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.

Medidas que se están tomando (y proponiendo) para evitar futuros apagones en España

Tras el gran apagón del 28 de abril de 2025, el Gobierno, organismos reguladores y expertos han identificado varias líneas de actuación para mejorar la resiliencia del sistema eléctrico y minimizar el riesgo de que se repita un evento similar.

Principales medidas a nivel nacional y del sistema eléctrico

• Modernización urgente de la red de alta tensión: Se ha anunciado la creación de una comisión mixta entre el Ministerio de Energía, la CNMC y Red Eléctrica para evaluar y acelerar la modernización de la red de transporte eléctrico, identificando y corrigiendo cuellos de botella que contribuyeron al colapso.

• Ampliación de interconexiones eléctricas: España tiene actualmente una baja capacidad de interconexión internacional (alrededor del 2%), muy lejos del objetivo europeo del 15% para 2030. Proyectos como la interconexión submarina por el golfo de Vizcaya, prevista para 2028, son clave para aumentar la capacidad de intercambio y la estabilidad del sistema ante perturbaciones.

• Integración de sistemas de almacenamiento energético: Se está impulsando la incorporación de baterías y otras tecnologías de almacenamiento para gestionar mejor la variabilidad de las energías renovables, estabilizando la red en momentos de alta generación o baja demanda.

• Revisión de protocolos de desconexión y redistribución de carga: Se plantea la necesidad de actualizar los protocolos automáticos para evitar que una falla localizada se propague de forma generalizada, permitiendo una respuesta más rápida y localizada ante desequilibrios.

• Mantenimiento y modernización de infraestructuras críticas: Se subraya la importancia de mantener y actualizar infraestructuras eléctricas, subestaciones y sistemas de transformación para que sean capaces de responder a emergencias y minimizar el riesgo de fallo en cascada.

• Desarrollo de sistemas automatizados de respuesta rápida: Implementar tecnologías que detecten y respondan automáticamente a desequilibrios en la red puede prevenir apagones masivos.

Medidas propuestas por expertos y organismos internacionales

• Más inversión pública en infraestructuras eléctricas: La patronal y la Cámara de Comercio han reclamado mayor inversión pública y planes de contingencia a largo plazo, dada la creciente demanda y la dependencia de renovables intermitentes.

• Análisis comparativos y cooperación europea: La Comisión Europea ha propuesto analizar la estabilidad del suministro en España en comparación con otros países de la UE, para identificar mejores prácticas y soluciones.

Medidas para consumidores y empresas

• Uso de sistemas de alimentación ininterrumpida (SAI/UPS): Para proteger equipos sensibles y garantizar el funcionamiento temporal durante cortes de energía.

• Instalación de protectores contra sobretensiones y generadores de respaldo: Especialmente en zonas donde los apagones son más frecuentes.

• Mantenimiento preventivo de instalaciones eléctricas: Realizar revisiones periódicas y distribuir el uso de aparatos de alto consumo para evitar sobrecargas.

• Capacitación y kits de emergencia: Educar a los usuarios sobre cómo actuar durante un apagón y disponer de kits con linternas, baterías y alimentos no perecederos.

VE y las bombas de calor pueden evitar 110 horas anuales de precios negativos

Por encargo de la cooperativa alemana de energía verde Green Planet Energy, la consultora Enervis investigó los efectos potenciales de las bombas de calor y los vehículos eléctricos sobre los precios de la electricidad, las reducciones de CO₂ y el uso de fuentes de energía renovables. El estudio Flexibler Einsatz von Wärmepumpen und E-Fahrzeugen: Analyse der energiewirtschaftlichen Vorteile (Uso flexible de bombas de calor y vehículos eléctricos: análisis de las ventajas energéticas) analiza y cuantifica los conocidos efectos del uso de coches y bombas de calor para aumentar la flexibilidad de la red eléctrica y concluye que un control operativo específico, orientado, entre otras cosas, a tarifas eléctricas dinámicas, puede hacer que «la transición energética sea más eficiente en general y la electricidad más asequible para todos», según Carolin Dähling, responsable de política y comunicación de Green Planet Energy.

El consumo de energía se desplazaría deliberadamente de las horas punta habituales de mañana y tarde al mediodía. Un comunicado de Green Planet Energy afirma que no hay desventajas para los hogares afectados: «Los controles inteligentes garantizan que las bombas de calor precalienten, por ejemplo, mediante almacenamiento intermedio». En el caso de los coches eléctricos, es posible especificar la hora a la que deben cargarse sus baterías.

El estudio identifica resultados concretos alcanzables con este planteamiento: El número de horas con precios negativos de la electricidad podría reducirse una media de 110 al año entre 2025 y 2035, con los correspondientes efectos en la rentabilidad de los sistemas eólicos y fotovoltaicos. La cantidad de energía perdida por paradas podría reducirse en seis teravatios hora al año, «y también disminuiría el uso de centrales de gas natural, caras y perjudiciales para el clima».

