Durante años, el gran desafío de la transición energética europea fue instalar suficiente capacidad renovable.
Ese problema está empezando a cambiar.
Ahora aparece otro mucho más complejo: qué hacer cuando hay demasiada electricidad renovable exactamente al mismo tiempo.
Francia acaba de dar una señal muy clara.
El Arrêté du 20 juillet 2026 amplía el mecanismo que permite ordenar la parada temporal de determinadas instalaciones fotovoltaicas y eólicas acogidas a mecanismos públicos de apoyo. El umbral, inicialmente situado en 10 MW, bajará progresivamente hasta 1 MW: primero afectará a instalaciones superiores a 5 MW a partir del 1 de diciembre de 2026 y, desde marzo de 2027, llegará al segmento de 1–5 MW.
No estamos hablando únicamente de grandes parques utility-scale.
Estamos entrando en un escenario en el que plantas relativamente pequeñas tendrán que ser digitalmente controlables, monitorizables y capaces de modificar su producción en función de las necesidades del sistema eléctrico.
Y aquí es donde la noticia francesa empieza a resultar especialmente interesante para España.
España tiene incluso más razones que Francia para tomarse esto en serio
Durante el primer semestre de 2026, España acumuló 596 periodos horarios con precios negativos, frente a 462 en Portugal y 370 en Francia, según los datos de Montel recogidos por pv magazine. España fue así el mercado europeo con mayor número de horas negativas durante ese periodo.
No es necesariamente una mala noticia.
Los precios muy bajos son, en parte, consecuencia del enorme éxito de la generación renovable.
En marzo, por ejemplo, las renovables representaron el 63,1% de la generación eléctrica española, mientras que la fotovoltaica aumentó un 36,7% respecto al año anterior.
El problema aparece cuando generación y demanda dejan de estar suficientemente alineadas.
A mediodía podemos tener abundancia de electricidad solar y precios cero o negativos. Unas horas después desaparece la producción fotovoltaica, aumenta la demanda neta y el sistema vuelve a necesitar generación gestionable.
La conocida duck curve empieza así a convertirse también en una cuestión económica.
El activo renovable puede producir cada vez más MWh y, paradójicamente, capturar cada vez menos valor por cada uno de ellos.
Francia está respondiendo con curtailment. España debería intentar ir un paso más allá
El mecanismo francés tiene sentido desde el punto de vista operativo: cuando existe exceso de producción, el sistema necesita capacidad para reducir generación.
Pero apagar una instalación renovable significa, físicamente, desaprovechar una energía que ya podríamos haber producido.
Aquí aparece una alternativa mucho más interesante:
PV → BESS → EMS → mercado
En lugar de limitarse a generar electricidad cuando hay sol, una instalación híbrida puede empezar a decidir cuándo tiene sentido entregar esa energía al sistema.
El BESS permite desplazar energía desde las horas de exceso solar hacia las horas de mayor valor.
Pero su función puede ir bastante más allá del simple arbitraje:
reducción de vertidos, desplazamiento temporal de generación, participación en mercados intradiarios y de balance, servicios auxiliares, gestión de congestiones y, con las arquitecturas y requisitos adecuados, soporte dinámico a la red.
El activo deja progresivamente de comportarse como una planta renovable pasiva y empieza a convertirse en un activo energético gestionable.
Y España ya está empezando a moverse en esa dirección
Red Eléctrica señala que solo durante marzo de 2026 los sistemas de almacenamiento —bombeo y baterías— integraron 938 GWh en la red, precisamente facilitando un mayor aprovechamiento de la generación renovable.
Además, el programa RENOINN 2 ha adjudicado, según los resultados publicados, 433 millones de euros a 524 proyectos renovables hibridados con almacenamiento, incluyendo 2,3 GWh de capacidad BESS; 463 de los proyectos corresponden a fotovoltaica combinada con baterías.
La dirección parece correcta.
Pero instalar baterías no resuelve por sí solo el problema.
La clave estará en cómo se controlan.
El verdadero salto tecnológico será pasar de generación renovable a optimización energética
Una planta PV+BESS bien gestionada tendrá que tomar decisiones continuamente.
¿Debe exportar ahora?
¿Debe cargar la batería?
¿Debe reservar capacidad para una oportunidad posterior?
¿Es más rentable aceptar una reducción de producción o almacenar la energía?
¿Conviene reservar parte del BESS para servicios de red?
¿Compensa un determinado ciclo adicional teniendo en cuenta degradación, eficiencia y precio esperado?
La respuesta ya no depende únicamente del precio horario.
Depende simultáneamente del estado de carga, previsión meteorológica, previsión de precios, restricciones de red, degradación de batería, disponibilidad del activo y posibles ingresos procedentes de diferentes mercados.
Por eso, en mi opinión, el gran protagonista de la siguiente fase del sistema eléctrico no será únicamente el BESS.
Será la combinación:
Renewables + BESS + Power Electronics + EMS
Hay además una diferencia importante entre precio negativo y curtailment
Conviene no confundir ambos conceptos.
Un precio negativo es una señal económica de exceso de oferta.
El curtailment es una restricción física de producción que puede producirse por distintas necesidades operativas o limitaciones de red.
De hecho, Red Eléctrica recuerda expresamente que disponer de capacidad de acceso no significa tener garantizada toda la capacidad de producción y que pueden ser necesarias restricciones de evacuación durante la operación real del sistema.
Esto hace todavía más relevante la capacidad de gestionar dinámicamente energía y potencia.
La paradoja de la transición energética
Europa está empezando a descubrir algo aparentemente contradictorio:
podemos necesitar simultáneamente más renovables y menos generación renovable en determinados momentos.
No es un fracaso de las renovables.
Es una consecuencia lógica de haber desplegado generación mucho más rápido que flexibilidad.
Francia está respondiendo haciendo controlables plantas cada vez más pequeñas.
España debería observar atentamente esa evolución porque su exposición a precios negativos es ya incluso superior.
Pero copiar simplemente el modelo francés y aumentar el curtailment sería quedarse a mitad de camino.
La oportunidad para España es convertir ese exceso renovable en un recurso gestionable mediante almacenamiento, respuesta de demanda, mejores interconexiones y sistemas avanzados de control.
La siguiente fase de la transición energética probablemente no se medirá únicamente en GW renovables instalados.
Se medirá también en cuántos de esos GW somos capaces de almacenar, desplazar y controlar inteligentemente.
Y ahí es donde el almacenamiento deja de ser un complemento de las renovables para convertirse en una pieza estructural del sistema eléctrico.
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