Qué necesitas saber antes
- Será vital evaluar los resultados de agosto para determinar si esta situación es un evento puntual o el inicio de una tendencia preocupante en el contexto previo a un incremento en la demanda y almacenamiento energético.
- ” A su vez, resaltó que el 93% de las restricciones en el sistema provienen de la red de transporte.
- ” Carlos Martín Graña, Responsable de Operaciones de ENERJOIN, señala que la transición de un sistema de potencia firme a uno dependiente de fuentes renovables intermitentes requiere un redimensionamiento significativo.
En julio de 2025, las dificultades técnicas para integrar electricidad renovable en el sistema español se convirtieron en un reto notable. La Red Eléctrica de España (REE) reportó que más del 11% de la energía renovable generada, equivalente a más de 1.100 GWh, no pudo ser inyectada a la red, un marcado aumento con respecto al 0,8% del mismo mes en 2024.
Este fenómeno no solo evidenció un avance en la generación renovable, sino también un problema estructural en la red. Alejandro Diego Rosell, consultor de energía, comentó: “La fotovoltaica marcó récords históricos, con un 25% del mix eléctrico nacional.” A su vez, resaltó que el 93% de las restricciones en el sistema provienen de la red de transporte: “no hay manera de inyectarla,” informó en su conversación con Strategic Energy Europe.
Las provincias más afectadas incluyeron:
- Toledo
- Ciudad Real
- Granada
En estos lugares, se sufrió una pérdida de más del 30% de la producción renovable local.
Kim Keats Martínez, Director en K4K Training & Advisory y EKON Strategy Consulting, también advirtió que, aunque la contribución de las renovables fue del 57% ese mes, el verano representa un desafío constante y mencionó un importante pico del 63% entre marzo y mayo.
El impacto fue desigual, ya que Extremadura, a pesar de generar mucha energía renovable, es de las más perjudicadas, con un 26,5% del ERNI respecto al PDBF renovable. Castilla-La Mancha, en cambio, se encuentra en una peor situación proporcional, con un 36,5%.
La estrategia de operación de REE ha cambiado desde el apagón de abril, optando por un enfoque más conservador que prioriza la generación fósil como respaldo. Rosell indica: “REE prefiere mantener gas y nuclear de apoyo para no volver a vivir un susto, aunque eso signifique desconectar renovables. Resultado: tiramos electricidad limpia y seguimos pagando gas caro.”
Esta situación ha conllevado efectos negativos como:
- Reducción de rentabilidad para los promotores de parques de energía.
- Aumento en la factura eléctrica debido a la entrada de gas en la mezcla energética.
No obstante, también se vislumbran oportunidades, como el potencial del almacenamiento. Rosell advierte: “Con tanto recorte, las baterías y el bombeo empiezan a ser un negocio seguro.”
Carlos Martín Graña, Responsable de Operaciones de ENERJOIN, señala que la transición de un sistema de potencia firme a uno dependiente de fuentes renovables intermitentes requiere un redimensionamiento significativo. Además, la planificación de las renovables no siempre consideró adecuadamente las necesidades de la red, resultando en una alta concentración de generación en ciertos nodos. Esto, sumado a la falta de expansión en las redes de transporte y distribución, ha provocado múltiples vertidos.
En resumidas cuentas, España enfrenta un desafío no por la generación de energía renovable, sino por su integración efectiva en la red. Será vital evaluar los resultados de agosto para determinar si esta situación es un evento puntual o el inicio de una tendencia preocupante en el contexto previo a un incremento en la demanda y almacenamiento energético.