España y Francia dan un paso adelante en la interconexión eléctrica por el Golfo de Vizcaya

La interconexión eléctrica Francia-España por el Golfo de Vizcaya ha dado un nuevo paso con la colocación de la primera piedra de la estación de conversión de Cubnezais (Francia). La puesta en servicio de la línea de interconexión está prevista para 2028 y permitirá duplicar la capacidad de intercambio eléctrico entre España y Portugal hasta alcanzar los 5.000 megavatios, equivalente al consumo de cinco millones de hogares.

Esta interconexión, catalogada como Proyecto de Interés Común por la Comisión Europea y cuyas obras se iniciaron en 2023, casi duplicará la capacidad actual de intercambio entre España y Portugal, de unos 2.800 MW, según informa REE. Aunque el paso es importante, con su entrada en operación se estará todavía lejos de los objetivos marcados por la UE para 2020 del 10% de interconexión de la red con el resto del continente a través de Francia y del 15% para 2030.

España sufrió el apagón con un déficit del 30% en inercia eléctrica.

El 28 de abril de 2025, un apagón masivo dejó sin electricidad a millones de ciudadanos en España. Aunque aún no se han identificado causas definitivas, el grupo de investigación LEMUR de la Universidad de Oviedo ha revelado datos que apuntan a condiciones técnicas críticas en el sistema eléctrico nacional en el momento del fallo. Una de ellas: el sistema operaba con un 30% menos de inercia que el mínimo recomendado por ENTSO-E, la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad.

La inercia eléctrica representa la capacidad del sistema para resistir cambios bruscos en la frecuencia de la red, actuando como un amortiguador frente a perturbaciones repentinas. Se mide en segundos e indica cuánto tiempo tardaría en disiparse la energía cinética acumulada en los grandes generadores rotatorios —como los de las centrales térmicas— si se interrumpiera de golpe la generación. Una red con baja inercia es extremadamente vulnerable: tiene menos margen de maniobra para estabilizarse ante caídas o picos de carga.

Muy por debajo de los estándares recomendados

El informe preliminar de LEMUR revela que, durante el apagón, la inercia de la red rondaba los 1,3 segundos, muy por debajo de los estándares recomendados. Este valor no era inédito, pero sí preocupante, especialmente por coincidir con oscilaciones subsíncronas inusualmente fuertes, detectadas a partir de las 12:13 horas, y que se intensificaron minutos antes del colapso total de la frecuencia en la península ibérica.

Actualmente, no existe una ley específica en España que obligue a operar el sistema eléctrico con un mínimo concreto de inercia eléctrica. La normativa vigente, como la Orden TED/749/2020 y los reglamentos europeos que regula, establece requisitos técnicos para la conexión a la red de instalaciones de generación, pero no fija explícitamente un valor mínimo de inercia que deba mantenerse en todo momento.

La CNMC está preparando una regulación para que las tecnologías renovables comiencen a aportar inercia de forma obligatoria, pero esta normativa aún no está en vigor.

La responsabilidad de decidir cuánta inercia tiene el sistema eléctrico español en cada momento recae en Red Eléctrica de España (REE), que actúa como operador del sistema y custodio de la red de transporte145. Según la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico, REE debe garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico, lo que incluye dimensionar y operar la red para mantener los parámetros de frecuencia y tensión dentro de los rangos establecidos, incluso ante contingencias graves.

Red Eléctrica de España (REE) es una sociedad anónima unipersonal filial del holding Redeia Corporación, S.A. (Redeia), cuyo principal accionista es la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI), que pertenece al Gobierno de España y posee un 20% del capital, mientras que el 80% restante está en manos de accionistas privados (capital flotante).

La CNMC confirma otro fallo de Red Eléctrica: el sistema no aisló los focos de inestabilidad y acabó en apagón general

El sistema estaba técnicamente preparado para aislar esas zonas problemáticas y evitar el colapso total, pero ese mecanismo de protección no funcionó correctamente, lo que permitió que la inestabilidad se propagara y terminara afectando a toda la red nacional. Se ha abierto investigación.

Apagón en España: El Gobierno apunta a una "sobretensión" o fallos en el sistema de protección

Por qué sigue viva la hipótesis del ciberataque dos semanas después del gran apagón

Beatriz Corredor (REE) negó que hubiera riesgo de apagón eléctrico: «En España no puede pasar»

La mayor gestora de fondos del mundo dedicada 100% a la inversión en renovables declara España "mercado prioritario"

Ni las presuntas insuficiencias de la red, ni el misterioso apagón del 28A parecen haber hecho mella en Copenhagen Infrastructure Partners (CIP), que celebra estos días su quinto cumpleaños en España. La que presume de ser "la mayor gestora de fondos del mundo dedicada exclusivamente a inversiones en energías renovables" no solo declara a día de hoy una cartera REN en el país de más de tres gigas (más de 3.000 megavatios), sino que adelanta que está explorando "nuevas posibilidades de inversión en proyectos que abarcan distintas tecnologías renovables incluyendo el almacenamiento en baterías".

La compañía multinacional danesa ya está explorando en el mercado español además "opciones de inversión" en proyectos de almacenamiento en baterías (Battery Energy Storage Systems, BESS), solución en la que CIP presume de ser "líder en Reino Unido con 4,5 GW de proyectos en desarrollo en Escocia e Inglaterra".

