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.