Las renovables controlarán la tensión del sistema eléctrico a principios de 2026 y rebajarán la factura

«No fue un problema de falta de inercia, como se especuló tras el apagón, sino de sobretensión», explica a este periódico Héctor de Lama, director técnico de UNEF (Unión Española Fotovoltaica). Por ello, donde se ha puesto el foco es en aumentar las centrales que controlan la tensión y desde el próximo año también participarán las renovables.

Tras seis años solicitándolo, fue en las semanas posteriores al 'blackout' cuando se aprobó que este tipo de energía pudiera entrar también en el circuito de control. «Ese día no estaba aún permitido y es evidente que el sistema no iba bien; por tanto, es imposible que sea culpa de las renovables. Y por eso ahora han metido más centrales a controlar la tensión», asegura De Lama.

Incorporar más centrales para dar estabilidad al sistema implica un mayor coste que repercute en el recibo de la luz de empresas y hogares. En los últimos meses el precio medio de la electricidad se ha triplicado, desde los 16,93 euros/MWh de mayo a los 61,04 euros/MWh de septiembre. La factura se ha disparado porque el mix energético se compone en un mayor porcentaje que antes del apagón de ciclos combinados e hidroeléctrica. Por tanto, cuando las renovables entren a controlar la tensión se reducirá el coste. Y esto ocurrirá previsiblemente en el primer trimestre de 2026: solo falta que se terminen de habilitar, ya que la normativa ya está aprobada. Competencia (CNMC) llevó a cabo un proyecto demostrativo tras el cual la propia Red Eléctrica publicó un informe en septiembre de 2023 en el que pedía que todos los generadores –no solo las centrales térmicas de gas– pudieran controlar la tensión. De esta forma se logrará un sistema «más robusto y más barato», explica De Lama. En los primeros meses de 2026 la eólica y la fotovoltaica ya estarán habilitadas y se podrá prescindir de las térmicas que se han ido incorporado.

El colapso eléctrico y sus derivadas han disparado las horas con precios cero o negativos, hasta tal punto que en septiembre, con 759 horas, ya se ha superado el total de 2024 (696 horas). Sin embargo, esta anomalía, que no es exclusiva de España, puede hacer peligrar las nuevas inversiones en el sector, según alertó este martes la patronal.

En este contexto de incremento de precios negativos, los datos de 2025 proyectan un cierre en niveles similares a los 2024, ya que las inversiones vienen de los años anteriores. José Donoso, director general de UNEF, advierte que donde se verá «el impacto» será en los números del próximo año. En la presentación del informe 'La energía fotovoltaica, motor de industrialización', el representante de la patronal se refirió al aumento de los precios negativos pero también a los vertidos técnicos y económicos como problemas más acuciantes de cara a 2026. Apuntó a buscar soluciones «urgentes», como plantear una especie de «excepción ibérica pero al revés», o una exención del impuesto de generación de energía.

Según los datos desglosados en la presentación, los precios capturados por la fotovoltaica en lo que va de 2025 se sitúan en los 33,95 euros por MWh, cifra casi un 25% por debajo de los 42,28 euros/MWh de 2024. También se ha producido una caída en los contratos bilaterales (PPAs, por sus siglas en inglés) como vía de financiación lo que obliga a relanzar las subastas de renovables, «que deben ofrecer certidumbre a los inversores e integrar el almacenamiento».

Para revertir esta situación, UNEF asegura que la electrificación de la demanda debe convertirse en «una prioridad nacional». En este sentido, la patronal destacó que la planificación de redes a 2030 muestra que hay 75 gigavatios (GW) de puntos de conexión concedidos, frente a una demanda media actual de apenas 25 GW, por lo que estima que la convocatoria de concursos de demanda «ayudará a identificar los proyectos viables, desbloquear inversiones e impulsar la industrialización asociada a ellos».

En en el conjunto de 2024 se instalaron un total de 7.221 megavatios (MW), principalmente en suelo, con 6.039 MW nuevos instalados, según recoge el informe presentado este martes. En el acumulado, la potencia instalada asciende hasta 40.294 MW y en suelo llega hasta los 32.157 MW. No obstante, se aprecian «dificultades» en el autoconsumo pese a que tras el apagón se está percibiendo un interés por parte de los hogares en este tipo de generación para garantizar su autonomía de suministro. El año pasado se instalaron 1.182 MW, un 31% menos que en el ejercicio previo, lo que eleva el total de autoconsumo fotovoltaico hasta los 8.137 MW. En almacenamiento, España acumuló 2.205 MWh de capacidad detrás del contador -que se refiere a los sistemas de baterías instalados en hogares, comercios o industrias- desde 2022, aunque el ritmo de instalación cayó un 34 % en 2024 respecto al año anterior.

Las medidas de impulso que reclama la patronal y la estabilización de los datos están en línea con la desaceleración que pronostica la Agencia Internacional de la Energía (AIE) en el informe que difundió este martes. Si bien prevé que la potencia mundial de generación de electricidad renovable se duplicará a lo largo del próximo lustro, el crecimiento se revisa un 5% a la baja respecto a su estudio anterior por los cambios políticos en EE UU y China. La solar fotovoltaica será la tecnología que domine este crecimiento, con el 80% del total de ese crecimiento en los próximos cinco años.

El informe es especialmente negativo para EE UU, donde la previsión se reduce casi un 50 % el crecimiento renovable en el país y olas políticas de Donald Trump marcan un giro hacia el proteccionismo industrial y dejan el impulso futuro en manos de estados y corporaciones privadas, no del gobierno federal. La IEA prevé que las adiciones de capacidad renovable en EE UU alcancen su pico en 2027 y luego caigan y se estabilicen hasta 2030, debido al retiro de incentivos federales.