Fundada en 2012, CIP presume de ser la mayor gestora de fondos del mundo dedicada exclusivamente a inversiones en energías renovables "y líder mundial en energía eólica marina". Los fondos gestionados por CIP se centran en inversiones en energía eólica marina y terrestre, energía solar fotovoltaica, biomasa y energía a partir de residuos, transmisión y distribución, capacidad de reserva, almacenamiento, bioenergía avanzada y Power-to-X (energía eléctrica empleada como vector para la producción de otras fuentes de energía).

El Sol de España produce la electricidad más barata de toda Europa

No hay país en toda Europa que oferte electricidad FV (producida por parques solares fotovoltaicos) a un precio menor que el que oferta España. El Sol generoso de la península y un sector (el fotovoltaico nacional) con mucha experiencia, capaz de instalar y operar parques a precios sin competencia, han logrado convertir la FV made in Spain es la más barata de toda Europa. 

El dato es del último informe trimestral (PPA Price Index Report) de LevelTen Energy, la plataforma digital especializada en la elaboración de información mercantil, información muy demandada por responsables de compra de electricidad para industrias, vendedores, asesores, propietarios de activos y financieros del sector de las energías renovables. 

¿Y los precios? Pues menos de cuarenta euros el megavatio hora en España (37 €/Mwh), 57 en Alemania (donde también el sector es muy experimentado), 69 en Italia, ó 92 en el Reino Unido. En fin, sin competencia.

El Gobierno prevé una subida de la factura de la luz por el apagón

El sistema eléctrico español está funcionando estos días de manera reforzada para garantizar su funcionamiento estable, tras el apagón general del lunes de la semana pasada, que afectó a toda la península. Para garantizar esa mayor solidez se está prescindiendo de las energías renovables y se está potenciando el servicio de otras fuentes como las centrales de gas. A causa de este refuerzo, el Gobierno espera que suba el precio del mercado de la electricidad y, en consecuencia, que lo haga también la factura de la luz en los hogares. Así lo han confirmado este jueves en declaraciones a El Periódico fuentes del Ministerio de Transición Ecológica, las cuales admiten que habrá un "coste adicional".

Las mismas fuentes señalan que este aumento en la factura de la luz durará mientras lo haga la situación de emergencia energética, si bien esperan que sea un aumento "mínimo" del precio. Desde el Gobierno, sin embargo, no han dado todavía ninguna pista sobre cuando se producirá la normalización definitiva de la situación energética, por lo que esta situación podrá prolongarse.

El gas se hace valer tras el apagón para subir su precio por estar disponible en el plan que ultima Aagesen para asegurar el suministro

El papel que jugó la generación de electricidad con gas para recuperar el suministro eléctrico tras el apagón histórico de 28 de abril ha hecho que el sector gasista suba su precio por estar siempre disponible para salir al quite de futuras crisis de suministro eléctrico.

"Hacerse valer" es la expresión que emplea la Asociación Española del Gas (Sedigás) de cara al nuevo sistema que última la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, para asegurar un remanente de electricidad, no para el consumo corriente, sino para inyectarse en el sistema cuando sea necesario, como un "seguro" ante situaciones donde haya más demanda que oferta y el suministro esté en riesgo.

Europa se 'engancha' al carísimo gas de Donald Trump para quitarse el ruso

Europa está necesitada de gas y como quiere desengancharse del gas ruso tiene que encontrar nuevos aliados. Y ese aliado no es otro que Donald Trump, el Señor de los Aranceles.

El gas natural licuado de EEUU es el gran beneficiado tras la invasión de Rusia a Ucrania. Cada vez vende más GNL a Europa e irá a más en los próximos trimestres y años.

Nuevo plan anti Rusia

Ahora, a principios de mayo, la Unión Europea dará a conocer su definitivo plan para deshacerse también del GNL ruso y de lo que llega a Europa a través del TurkStream procedente de las tierras de Vladimir Putin.

Para poder hacer eso tiene que redoblar esfuerzos con otros proveedores y EEUU será uno de ellos, pero también lo serán Noruega, Argelia o Qatar.

El caso es que hasta marzo los niveles del GNL que llega a Europa está en máximos históricos. Según los datos que ofrece Bruegel, las regasificadoras trabajan a destajo estas últimas semanas y han conseguido que EEUU se convierta ya en el segundo proveedor europeo, el mayor de GNL y desplace a Rusia.

En la gráfica se ve que los dos colores azules son el GNL y el más oscuro de ellos representa a EEUU que nunca ha alcanzado estos niveles. En el primer trimestre de este año, EEUU ha descargado 18,393 millones de metros cúbicos de gas.

La UE tiene que redoblar esfuerzos, porque además este invierno gastó mucho gas de sus almacenes y tiene que volver a llenarlos durante los próximos meses de cara al invierno próximo.

Habrá que ver si Europa es capaz de desengancharse del todo de Rusia, ese es el objetivo, que desde luego va a salir muy caro al Viejo Continente. Traerse el gas desde EEUU con un doble proceso de licuefacción y regasificación cuesta muchísimo más que traérselo directamente por gasoductos desde Rusia.

