billones de dólares en 2025, el doble que la de los combustibles fósiles

Se prevé que la inversión mundial en energía aumente en 2025 hasta un récord de 3,3 billones de dólares a pesar de los vientos en contra derivados de las elevadas tensiones geopolíticas y la incertidumbre económica, según un nuevo informe de la AIE y las tecnologías de energía limpia atraerán el doble de capital que los combustibles fósiles.

La inversión en tecnologías limpias (renovables, nuclear, redes eléctricas, almacenamiento, combustibles de bajas emisiones, eficiencia energética y electrificación) se encamina a alcanzar la cifra récord de 2,2 billones de dólares este año, lo que refleja no solo los esfuerzos por reducir las emisiones, sino también la creciente influencia de la política industrial, las preocupaciones sobre la seguridad energética y la competitividad en costes de las soluciones basadas en la electricidad, según la edición de 2025 del informe anual de la AIE sobre Inversión en Energía Mundial. Se prevé que la inversión en petróleo, gas natural y carbón alcance los 1,1 billones de dólares.

Además de una evaluación exhaustiva del panorama actual de inversiones en combustibles, tecnologías y regiones, esta décima edición del informe World Energy Investment explora algunos de los principales cambios ocurridos en la última década.

Según el informe, la bajada de los precios del petróleo y las expectativas de demanda provocarán la primera caída interanual de la inversión en exploración y producción de petróleo desde la crisis de la COVID-19 en 2020. La caída prevista del 6 % se debe principalmente a una fuerte disminución del gasto en petróleo de esquisto bituminoso estadounidense. En cambio, la inversión en nuevas instalaciones de gas natural licuado (GNL) muestra una sólida trayectoria ascendente, a medida que se preparan para la entrada en funcionamiento nuevos proyectos en Estados Unidos, Catar, Canadá y otros países. Entre 2026 y 2028, se prevé que el mercado mundial de GNL experimente el mayor crecimiento de capacidad de su historia.

Demanda negativa: La nueva realidad de la red de Australia Meridional donde la mitad de todas las casas tienen energía solar en los tejados

En los últimos seis meses, ElectraNet informó de ocho días en los que la demanda fue negativa y los flujos de energía volvieron a su red de transmisión desde los paneles solares instalados en los tejados a través de redes distribuidas.

En ocasiones, y con mayor frecuencia, ElectraNet incluso observa una demanda negativa, donde la energía solar en azoteas genera más electricidad de la que requiere el estado. De hecho, el 90% de los puntos de conexión de transmisión a la red de distribución de SA Power Networks han experimentado momentos en que esto ha ocurrido.

Lo cual, por supuesto, apunta a la necesidad de grandes baterías de almacenamiento, y el estado tendrá más de una docena de grandes baterías para el final del próximo año fiscal, a medida que se construyen y ponen en funcionamiento una serie de nuevos proyectos.

Baterías domésticas

El estado también tiene cerca de 50.000 baterías domésticas y espera que esta cifra aumente significativamente en los próximos años con la ayuda del reembolso de baterías domésticas del gobierno federal, y la demanda al mediodía probablemente también se verá incrementada por la adopción de vehículos eléctricos y las grandes nuevas cargas que buscan una red dominada por energías renovables.

ElectraNet afirma que Australia del Sur ya opera con una participación promedio anual de 74% de energía eólica y solar (una participación líder a nivel mundial) y dice que el estado está bien encaminado para cumplir su objetivo de 100% de energías renovables netas para 2027.

Por esa razón, dice ElectraNet, está viendo un gran interés por parte de las industrias en establecer actividades comerciales en el sur de Australia, con 37 organizaciones comerciales diferentes que representan 50 propuestas diferentes que suman más de 15 gigavatios y que realizan consultas sobre la conexión a la red.

