Mientras el estrecho de Ormuz sigue tensionando petróleo y gas, el mercado eléctrico español está enviando una señal distinta. Para sorpresa de muchos, la luz no se ha disparado de forma sostenida, como ocurrió durante el inicio de la guerra en Ucrania.

La clave, no obstante, no es que España sea inmune a lo que ocurre en Oriente Próximo o al mercado mayorista, sino que el mix eléctrico del país permite amortiguar durante unas semanas parte del shock.

Nadie queda al margen de la geopolítica

La referencia internacional sigue siendo muy delicada. Reuters apuntaba esta semana que el Brent seguía moviéndose en niveles altos, cerca de los 95 dólares, en un contexto de tráfico muy restringido por Ormuz y de gran incertidumbre sobre el suministro regional.

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En paralelo, el sistema español sigue apoyándose en un factor que hoy marca diferencias, pese a las suspicacias internacionales que despertaron hace algo menos de un año con el apagón masivo en la península.

Según datos de Red Eléctrica, la demanda eléctrica cayó un 1,8 % este pasado marzo y las renovables aportaron el 63,1% de la generación. Una combinación que ayuda a entender por qué España puede convivir, al menos por ahora, con un entorno energético internacional tenso sin trasladarlo automáticamente al pool.

La clave no es que España esté al margen de la geopolítica. La clave es que, durante muchas horas del día, manda el sol antes que el gas. El mercado mayorista español sigue mostrando un patrón muy claro: precios hundidos en las horas centrales y repuntes acusados cuando desaparece la fotovoltaica.

El Operador del Mercado Ibérico de Energía, OMIE, situó, el 14 de abril, el precio medio diario en España en 45,97 euros por MWh, con un mínimo de -0,60 y un máximo de 117,21 euros. La media todavía parece contenida, pero oculta una brecha enorme entre el mediodía y la noche.

El dato resume bien la “anomalía española”. El mismo mercado que paga por colocar electricidad a mediodía puede rozar las tres cifras cuando cae el sol: la crisis existe, pero entra por horas.

Ese comportamiento se ha intensificado en las últimas semanas. De hecho, a finales de marzo el mercado mayorista había caído a uno de sus mínimos históricos, con varias horas en negativo, gracias a una combinación de alta producción renovable y baja demanda. Llegaba en plena crisis energética asociada al conflicto entre Israel, EE. UU. e Irán.

Hoy, España no está evitando el golpe del exterior, pero sí lo está repartiendo de forma desigual a lo largo del día: muchas horas en las que las renovables toman la delantera frente al gas, que permiten capear el conflicto a nivel energético.

Cuando cambia la estación

Por si no queda claro, el alivio no es permanente. Los expertos apuntan a un margen limitado: a medida que avance junio, y se nos escape la primavera, confluirán factores que complican el escenario: más demanda en determinadas franjas (durante el día), menos holgura para las renovables en las horas sin sol y una mayor necesidad de recurrir a ciclos combinados.

En pocas palabras, cuanto más peso recupera el gas, más difícil será mantener el desacople. Hay margen para encarar el golpe mejor, pero, como suele ser habitual, la primavera y el verano son épocas para la compra y almacenamiento de gas, con unas reservas europeas en torno al 28 %, claramente por debajo de los últimos años y con la preparación para el próximo invierno condicionada por el contexto geopolítico.

No es una crisis inmediata, pero sí un entorno más frágil si el conflicto se prolonga o vuelve a endurecerse. A la vez, el mercado ibérico del gas no refleja hoy un escenario de pánico, pero tampoco uno especialmente cómodo.

MIBGAS (Mercado Ibérico del Gas) situaba los productos de abril, mayo, junio y julio en una banda de algo más de 41 a 42 euros por MWh. No es una explosión de precios, pero sí una señal de que el gas sigue en cotas relativamente elevadas para una época del año en la que el sistema respiraría con más tranquilidad.

España gana tiempo, pero no se blinda

Toca evitar la idea de que España “ignora” Ormuz en sentido literal. No puede. El mercado eléctrico español gana tiempo gracias a su estructura de generación, y puede amortiguar durante unas semanas parte del golpe que llega del petróleo y del gas, pero los ciclos combinados y la propia estructura del mercado siguen haciendo que España dependa también del gas cuando cambian las condiciones del sistema.