Von der Leyen anuncia que el plan para abandonar el gas ruso estará listo muy pronto

(15 de junio de 2025) La UE incrementa la compra de gas a EEUU ante la guerra comercial de Trump.

CATL en Smarter E: Entramos en la era de los sistemas de 9 MWh

En el primer día de la feria Smarter E en Múnich, CATL, el mayor fabricante de baterías del mundo, presentó el Tener Stack, que describe como el primer sistema de almacenamiento de energía de ultra alta capacidad de 9 MWh del mundo.

“El sistema se desarrolló en respuesta a la demanda de los clientes por productos de alta capacidad que también sean fáciles de transportar”, dijo Hank Zhao, director de tecnología de ESS Europa en CATL, durante una rueda de prensa.

El Tener Stack es una solución dos en uno que consta de dos contenedores de 6,1 metros apilados verticalmente. Cada contenedor pesa menos de 36 toneladas y cumple con las normas de transporte en el 99 % de los países del mundo, según indicó el fabricante.

Esto mejora significativamente la transportabilidad del producto, ya que solo requiere equipo de elevación estándar y minimiza el riesgo de vuelco durante el transporte por carretera.

“9 MWh no es el límite superior para los sistemas BESS a gran escala”. “Capacidades mayores, incluidos sistemas de dos dígitos en MWh, son posibles y dependerán de la demanda del cliente. Lo que estamos escuchando es una necesidad clara de mayor facilidad de transporte y mayor densidad energética por metro cuadrado, y eso es lo que impulsó el desarrollo del Tener Stack. Sin embargo, el límite teórico para la densidad energética está definido, en última instancia, por la química del LFP”.

La española Toscano gana el premio The Smarter E Award en Intersolar 2025

La empresa española Toscano ha sido galardonada con el premio The Smarter E Award 2025 en la categoría Smart Integrated Energy gracias a su dispositivo Backup Combi Pro Max.

El Backup Combi Pro Max ha sido reconocido por su capacidad para garantizar el suministro eléctrico de las instalaciones fotovoltaicas incluso durante interrupciones de la red o fallos del sistema, como los sufridos en España y Portugal el pasado 28 de abril.

Combi Pro Max de Toscano aísla automáticamente la vivienda de la red eléctrica cuando detecta un corte de suministro, y permite a los usuarios seguir utilizando la energía generada por sus paneles solares sin interrupción. 

El Backup Combi Pro Max combina las funciones de protección magnetotérmica, un protector de sobretensiones temporales y control de activación del modo isla en los inversores de generación fotovoltaica. Es válido para instalaciones monofásicas, trifásicas y bifásicas.

Su funcionamiento en modo isla desconecta el inversor de la red y solo permite la alimentación de los consumos que operen en modo separado, Backup total o Backup cargas críticas. El equipo se reconecta de modo automático a la red eléctrica cuando esta vuelva a estar operativa. La reconexión a la red se producirá únicamente después de que la tensión de la red de distribución permanezcan dentro de los márgenes normales durante al menos tres minutos.

Von der Leyen llama a "invertir masivamente en interconectores, redes y almacenamiento"

La presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, ha llamado a "invertir masivamente" en redes energéticas, interconectores y almacenamiento eléctrico para bajar unos precios de la energía "estructuralmente altos" en la Unión Europea.

Fue uno de los puntos del ámbito de la competitividad que Von der Leyen trató en una reunión en Bruselas con el nuevo canciller de Alemania, Friedrich Merz.

"Hemos abordado el difícil tema de los precios de la energía. Tenemos precios de la energía muy elevados estructuralmente. Tenemos que bajarlo y para eso tenemos que invertir masivamente en interconectores, redes y almacenamiento", dijo la presidenta del Ejecutivo comunitario.

Invertir en redes y almacenamiento

La presidenta alemana de la Comisión Europea subrayó que la UE no tiene problemas de abastecimiento energético, porque dispone de "muchas formas de producción, especialmente de energía baja en carbono".

"Pero nos falta la capacidad para almacenarla y la red", subrayó tras la primera visita del canciller a Bruselas, coincidiendo con el Día de Europa, para reunirse con los presidentes de las principales instituciones comunitarias y con el secretario general de la OTAN.

Las verdaderas causas del apagón; Falta de previsión con una red vulnerable

 

Nos encontramos en la Universidad Autónoma de Madrid para una entrevista exclusiva con Antonio Turiel, físico y experto en energía. 

Hablamos del reciente gran apagón, las inestabilidades de la red eléctrica, el modelo de transición energética y el futuro de las renovables. 

Con su visión crítica y sin pelos en la lengua, Antonio desglosa qué pasó, por qué la red es tan vulnerable y qué podemos esperar del panorama energético. Una charla imprescindible para entender los retos de nuestro sistema eléctrico.

El régimen de ayudas de 700 millones para el almacenamiento a gran escala se lanzará este mes

Este mes se lanzará la convocatoria de ayudas que permitirá a España el despliegue del almacenamiento a gran escala con la cofinanciación de inversiones hasta en un 85%. La Comisión Europea aprobó en marzo este nuevo esquema de ayudas para el despliegue del almacenamiento de energía eléctrica a gran escala, tanto en hibridación con instalaciones de energías renovables como stand-alone y térmico.