Rolls-Royce obtiene un pedido para el segundo sistema de almacenamiento de baterías a gran escala en Países Bajos

Rolls-Royce suministra un segundo sistema de almacenamiento de baterías de gran tamaño a Zeewolde, en los Países Bajos. A partir de 2026, el mtu EnergyPack contribuirá a aumentar la estabilidad de la red eléctrica en los Países Bajos almacenando la electricidad generada por el parque eólico local en el sistema de baterías de gran tamaño y devolviéndola a la red según sea necesario. El desarrollador de infraestructuras energéticas Eleqtis BV ha encargado a Rolls-Royce el suministro, la instalación y el mantenimiento del sistema, que tendrá una potencia de 35,1 MW y una capacidad de 144,4 MWh. El contrato también incluye un contrato de mantenimiento de diez años (Acuerdo de Servicio a Largo Plazo), que ofrece amplias garantías al cliente: por ejemplo, la capacidad del sistema estará garantizada durante toda su vigencia. La instalación está diseñada para servicios críticos para la red, como la regulación de frecuencia, el recorte de picos y la comercialización a corto plazo.

“Este proyecto reúne a tres socios con visión de futuro en innovación energética”, afirmó Tom Kuiper, Gerente de Desarrollo de Negocios de Rolls-Royce Power Systems. “Nos enorgullece continuar nuestro trabajo en Zeewolde y apoyar a Eleqtis en la construcción de sistemas de almacenamiento de alto rendimiento con la fiabilidad y flexibilidad que exige la red eléctrica actual. Estos sistemas son posibles gracias a las soluciones de garantía de ingresos de Catalise Energy”.

Eleqtis se centra en la creación de sistemas energéticos flexibles y con visión de futuro, que incluyen almacenamiento de baterías a gran escala, conexiones a la red eléctrica y activos de energía renovable. Catalise Energy implementará su Modelo de Garantía de Ingresos en este proyecto, que forma parte de un conjunto integral de servicios que garantizan la seguridad de los ingresos para promotores, inversores y entidades financieras en el mercado global de almacenamiento de energía.

En otoño de 2025, entrará en funcionamiento la primera instalación de almacenamiento de baterías a gran escala de mtu, Battery Park Zeewolde (BPZ), para la que también se ha encargado Rolls-Royce. Los sistemas de almacenamiento de baterías son un componente central de la estrategia de Rolls-Royce Power Systems. La empresa suministra soluciones de baterías llave en mano a gran escala que consisten en unidades modulares de capacidad y potencia que pueden configurarse con flexibilidad para cualquier tamaño. Rolls-Royce ha suministrado soluciones de almacenamiento de baterías de mtu a más de 200 proyectos en todo el mundo.

700 millones de euros en "ayudas de estado" para blindar la red con sistemas de almacenamiento a gran escala

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico acaba de anunciar que va a destinar hasta 700 millones de euros a la puesta en marcha de nuevas instalaciones de almacenamiento energético a gran escala "que proporcionarán mayor flexibilidad al sistema eléctrico y favorecerán la integración de las energías renovables". Para ello, el Ministerio abre una convocatoria de solicitudes de ayuda a la que pueden acudir todos los interesados en desarrollar (1) proyectos de almacenamiento de energía independientes (stand-alone), (2) bombeos reversibles, (3) sistemas térmicos de almacenamiento de energía y (4) sistemas de almacenamiento hibridado con fuentes de generación renovable, nuevas o existentes. Los beneficiarios podrán solicitar anticipos de hasta el 100% del importe de la ayuda concedida.

«Este impulso al desarrollo del almacenamiento energético contribuirá a asegurar la transformación del sistema energético para que sea más flexible, robusto y resiliente. Con el refuerzo de esta tecnología se logrará también una mayor penetración de las fuentes de energías renovables en el sistema eléctrico español, ya que el almacenamiento actúa como un elemento habilitador y de gestión.

Asimismo, se espera que el incremento de este tipo de instalaciones aumente la flexibilidad del sistema permitiendo una mayor penetración de las energías renovables, reduciendo los costes de la energía.

Las ayudas reducirán al mismo tiempo la dependencia de España de los combustibles fósiles, al incrementar la participación renovable en el mix eléctrico, haciendo frente a la crisis climática, en línea con lo establecido tanto por el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima como por el Plan REPower EU.