Si el estrecho sigue tensionado, el barril de Brent continúa caro y Europa afronta la campaña de inyección de gas con menos reservas de las habituales, el verano puede devolver al gas una mayor capacidad para marcar también el precio eléctrico en España. Y el invierno, en este contexto, plantea un escenario todavía más exigente. 

La transición energética europea ha vuelto al primer plano tras las recientes declaraciones del presidente francés.

Según Emmanuel Macron, un sistema con una penetración tan elevada de energías renovables “no es soportable” desde el punto de vista técnico. La afirmación ha generado polémica, pero plantea una cuestión totalmente legítima: ¿existe un límite técnico real al despliegue de renovables en España o se trata de una simplificación política de un problema más complejo?

Qué implica un sistema de muchas renovables

España es hoy uno de los países europeos con mayor peso de generación renovable. En 2024, más del 56 % de la electricidad producida procedió de fuentes renovables, según los datos oficiales publicados por Red Eléctrica de España, con un fuerte crecimiento de la solar fotovoltaica y la eólica.

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Sin embargo, una alta penetración renovable no es solo una cuestión de porcentaje, sino de cómo se integra esa generación en la operación diaria del sistema eléctrico.

Las tecnologías renovables dominantes —solar y eólica— comparten una característica clave: no son despachables. Dicho de otro modo, su producción depende de condiciones meteorológicas y no puede ajustarse en tiempo real a la demanda.

Esta característica obliga al sistema eléctrico a adaptarse en varios frentes: gestión de la variabilidad, equilibrio entre oferta y demanda, estabilidad de frecuencia y tensión, y capacidad de respuesta ante perturbaciones.

Un informe del Instituto de Investigación Tecnológica de la Universidad Pontificia Comillas subraya que el principal reto no es la presencia de renovables en sí, sino la falta de flexibilidad del sistema para absorberlas, una flexibilidad que debe venir del almacenamiento, la gestión de la demanda, las centrales gestionables y unas interconexiones suficientes.

Los cuellos de botella

Entre los principales puntos débiles destaca el insuficiente desarrollo del almacenamiento energético. Tecnologías como las baterías o el bombeo hidráulico permiten desplazar energía desde momentos de exceso de producción a horas de mayor demanda, reduciendo vertidos y tensiones en la red.

Sin embargo, su despliegue avanza más lentamente que el de la generación renovable, como reconoce el análisis de Cajamar sobre la estrategia española de transición energética.

A este desequilibrio se suma el estado de las redes eléctricas. La rápida expansión de renovables ha provocado problemas de saturación en determinados nodos, limitando nuevas conexiones. Reuters se hacía eco de la advertencia actual de las eléctricas españolas sobre una red que necesita inversiones urgentes para absorber nueva capacidad y acompañar la electrificación del transporte y de la industria.

El tercer factor estructural clave es la escasa interconexión de la península ibérica con el resto de Europa. España apenas supera el 2 % de interconexión sobre su capacidad instalada, muy lejos del objetivo europeo del 15 % para 2030, lo que refuerza su condición de “isla energética” y limita la flexibilidad del sistema.

La tensión entre el diagnóstico técnico y las dinámicas políticas se ilustra a las mil maravillas con la contradicción en torno a las interconexiones eléctricas entre España y Francia.

Sin embargo, el desarrollo de infraestructuras clave a través de Francia ha ido muy por detrás de lo previsto, a pesar de las reiteradas llamadas de atención de Bruselas y de los gobiernos ibéricos.

La Comisión Europea ha urgido recientemente a Francia a desbloquear proyectos de interconexión eléctrica con España, señalando que la decisión final sobre permisos depende en última instancia de París y no puede imponerse desde Bruselas.

El propio Ejecutivo comunitario ha admitido que Francia ha sido algo “reacia” a avanzar con rapidez en estas infraestructuras, lo que ha llevado a Madrid y Lisboa a reclamar un compromiso político y financiero firme para superar el tradicional enfoque bilateral y llevar estas conexiones al nivel estratégico europeo que la transición energética exige.

La paradoja es evidente: Francia señala los límites técnicos del sistema eléctrico español derivados de su elevada penetración renovable, pero esos límites existen en parte porque la interconexión con el resto de Europa, que debe atravesar el territorio francés, sigue siendo insuficiente.