Se trata de un programa del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) dotado con 700 millones de euros en forma de subvenciones directas para la cofinanciación de inversiones en instalaciones de almacenamiento de energía y se realizará a través del Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE) con cargo a los fondos europeos del Programa Plurirregional FEDER 2021-2027.

Se prevé que puedan financiarse entre 80 y 120 proyectos con una capacidad de 2,5-3,5 GW, que deberán estar finalizados antes de que concluya 2029.

En marzo tuvo lugar la Consulta pública previa sobre la propuesta de convocatoria de ayudas para el almacenamiento energético con fondos FEDER 21-27. Estas ayudas se suman a los programas de apoyo al almacenamiento energético activados por el Gobierno gracias a los fondos NextGenEU del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR), por valor de más de 600 millones de euros.

Alemania, Italia, Reino Unido, Países Bajos y España liderarán el mercado del almacenamiento en los próximos 5 años

Según SolarPower Europe, Europa instaló 21,9 GWh de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) en 2024, lo que supone el undécimo año consecutivo de récords desde 2013, cuando comenzaron los registros. Así lo recoge en su European Market Outlook for Battery Storage 2025-2029, publicado este miércoles. Las últimas incorporaciones elevan el total de baterías en funcionamiento en Europa a 61,1 GWh a finales del pasado año. Sin embargo, la tasa de crecimiento anual se ralentizó hasta el 15% en 2024, tras tres años consecutivos de duplicación de la capacidad añadida.

Esta desaceleración era previsible, ya que el sorprendente aumento observado durante el periodo 2021-2023 se debió principalmente al segmento doméstico, como respuesta directa a la crisis de los precios de la energía.

La asociación espera que los mercados europeos de almacenamiento en baterías experimenten un crecimiento significativo en los próximos cinco años, con instalaciones anuales que alcanzarán unos 120 GWh y una capacidad total de 400 GWh en 2029. Alemania, Italia, Reino Unido, Países Bajos y España liderarán el mercado. Predominarán las baterías a gran escala, con proyectos híbridos que se convertirán en la norma, y el apoyo normativo y la mayor duración del almacenamiento aumentarán la flexibilidad del sistema.

El Escenario Alto de SolarPower Europe prevé una trayectoria ascendente aún más pronunciada, que podría alcanzar los 600 GWh instalados en 2029, lo que, sin embargo, queda por debajo de la trayectoria necesaria para acompañar el despliegue de renovables variables en todo el continente.

Cómo las microrredes encajan en el rompecabezas energético

En los últimos años, España ha convertido al sol en su mejor aliado para la generación de fotovoltaica. Sin embargo, el apagón del 28 de abril ha evidenciado la falta de integración efectiva en la red eléctrica.

En corto. Hasta ahora, la primera imagen que siempre acompaña a las renovables son las baterías, pero existe otro sistema de acoplamiento a la red: las microrredes o microgrids. Según ha explicado Borja Santos, CEO de Full&fast, para Europa Press, las microrredes son sistemas energéticos autónomos compuestos por un convertidor de potencia y un sistema de baterías. Estos sistemas reciben todas las entradas y salidas de energía de distintas fuentes, como grupos electrógenos, paneles solares o incluso la red eléctrica convencional.

Más profundo. Las microrredes operan a través de sistemas de almacenamiento que permiten acumular la energía generada en momentos de baja demanda o de alta producción. Esta energía almacenada puede luego liberarse en momentos críticos, garantizando la estabilidad del sistema. Este modelo no solo aporta seguridad de suministro, sino que también ofrece oportunidades económicas al gestionar la energía almacenada y liberarla cuando el precio en el mercado es más favorable.

Previsiones. El apagón del 28 de abril evidenció un problema en la capacidad de gestión y almacenamiento del sistema eléctrico nacional. Las microrredes se presentan como una solución gracias a su capacidad para operar de forma independiente y mantener el suministro en momentos críticos.

La tormenta perfecta para las eléctricas ocurre en España: excedentes solares diurnos, picos nocturnos... y baterías cada vez más baratas

Durante años, la conversación sobre el futuro de las eléctricas españolas se ha reducido al miedo a dos palabras: “fotovoltaica china”. Paneles suficientemente baratos y razonablemente eficientes.

Pero el arma definitiva no está llegando en contenedores desde Shanghai, sino cada vez con más frecuencia en la furgoneta de un instalador del barrio: paquetes de baterías de litio que permiten reducir la dependencia de la red eléctrica convencional. Cortar el cable. O, al menos, aflojarlo.

El abaratamiento que cambia las reglas

Pasado, presente y futuro del precio del almacenamiento:

2015: almacenar un kilovatio-hora costaba más de 1.100 dólares/kWh.

2024: según BloombergNEF, el precio medio del pack quedó en 115 dólares/kWh (unos 105 euros/kWh), tras una caída del 20% en el último año.

2026-2027: para entonces, la misma consultora estima que se romperá el listón psicológico de los 100 dólares/kWh.

