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'