Además de facilitar la descarbonización del sistema eléctrico español, el apoyo a estos sistemas de almacenamiento fortalecerá el desarrollo de un tejido industrial europeo capaz de suministrar equipos, fabricar o ensamblar componentes y mantener proyectos de almacenamiento con las distintas tecnologías existentes (baterías, sistemas de bombeo y almacenamiento térmico). Seguirá así los pasos del sector eólico y fotovoltaico, en los que España es ya autosuficiente en capacidad tecnológica y productiva»

La Comisión Europea lanzará este año un paquete para aumentar el almacenamiento

Las grandes baterías baten nuevos récords en los picos nocturnos de Australia y California

Evolución del desembarco de compañías renovables chinas en España

Crecimiento de la inversión china en renovables

La presencia de empresas chinas en el sector de energías renovables en España ha experimentado un crecimiento notable en la última década. Las inversiones chinas en el país pasaron de apenas 46 millones de euros en 2010 a superar los 10.000 millones de euros en 2018, cifra que se ha mantenido estable y que en 2025 sigue superando los 10.000 millones, especialmente en los sectores de energía verde y movilidad eléctrica.

Principales actores y operaciones

China Three Gorges (CTG) es el principal referente chino en el sector renovable español. Desde su llegada en 2020, ha adquirido una posición relevante con una potencia instalada que supera los 2.000 MW en proyectos renovables, incluyendo tanto energía fotovoltaica como eólica. Destacan compras como la de la megaplanta solar de Mula (Murcia) de 494 MW, que refuerza su estrategia de expansión y consolida su peso en el sector.

Otras empresas chinas como Envision y Hygreen Energy han anunciado inversiones millonarias para la construcción de plantas de baterías, generación de hidrógeno verde y almacenamiento energético. Envision, por ejemplo, comprometió 3.800 millones de euros en 2022 y está desarrollando una planta de baterías en Cáceres, además de proyectos en Ciudad Real y Ávila.

Hygreen Energy, en alianza con la española Cox, invertirá 2.000 millones de euros en una planta de hidrógeno verde en Huelva, con planes de expandirse a Málaga y Sevilla.

Presencia y peso en el mercado español

La presencia china en el parque solar español equivale ya a un 8,2% de la potencia fotovoltaica instalada, con activos repartidos por más de 20 provincias y una diversificación creciente hacia la eólica y el hidrógeno verde.

Empresas chinas han adquirido plantas ya operativas y en construcción, y han mostrado un "apetito inversor" sostenido, comprando activos a desarrolladores locales y extranjeros.

Factores que han favorecido la expansión

España destaca por ofrecer un marco regulatorio más desarrollado y transparente en comparación con otros países europeos, lo que ha facilitado el acceso y la expansión de las empresas chinas.

El acercamiento diplomático y comercial entre España y China, especialmente tras los viajes y gestiones del presidente Pedro Sánchez, ha impulsado la llegada de nuevas inversiones y el interés de más compañías chinas por el mercado español.

Limitaciones y retos

Aunque el crecimiento ha sido significativo, la expansión de los grandes holdings chinos como CTG está limitada por la normativa española y europea, especialmente por el llamado "escudo antiopas", que regula y limita la adquisición de activos estratégicos por parte de inversores extranjeros.

Algunas operaciones, como la adquisición de Saeta Yield, no se han concretado, mostrando que no todas las iniciativas chinas llegan a buen puerto.

¿Qué pasaría si pusiéramos paneles solares en todos los techos del mundo?

La energía fotovoltaica en azoteas (RPV) suele considerarse una contribución específica a la mitigación del cambio climático. Sin embargo, se desconoce su potencial global para mitigar el calentamiento global. En este trabajo, se mapeó la superficie global de azoteas con una resolución de 1 km, cuantificando 286.393 km² de azoteas en todo el mundo mediante minería de datos geoespaciales e inteligencia artificial.

Utilizando nueve modelos avanzados del sistema terrestre de la fase 6 del proyecto de intercomparación de modelos acoplados, se reveló que las RPV podrían contribuir sustancialmente a la reducción de la temperatura global entre 0,05 °C y 0,13 °C antes de 2050.

Un análisis regional destaca la variabilidad del potencial de las RPV y la necesidad de enfoques a medida para optimizar su implementación, considerando los recursos solares locales, la infraestructura existente y la intensidad de carbono de la red.

Los hallazgos revelan que el aprovechamiento de los sistemas RPV ofrece una estrategia viable e impactante para reducir la huella de carbono y combatir el cambio climático a nivel mundial, al tiempo que promueve intervenciones específicas para mejorar los beneficios de los RPV, particularmente en áreas con alta radiación solar o rápida urbanización.