Con estos precios de unos 105 euros/kWh de capacidad instalada, y considerando una vida útil de aproximadamente 4.000-6.000 ciclos para las baterías actuales de litio-ferrofosfato, el coste nivelado de almacenar y usar posteriormente cada kWh de energía doméstica ha caído por debajo de los 0,10 euros/kWh. Esto lo convierte en una opción más económica que consumir electricidad de la red incluso durante el término valle de la tarifa PVPC, que ahora oscila entre 0,11 y 0,13 euros/kWh aproximadamente."

Eso convierte a la batería en el complemento natural de cualquier tejado con paneles y en un enemigo directo de la demanda gestionada por las distribuidoras.

Batería y panel: el combo que despega

Según datos de Otovo:

En 2021, solo el 2% de instalaciones residenciales incluían batería.

En 2024 esa cifra llegó al 71%.

Y no son solo chalets costeros, los kits híbridos llegan a unifamiliares periféricos y hasta comunidades de vecinos pioneras.

Con subvenciones y tarifa 2.0TD, la amortización baja a entre 6 y 8 años, y la autosuficiencia energética roza el 80% en condiciones óptimas.

La red eléctrica como tubería de electrones empieza a tambalearse. Y no solo por la caída de la demanda gestionada, sino porque el flujo se invierte. En los momentos de sol y baja demanda, miles de hogares están empezando a devolver energía a la red o, simplemente, a no necesitarla.

Pese al miedo de estos años a la amenaza que llegaba en barco –placas chinas–, la amenaza real es la que llega en furgoneta. En paquetes de litio, fosfato y hierro que permiten a cada hogar guardar su propia energía.

En ese contexto, el negocio de redes está abocado a una transformación: de facturar kilovatios a ofrecer garantías de continuidad energética. Y ahí está la clave: quien antes se adapte al nuevo modelo no solo resistirá mejor. También podrá liderarlo.

Lo que Australia y Texas hicieron tras un apagón como el de España: ¡multiplicar las renovables!

 

Lo que Australia y Texas hicieron tras el apagón debería servirnos de referencia. Y no, no frenaron las renovables. 

Ya puedes ver la serie documental Hope en RTVE play, donde abordamos la otra mitad de la crisis climática: la mitad en la que ganamos. Las soluciones que ya están en marcha. 

Enlaces en hopelaserie.com

5 razones por las que necesitamos un sistema energético 100% renovable

Después de lo del otro día, de varias horas sin electricidad ni conexiones y sin saber qué estaba ocurriendo, es justo y necesario decir que no queremos vivir más “momentos históricos”. Al menos, no de este tipo. Toca poner soluciones. Y en ello estamos. Por eso, hoy no venimos a explicarte por qué un sistema 100% renovable es posible y económicamente viable, eso ya lo hicimos en 2007; venimos a contarte por qué lo necesitamos ya si queremos evitar otro apagón y un futuro repleto de desastres climáticos. Aquí nuestras cinco razones incontestables:

1. SEGURIDAD E INDEPENDENCIA ENERGÉTICA

En el gran apagón pudimos comprobar, de nuevo, que nuestra seguridad tiene más que ver con la resiliencia de nuestra infraestructura energética y de transportes, o con evitar los peores efectos del cambio climático (inundaciones, incendios, olas de calor, …) que con la compra de armamento o municiones. Cada euro invertido cuenta y hoy es momento de recordar que la mejor política de defensa es un sistema energético accesible, asequible, distribuido, justo y renovable, que garantice el suministro suficiente para una vida digna y contribuya a frenar el cambio climático, la principal amenaza de nuestro tiempo.

La invasión de Ucrania puso al descubierto la dependencia de España y el resto de la UE del gas y el uranio rusos que ha desembocado en una crisis energética y de inflación. Un sistema 100% renovable reduce la dependencia de combustibles fósiles y de uranio importados y ayuda a evitar los peores impactos del cambio climático, fortaleciendo la seguridad de los países.

«Un sistema 100% renovable reduce la dependencia de combustibles fósiles y de uranio importados«

Una red con una importante generación renovable puede ser tan fiable como cualquier otra porque la fiabilidad es un atributo del sistema que depende más de cómo se gestiona este que del tipo de fuentes energéticas presentes. Un operador de red responsable y eficaz puede gestionar un sistema con niveles elevados de renovables de forma fiable utilizando herramientas bien conocidas y ampliamente disponibles.

«La fiabilidad es un atributo del sistema que depende más de cómo se gestiona este que del tipo de fuentes energéticas presentes»

2. ESTABILIDAD Y FIABILIDAD

Tecnologías como el almacenamiento de energía (baterías, bombeo de agua..), la gestión de la demanda (tanto centralizada como distribuida) y la gestión inteligente de la red pueden mitigar la variabilidad de algunas de las fuentes renovables, como la energía solar y eólica, asegurando un suministro fiable.

3. PRECIO

Greenpeace y otras instituciones, como la Universidad LUT de Berlín, demostraron hace ya varios años que un sistema 100% renovable puede ser más barato que uno que incluye combustibles fósiles y energía nuclear.

