España ha demostrado que una elevada penetración renovable puede reducir el precio de la electricidad. El siguiente reto es conseguir que esa energía pueda almacenarse, transportarse y utilizarse cuando el sistema realmente la necesita. (Fuente REE)
En 2025, el sistema eléctrico español integró el 96,6% de la producción renovable programada, pese a haber incorporado 39 GW de nueva potencia renovable desde 2021. Durante ese mismo periodo, el precio final de la electricidad siguió una tendencia descendente y se situó alrededor del 60% del nivel registrado en 2021.
Sin embargo, detrás de estos buenos resultados aparece una señal de alerta.
El coste de las restricciones técnicas pasó de 724 millones de euros en 2021 a 3.347 millones en 2025. En apenas cuatro años, el sistema ha multiplicado por más de cuatro el dinero necesario para corregir congestiones, mantener los niveles de tensión y garantizar que generación y demanda permanezcan equilibradas.
La transición energética española no tiene, por tanto, un problema de falta de energía renovable. Tiene un problema creciente de flexibilidad.
La energía barata también puede resultar cara de gestionar
La electricidad solar y eólica desplaza generación más costosa y reduce el precio del mercado mayorista. Pero su producción no siempre coincide con la demanda ni aparece necesariamente en los lugares donde la red dispone de capacidad suficiente.
Cuando existe demasiada generación en una zona, una línea está congestionada o el sistema necesita recursos adicionales para controlar la tensión, Red Eléctrica debe modificar el programa inicialmente previsto.
Esto puede implicar reducir generación renovable, aumentar la producción de otras centrales, redistribuir flujos eléctricos o activar instalaciones capaces de responder a las necesidades técnicas del sistema.
El problema no es que estas actuaciones sean innecesarias. Son imprescindibles para mantener la seguridad del suministro. El problema es su creciente frecuencia y coste.
En 2025, la energía movilizada mediante restricciones técnicas aumentó un 47%, pero su coste creció un 63%. Los agentes cobraron una media de 165 €/MWh por esa energía, frente a los 65,26 €/MWh del mercado diario: aproximadamente 2,5 veces más.
España está produciendo electricidad renovable barata, pero está pagando cada vez más por corregir las limitaciones del sistema después de que esa electricidad haya sido generada.
Más renovables exigen más flexibilidad
Durante años, la transición energética se ha medido fundamentalmente en megavatios instalados. Esa métrica ya no es suficiente.
Un sistema eléctrico con una elevada penetración renovable necesita también capacidad para:
desplazar energía desde las horas de excedente hacia las horas de mayor demanda;
responder rápidamente ante variaciones de generación y consumo;
aliviar congestiones en puntos concretos de la red;
contribuir al control de tensión y frecuencia;
reducir vertidos renovables;
optimizar el uso de las infraestructuras existentes.
Red Eléctrica está desplegando herramientas digitales, nuevas soluciones reguladas de red y modificaciones operativas. Según sus análisis, determinados equipos incluidos en la planificación eléctrica podrían reducir alrededor de un 15% el coste de las restricciones técnicas.
También se está impulsando la participación de las renovables en el control de tensión mediante el Procedimiento de Operación 7.4. Actualmente existen 26 GW habilitados para prestar este servicio, aunque solo el 17% de las plantas de generación españolas ha completado el proceso de habilitación.
Todas estas medidas son necesarias. Pero difícilmente serán suficientes sin un despliegue paralelo del almacenamiento energético.
El papel estratégico de los BESS
Los sistemas de almacenamiento en baterías —BESS— permiten desacoplar el momento en el que la electricidad se genera del momento en el que se consume.
Una batería puede cargar durante las horas de elevada producción solar y precios bajos, para descargar posteriormente durante los picos de demanda. Pero limitar su valor al arbitraje energético sería quedarse en la superficie.
Los BESS también pueden responder en milisegundos, proporcionar potencia activa y reactiva, contribuir al control de tensión, participar en servicios de balance y reducir determinados picos de potencia en redes saturadas.
Instalados en los puntos adecuados, pueden convertirse en activos de apoyo a la red y no solamente en herramientas comerciales para comprar y vender electricidad.
Eso no significa que las baterías puedan sustituir todas las ampliaciones de red ni eliminar por sí solas los 3.347 millones de euros de restricciones técnicas. Esa conclusión no aparece en los datos de Red Eléctrica y sería una simplificación.
El almacenamiento debe formar parte de una estrategia más amplia que combine redes, digitalización, señales locacionales, participación de la demanda, generación flexible y reformas de mercado.
Pero sí puede reducir la cantidad de energía que debe ser corregida posteriormente y aportar servicios que el sistema está remunerando cada vez más.
Del coste del sistema a una oportunidad industrial
El incremento de las restricciones técnicas también está enviando una señal económica.
La flexibilidad tiene valor.
Durante las horas de elevada generación renovable, los precios pueden caer hasta niveles muy bajos o negativos. Sin embargo, en otros momentos el sistema paga precios muy superiores para disponer de energía o capacidad en el lugar y momento adecuados.
Esa diferencia crea oportunidades para proyectos BESS capaces de combinar varias fuentes de ingresos:
arbitraje energético;
servicios de balance;
control de potencia y tensión;
participación futura en mercados de capacidad;
optimización del autoconsumo industrial;
reducción de picos de demanda;
integración con plantas fotovoltaicas.
La bancabilidad de estos proyectos dependerá de que la regulación permita acumular servicios, ofrezca señales claras y reconozca el valor que cada activo aporta al sistema.
No se trata de instalar baterías indiscriminadamente. Se trata de ubicarlas donde puedan evitar costes, resolver restricciones reales y mejorar el aprovechamiento de la infraestructura existente.
SolaX Power y la nueva generación de almacenamiento
Este cambio abre un espacio estratégico para soluciones BESS modulares, digitalizadas y capaces de operar tanto detrás del contador como en aplicaciones de mayor escala.
Para SolaX Power, la oportunidad consiste en acompañar a empresas, instaladores, ingenierías y promotores en la evolución desde el autoconsumo convencional hacia sistemas energéticos integrados: generación fotovoltaica, almacenamiento, electrónica de potencia y gestión inteligente de la energía.
El valor ya no estará únicamente en la capacidad instalada de la batería. Estará en su capacidad para decidir cuándo cargar, cuándo descargar, qué servicio prestar y cómo coordinarse con la red, el mercado y las necesidades del consumidor.
La próxima fase de la transición energética
España ha conseguido integrar prácticamente toda la generación renovable programada y mantener precios eléctricos competitivos frente a buena parte de Europa. Pero el crecimiento de las restricciones técnicas demuestra que el sistema está entrando en una fase distinta.
La prioridad ya no puede ser únicamente añadir más megavatios renovables.
El nuevo objetivo debe ser convertir esa energía variable en electricidad gestionable, disponible y útil para el sistema.
La transición energética española no se decidirá solamente por cuánta energía renovable seamos capaces de producir, sino por cuánta podamos almacenar, desplazar y gestionar inteligentemente.
Y en esa nueva etapa, los BESS dejarán de ser un complemento de la generación renovable para convertirse en una pieza central de la infraestructura eléctrica.