Zhang, Z., Qian, Z., Chen, M. et al. Worldwide rooftop photovoltaic electricity generation may mitigate global warming. Nat. Clim. Chang. 15, 393–402 (2025).

Baja inercia, alto riesgo: el apagón ibérico es una llamada de atención para la resiliencia de la red eléctrica

¿Cómo se relacionan los supercondensadores con la inercia?

La inercia en la red eléctrica se refiere a la capacidad de la red para soportar cambios repentinos de frecuencia. Tradicionalmente, esto se debe a la masa de generadores pesados ​​y rotatorios (por ejemplo, de carbón, gas o hidroeléctricos). Las fuentes de energía renovables, como la solar y la eólica, no ofrecen esta "inercia física".

Los supercondensadores no proporcionan inercia en el sentido mecánico tradicional, pero logran imitar su efecto y crear inercia artificial al proporcionar reserva de energía instantánea.

¿Qué pueden hacer los supercondensadores por la red eléctrica?

→ Respuesta rápida: Pueden reaccionar en milisegundos a fluctuaciones de voltaje o frecuencia, estabilizando rápidamente la red antes de que se activen otros sistemas.

→ Regulación de frecuencia: Los supercondensadores pueden apoyar a la red durante picos repentinos de consumo o producción, precisamente las situaciones en las que la falta de inercia es un problema.

→ Solución puente para la integración de energías renovables: pueden ayudar a garantizar que la red permanezca estable incluso cuando la inercia tradicional no es suficiente.

El próximo gran apagón no tiene por qué ocurrir si se toman en serio las inversiones en la estabilidad de la red.

Los supercondensadores no son solo un mecanismo de respaldo: son una parte clave de la resiliencia en una red eléctrica donde la energía renovable es la nueva normalidad.

El mercado mayorista baja hasta los -15 euros

"La tendencia bajista iniciada en abril se ha pronunciado en mayo debido al récord de generación hidráulica, la caída de la demanda y la limitación de las exportaciones a Francia y Portugal, a raíz del apagón del día 28 de abril", explican desde el Grupo ASE. Los precios entre las 10:00h y las 18:00h promediaron los -3,87 €/MWh en el primer tramo del mes de mayo, con un precio récord negativo histórico de -15 €/MWh en el mercado español (OMIE) el pasado domingo día 11. La debilidad de la demanda, la falta de interconexiones y la seguridad del sistema hacen insostenible la rentabilidad de muchas instalaciones fotovoltaicas, según el comunicado del Grupo ASE. La generación fotovoltaica en la primera quincena de mayo ha promediado los 138 GWh/día, un 14,6% menos que el dato de hace un año.

Desde el Grupo ASE apuntan que tras las restricciones de los intercambios, los precios de Portugal se han desacoplado claramente de los de España en las horas solares. La limitación de las exportaciones hacia el país luso ha hundido aún más los precios en España y han incrementado los de nuestro vecino portugués. En Francia, por su parte, la elevada generación solar alemana y la poca española que entraba (1.000 MW) también ha hundido los precios entre las 12:00h y las 16:00h, con valores negativos que promedian los -7,07 €/MWh. Por su parte, "la sobreoferta de generación fotovoltaica también afecta al resto de Europa. En mayo estamos observando una normalización de los precios negativos en los países del norte, pero más concentrada porque éstos disponen de menos horas de radiación solar". El 11 de mayo, a las 13.00h, Alemania llegó a registrar un precio de -250 €/MWh. "De todo ello podemos concluir que la expansión de las líneas de interconexión entre España y Europa tampoco será la solución a los excedentes de generación fotovoltaica de la península".

La producción hidráulica, por su parte, se dispara un 45% y las reservas hidrológicas superan en un 30% el promedio de los últimos cinco años. Y es que el alto nivel de las reservas hidroeléctricas supone un factor adicional para "desplazar a la generación fotovoltaica".

Las previsiones de generación eólica y solar fotovoltaica muestran un aumento para la tercera semana de mayo que, unido a las altas reservas hidroeléctricas y la baja demanda eléctrica, mantendrá los precios en terreno negativo en las horas de radiación solar.