4. RIQUEZA Y JUSTICIA SOCIAL

Su despliegue es fundamental para todo el mundo pero, en especial, para aquellas personas que aún no tienen acceso a la electricidad para ayudar a cubrir sus necesidades básicas (sanidad, educación, agua potable…).

5. FRENO AL CAMBIO CLIMÁTICO

La transición a un sistema energético 100% renovable, flexible, justo y suficiente para garantizar una vida digna para todas las personas supone la drástica reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, crucial para combatir el cambio climático.

El apagón dispara en un 450% la demanda de placas solares y baterías

Tras el gran apagón eléctrico sufrido el pasado lunes, han surgido muchas dudas sobre el funcionamiento de las instalaciones solares. No obstante, se ha disparado en +450% la demanda de baterías y placas solares tras el incidente, según revela SotySolar.

Normalmente, la instalación solar de una vivienda está conectada a la Red Eléctrica y por motivos de seguridad, cuando hay un corte en el suministro eléctrico general, el inversor solar se apaga automáticamente, y con él también los paneles solares y las baterías. Esto evita cualquier riesgo para los técnicos que trabajan en la red durante un apagón.

Pero, ¿se puede contar con energía solar incluso durante cortes de luz? Sí, existen soluciones como sistemas híbridos o con baterías y respaldo back up.

Las cajas de respaldo o back-up box actúan como un sistema de emergencia que dota a la vivienda de corriente alternativa tras un corte o accidente en la Red Eléctrica para que las placas solares sigan generando en modo isla, garantizando el suministro eléctrico. Sólo un back-up box que lo alimente podrá reactivar el sistema, utilizando la energía almacenada en la batería para reiniciar el inversor y que esté la distribuya por la vivienda como para que se pueda llevar a cabo una vida completamente normal durante otro posible apagón.

Baterías y sistemas back-up box

Según datos de SotySolar, líder en el sector de la energía solar, el precio de instalación de una batería con 7 kWh de capacidad de almacenamiento, junto a un sistema de back-up box ronda los 7.000 euros. En el caso de solo querer añadir el sistema de back-up box, el precio es de 2.207 euros.

China y la UE eliminan las sanciones mutuas para impulsar la relación bilateral en medio de la guerra comercial de Trump

Beijing recibe a altos cargos de la Unión Europea en un intento por recomponer una relación marcada por aranceles cruzados, tensiones geopolíticas y una creciente presión desde Estados Unidos. Con fisuras en la relación bilateral, este martes 6 de mayo el canciller chino anunció que ambas partes eliminarán “toda restricción” que exista en el intercambio mutuo.

China y la Unión Europea celebran medio siglo de relaciones diplomáticas y para conmemorarlo, el Gobierno de Xi Jinping abrió las puertas a una cumbre de alto nivel con la visita del presidente del Consejo Europeo, Antonio Costa, y la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen.

Los líderes se reúnen con una agenda de temas estratégicos, económicos, verdes y digitales, pero también por la presión de aranceles en múltiples frentes.

“China espera que la UE trabaje con China para mantener la intención original de establecer relaciones diplomáticas, adherirse a la postura de los socios, fortalecer el diálogo y la cooperación, gestionar adecuadamente las diferencias, promover el desarrollo de las relaciones y escribir historias de cooperación más emocionantes y exitosas entre ambos países”, dijo a la prensa local el portavoz del ministerio de Exteriores de China, Lin Jian

Las negociaciones ocurren en un contexto de medio siglo de relaciones bilaterales, con un comercio que ha crecido más de 320 veces desde 1975, superando los 780.000 millones de dólares en 2024.

El Ibex 35 vuela a máximos con las renovables a la cabeza

El Ibex 35 se ha situado este lunes en los 13.518,0 enteros, registrando máximos desde mayo de 2008, y pendiente todavía de las negociaciones sobre los aranceles de Estados Unidos y con la vista puesta en las reuniones de los bancos centrales. 

Las mayores subidas han sido las de Acciona Energía, única de entre las grandes compañías eléctricas que operan en España que solo genera a partir de fuentes renovables (+2,70%), Unicaja (+2,46%) y la fotovoltaica Solaria (+2,32%). 

A continuación, pero todas por debajo del +2, han ido desfilando la aseguradora Mapfre (+1,96%), BBVA (+1,80%) y la matriz de Acciona Energía, que es Acciona (opera en agua e infraestructuras y ha firmado un +1,57%). Por el lado contrario, en rojo, se han situado ArcelorMittal (-0,59%), Telefónica (-0,51%), Ferrovial (-0,48%), Puig (-0,41%), CaixaBank (-0,38%), Inditex (-0,29%) y Amadeus (-0,20%). Respecto al resto de los principales mercados europeos, París ha cerrado en negativo (-0,55%), mientras que el resto se han revalorizado: Fráncfort, un 1,22%, Londres, un 1,17%, y Milán, un 0,39% (el Ibex, +0,50%).

El barril de Brent ya se situaba en los 59,77 dólares (-2,78%), mientras que el West Texas Intermediate (WTI) caía hasta los 56,68 dólares (-2,76%). Estos descensos se producen tras la decisión de los países que conforman la OPEP+ de aumentar su producción de petróleo en junio en 411.000 barriles diarios, en línea con el incremento ya establecido para el mes de mayo.