Estabilidad del sistema

Más allá del equilibrio energético, existe un reto menos visible pero crítico: la estabilidad dinámica del sistema. Las centrales térmicas y nucleares tradicionales aportan inercia, ayudando a mantener la frecuencia ante perturbaciones. La sustitución de estas tecnologías por renovables conectadas mediante electrónica de potencia reduce esa inercia natural.

Estudios académicos recientes advierten de que esta pérdida obliga a desarrollar nuevos mecanismos de control y servicios auxiliares para garantizar la estabilidad, especialmente en sistemas con baja interconexión y transición acelerada.

¿Un sistema al límite?

Los apagones parciales registrados recientemente en la península han reavivado el debate, aunque no existe evidencia concluyente de que las renovables hayan sido la causa directa. The Guardian advirtió contra la tentación de atribuir estos episodios a la generación renovable, señalando que suelen estar relacionados con fallos de red o planificación.

En este contexto, la crítica de Macron toca un punto real, pero lo formula de manera incompleta. Como apuntaba Le Monde, el problema no es tecnológico, sino institucional y temporal: la generación de renovables avanza más rápido que las infraestructuras necesarias para sostenerla, incluidas aquellas cuya ejecución depende de decisiones políticas más allá de las fronteras españolas.

En conclusión, lo de las renovables en España no es un experimento fallido, sino un anticipo de los retos que afrontará Europa en su transición energética. El dilema no es cuánta energía renovable se instala, sino si redes, almacenamiento y reglas evolucionan al mismo ritmo. 

En ese sentido, la crítica de Macron contiene una advertencia técnica válida, pero pierde precisión cuando se convierte en una enmienda general al modelo de las renovables y se ponen los puntos que faltaban a las íes.

Durante años, Cao Renxian pasó prácticamente desapercibido fuera del sector energético. Hoy, el fundador de Sungrow se ha convertido en una figura seguida de cerca por los grandes inversores internacionales gracias a la transformación radical de su compañía en un mercado tan volátil como el de las energías renovables.

En un entorno dominado por el exceso de oferta y la presión constante sobre los márgenes, Sungrow ha logrado anticiparse donde otros llegaron tarde. Y la clave ha estado en el almacenamiento de energía.

El crecimiento de la electrificación, la expansión de las renovables y la demanda masiva de los centros de datos han impulsado a la empresa china hasta situarla como un actor global de referencia.

De profesor universitario a arquitecto de una multinacional energética

Cao Renxian, fundador de Sungrow Power Supply, inició su carrera lejos de los focos. Ingeniero de formación, pasó varios años como docente en la Universidad Tecnológica de Hefei antes de dar el salto al emprendimiento en 1997.

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El carbón cada vez se usa menos para generar electricidad. El problema es que hay países como China en los que esto no está pasando

En aquel momento, la energía solar apenas tenía peso en China y la idea de fabricar inversores solares parecía condenada al fracaso.

Con un capital inicial modesto, Cao levantó una empresa que durante sus primeros años avanzó en silencio, centrada en desarrollar tecnología propia.

Mientras otros actores perseguían la visibilidad y el crecimiento rápido, Sungrow apostó por consolidar una base industrial sólida, incluso cuando el mercado aún no parecía preparado.

El ciclo solar y el riesgo de quedarse atrás

El auge de las renovables en China generó una oleada de riqueza en la década siguiente. Fabricantes de paneles, productores de polisilicio y proveedores de equipos vivieron años de expansión acelerada.

Pero ese crecimiento también sembró las semillas de una crisis posterior, marcada por el exceso de capacidad y el desplome de los márgenes.

Muchas fortunas ligadas a la energía solar se erosionaron rápidamente cuando el mercado se saturó. Sungrow no fue ajena a ese entorno, pero logró evitar el colapso total gracias a una decisión estratégica tomada años antes, cuando el almacenamiento de energía todavía era un segmento marginal.

La apuesta temprana por el almacenamiento

Cao impulsó la entrada de Sungrow en el negocio del almacenamiento de energía a gran escala alrededor de 2015.

En ese momento, las baterías industriales eran vistas como un complemento prescindible, caro y de retorno incierto. Sin embargo, la integración masiva de renovables y la necesidad de estabilidad en las redes eléctricas acabaron convirtiéndolas en un elemento imprescindible.

