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- Cómo se traduce esto en cifras y efectos
- Habilitación para controlar la tensión: avances y obstáculos
- Nuclear, ciclos combinados y la garantía de suministro
- Demanda, industrialización y permisos: el otro cuello de botella
- Almacenamiento: urgente, insuficiente y pendiente de financiación
- Autoconsumo y la normalización tras el auge
- Biometano y diálogo social en el territorio
- Qué ponerse a ver en 2026
El cierre de 2025 ha dejado al sector renovable en tensión: tras el apagón masivo de abril y cambios operativos recientes, la participación de la eólica y la fotovoltaica sigue alta —alrededor del 55-56%— pero su funcionamiento cotidiano sufre restricciones que afectan precios y previsibilidad. El director general de APPA Renovables, José María González Moya, advierte que decisiones del operador del sistema están favoreciendo la generación con gas y que la falta de almacenamiento y demanda industrial pone en riesgo inversiones futuras.
Desde abril, la forma en que se gestiona la red ha mutado y ya no parece algo temporal. Según APPA, este nuevo modo operativo reduce la capacidad real de vertido de parques solares y eólicos en momentos críticos y ha obligado a contratar más producción fósil para asegurar la estabilidad.
Cómo se traduce esto en cifras y efectos
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El impacto es tangible: en 2024 las renovables dejaron de inyectar más del 11% de su energía por diversas restricciones; en 2025, la asociación estima que la pérdida alcanza aproximadamente el 17%. A pesar de nuevas plantas conectadas, la cuota final del año se mantendrá en torno al 55-56% porque la energía renovable no está siendo plenamente aprovechada.
El resultado directo para consumidores y mercado: precios medios más altos, mayores emisiones y señales menos claras para los inversores que deben decidir si financiar nuevos proyectos.
- Operación del sistema: la transición hacia una «operativa reforzada» ha reducido la prioridad de las renovables en horas concretas, con mayor despacho de centrales de gas.
- Almacenamiento: las tasas de implantación son muy bajas en comparación con otros países; instalaciones conectadas a la red son todavía residuales.
- Horas con precio negativo: 2025 acumula cientos de horas a precios negativos o cero, un síntoma de exceso de oferta frente a insuficiente demanda.
- Autoconsumo: vuelve a niveles «normales» tras el boom impulsado por precios y subvenciones en años anteriores.
Habilitación para controlar la tensión: avances y obstáculos
Una novedad relevante es que las plantas renovables pueden empezar a aportar control de tensión de forma parecida a plantas síncronas. REE ha autorizado unas 20 instalaciones y, según APPA, hay en torno a 100 solicitudes en proceso. No obstante, el trámite técnico es complejo: protocolos de comunicación, ensayos que dependen de condiciones meteorológicas y un proceso de certificación que exige tiempo.
El sistema de control dinámico de tensión entrará en funcionamiento con más fuerza en enero, y su viabilidad dependerá tanto de la capacidad técnica de los parques como de una remuneración que compense los costes y riesgos de participar.
Nuclear, ciclos combinados y la garantía de suministro
Sobre la prórroga de nucleares como Almaraz, APPA mantiene que, con el parque renovable actual, la seguridad del suministro puede sostenerse. Al mismo tiempo subraya que las centrales de ciclo combinado aportan la flexibilidad operativa y el control de tensión dinámico que el sistema necesita en ciertas regiones.
La conclusión práctica: la garantía real del sistema depende de una combinación de soluciones —renovables con capacidades de control, almacenamiento y, en algunos casos, generación síncrona— y de datos robustos que deben aportar el operador y el Ministerio.
Demanda, industrialización y permisos: el otro cuello de botella
El debate sobre oferta vs. demanda centra buena parte del problema. El PNIEC fijó objetivos ambiciosos, pero la electrificación de la demanda —mediante instalación industrial intensiva en electricidad— no avanza al ritmo requerido. Sin clientes industriales para absorber energía renovable, las horas de precio negativo y la falta de rentabilidad de ciertos proyectos se multiplican.
La permisología y la incertidumbre regulatoria también frenan: hay permisos de acceso a red que podrían caducar si los proyectos no entran en servicio antes de 2028. Esa presión empuja a iniciar obras en condiciones difíciles y crea tensiones con los requisitos impuestos por las administraciones.
“No podemos penalizar la conexión de una fábrica de baterías o de vehículos eléctricos por precauciones que, al final, limitan la competitividad”, resume la posición de APPA.
Almacenamiento: urgente, insuficiente y pendiente de financiación
APPA insiste en que el país llegó tarde al almacenamiento. Aunque hay baterías instaladas en industrias privadas, la potencia conectada a la red es mínima. Para escalar hace falta un marco que ofrezca ingresos previsibles —por ejemplo, subastas o mercados de capacidad— y una política pública que haga el activo bancable.
El sector espera subastas en 2026 que ofrezcan pagos fijos para facilitar la financiación, pero advierte que la aceleración masiva y desordenada de instalaciones puede ser contraproducente si no se planifica.
Autoconsumo y la normalización tras el auge
El ritmo de instalación de autoconsumo ha vuelto a una senda más regular tras años excepcionales marcados por precios altos y subvenciones. APPA considera que retroceder sería un error: la sociedad ya ha incorporado parte de la cultura fotovoltaica, y lo que toca ahora es consolidar el crecimiento con marcos estables y menos dependencia de ayudas puntuales.
Biometano y diálogo social en el territorio
El sector impulsa un acercamiento a los territorios para explicar las posibilidades de los gases renovables y cómo se pueden minimizar impactos (olores, tráfico de camiones, gestión de residuos). El objetivo es mostrar que el biometano aporta oportunidades industriales y empleo si se gestiona con transparencia y tecnologías adecuadas.
Qué ponerse a ver en 2026
- Seguimiento de la permanencia o reversión de los cambios operativos de Red Eléctrica.
- Lanzamiento efectivo de mecanismos de remuneración para almacenamiento.
- Decisiones sobre permisos de acceso a la red y la resolución de concursos pendientes.
- Avances en industrialización que incrementen la demanda de energía renovable.
En definitiva, 2025 cierra con un sector renovable robusto en capacidad pero con tensiones operativas y de mercado que podrían condicionar la inversión en los próximos años. La clave para 2026 será coordinar operador, regulador, industria y financiación para que la expansión renovable se traduzca en precios más competitivos y en más empleo industrial, no en horas desperdiciadas ni en mayor dependencia de combustibles fósiles.