Cadena de suministro de baterías de la UE y dependencia China de las importaciones

La demanda de baterías para vehículos eléctricos (VE) ha crecido significativamente, y la UE ha tenido dificultades para satisfacerla únicamente con la producción nacional. En cuanto a la cadena de suministro de baterías y la capacidad de fabricación, la UE sigue compitiendo con importantes actores mundiales como China y sigue dependiendo en gran medida de las importaciones.

Esta hoja informativa incluye los datos más recientes sobre el papel de la UE en la cadena de suministro mundial de baterías, que abarca desde las baterías ensambladas y los componentes clave hasta la extracción y el procesamiento de materias primas, al tiempo que destaca el alcance de su dependencia de las importaciones en cada etapa. 

• La UE representa solo el 7% de la producción mundial de baterías.
• El 15% de la capacidad de producción de baterías de la UE está gestionada por empresas con sede en Europa
• China y Estados Unidos representan el 87% de la capacidad de producción mundial en la cadena de suministro ascendente.
• Todas las etapas de refinación de materias primas (excepto el cobalto) están dominadas por China.

California y su revolución solar: cómo el almacenamiento con baterías fortalece una red eléctrica frágil

En el verano de 2020, los termómetros en California, el estado más poblado de EEUU, superaron los 45ºC durante seis días consecutivos. La asfixiante ola de calor generó picos de demanda de electricidad que la red no pudo soportar, provocando varios apagones masivos y dejando a decenas de miles de hogares sin electricidad.

Ante el malestar social, Anne Gonzales, portavoz del Operador del Sistema Independiente de California (CAISO), reconoció en los medios de comunicación un problema energético estructural, responsable de los históricos cortes de electricidad durante las épocas de sequía y calor. “No tenemos mecanismos para asegurar la energía. La capacidad disponible es fija, no tenemos respaldo”, lamentó.

En el verano de 2024, California volvió a sufrir varios días con temperaturas extremas. La demanda energética rozó niveles récord. Pero ningún comercio, industria ni hogar se quedaron sin luz. ¿La razón? La silenciosa apuesta por el almacenamiento de energía solar con baterías, una estrategia que ha estabilizado y fortalecido su frágil red.

En cinco años, California ha aumentado su capacidad de almacenamiento con baterías de iones de litio más de 15 veces. Ha pasado de 770 MW en 2019 a 13.391 MW a finales de 2024, “una verdadera revolución y un ejemplo a imitar”, explica Mar Reguant, economista especializada en energía y cambio climático, que por sus lazos con la Universidad de California en Santa Bárbara ha sido testigo de esta “profunda transformación energética”.

Con sus baterías domésticas, los ciudadanos transfieren energía a la red eléctrica, recibiendo una compensación económica a cambio. Estas “donaciones” van a parar a una central eléctrica virtual de almacenamiento -con una capacidad superior a los 200 MW-, que se activa como respaldo cuando la red entra en crisis. En 2024, el protocolo se activó en 16 ocasiones. La energía nunca se cortó.

En el caso de la península Ibérica, Reguant explica; “Está demostrado que muchas veces sobra sol y no podemos almacenarlo, por lo que terminamos tirando energía”. En su opinión, de haber tenido un alto almacenamiento en baterías, el apagón del lunes se podría haber evitado y, en el peor de los casos, la recuperación hubiese sido mucho más rápida.

La cartera australiana de proyectos eólicos, solares y de almacenamiento está en niveles récord

El Operador del Mercado Energético Australiano (AEMO) afirma que la capacidad de los proyectos de energía eólica, solar y de almacenamiento de baterías que esperan conectarse a la red principal de Australia ha aumentado hasta un nivel récord durante el último año, aumentando en más de un tercio hasta más de 50 gigavatios por primera vez.

El aumento ha sido impulsado por las propuestas de proyectos de almacenamiento de baterías, que casi se han duplicado desde 11 GW a 20,5 GW desde el mismo período del año pasado.

Los proyectos híbridos tiran del carro

Los proyectos híbridos de energía solar y baterías han crecido de 4,5 GW a 5,6 GW, los proyectos eólicos de 7,5 GW a 8,7 GW, y los proyectos exclusivamente solares de 10,2 GW a 12,1 GW. El total de proyectos en cola asciende ahora a 51 GW.

Estas cifras representan la capacidad de los proyectos que se encuentran en proceso de solicitud de conexión a la red. Hay muchos más en etapas iniciales de desarrollo.

“Es un nuevo récord de proyectos renovables y reafirmantes trabajando para conectarse al Mercado Eléctrico Nacional (NEM)”, afirmó la responsable de incorporación y conexiones de AEMO, Margarida Pimentel.

Australia tiene como objetivo el 82% de energías renovables para 2030, pero actualmente se sitúa en poco más del 40%. Necesita avanzar con rapidez para alcanzar su objetivo —que coincide con el modelo del Plan Integrado del Sistema de AEMO—, y la velocidad de la planificación, las conexiones, la construcción y la nueva transmisión será clave.

Australia está a punto de vivir un 'boom' de grandes baterías