Con la llegada del boom de la inteligencia artificial y el crecimiento de los centros de datos, la demanda energética se disparó.

Las baterías pasaron de ser una opción secundaria a una infraestructura crítica. Ese cambio encontró a Sungrow ya posicionada, con tecnología madura y capacidad industrial.

Datos que explican el salto de Sungrow

El impacto de esta estrategia se reflejó en los resultados financieros. Tras un crecimiento más moderado en 2024, los ingresos netos de la compañía se aceleraron con fuerza en la primera mitad de 2025.

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Texas nos demostró lo importante que es la seguridad del suministro eléctrico en 2021. Y las consecuencias de no diseñar bien la red

El almacenamiento de energía superó a los inversores solares como principal motor del negocio, representando más del 40% de los ingresos.

Según estimaciones de BloombergNEF, la capacidad global de almacenamiento seguirá creciendo a un ritmo récord durante la próxima década, con China liderando más de la mitad de la expansión.

Para 2035, la demanda mundial podría multiplicarse por ocho respecto a los niveles actuales, un escenario que explica el renovado interés de los inversores por compañías como Sungrow.

El reconocimiento del mercado y la presión internacional

El mercado bursátil ha reaccionado con fuerza a esta transformación. Las acciones de Sungrow en Shenzhen registraron un fuerte avance el año pasado, duplicando prácticamente la fortuna personal de Cao Renxian hasta situarla en torno a los 15.000 millones de dólares, según estimaciones de Bloomberg.

La prevista salida a bolsa en Hong Kong podría elevar aún más el perfil internacional de la compañía. Analistas de Bloomberg Intelligence calculan que la operación podría situar la valoración total del grupo cerca de los 50.000 millones de dólares, abriendo la puerta a inversores globales y a un escrutinio mucho más intenso.

Riesgos geopolíticos y desafíos industriales

Ese salto internacional no está exento de riesgos. Las tensiones entre China y Estados Unidos añaden incertidumbre a las perspectivas de crecimiento, especialmente en un sector estratégico como el almacenamiento energético.

Las políticas de contenido nacional y los aranceles impulsados durante la administración de Donald Trump obligan a empresas chinas a replantear sus cadenas de suministro.

Algunos analistas señalan que una mayor diversificación geográfica de la producción podría ser clave para mantener la competitividad. De hecho, entidades como JPMorgan Chase & Co. han destacado recientemente las ventajas tecnológicas de Sungrow, pero también subrayan la necesidad de adaptarse a un entorno comercial cada vez más fragmentado.

El futuro de Sungrow dependerá de si el actual ciclo del almacenamiento de energía mantiene su impulso o repite los excesos que hundieron al sector solar tras 2021.

Imágenes | Qilai Shen/Bloomberg, PV Tech

España ha batido récords de producción solar durante el mes de mayo. Más del 25% de la generación eléctrica nacional ha provenido del sol, lo que representa una cifra impresionante y confirma el enorme potencial solar del país.

Sin embargo, este hito tiene un reverso preocupante: los ingresos de los productores solares han sido prácticamente nulos. Sí, aunque pueda parecer contradictorio, el auge de la generación solar en España se está produciendo en un contexto de ruina económica para quienes operan estas instalaciones.

¿La razón? el modelo actual no garantiza ingresos suficientes y pone en riesgo la viabilidad del sector, lo que plantea serias dudas sobre la sostenibilidad del desarrollo renovable.

Un mes récord que oculta una grave crisis de ingresos

Durante mayo, la energía solar fotovoltaica ha liderado el mix eléctrico con una aportación del 23,4%, a la que hay que sumar el 2,3% de la solar térmica. Con estos datos, una de cada cuatro unidades de energía ha sido generada gracias al sol. Este liderazgo ha desbancado a la energía eólica y a la hidráulica, confirmando un cambio en la estructura energética del país.

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La apuesta de China por las energías renovables va en serio. Estos son los desafíos a los que se enfrenta

No obstante, este crecimiento ha coincidido con una caída histórica de los precios del mercado eléctrico. El megavatio hora se ha pagado de media a tan solo 16,9 euros, y en numerosas ocasiones por debajo de los 10 euros, llegando incluso a registrarse precios negativos. En este contexto, los productores solares han tenido que asumir pérdidas, llegando en algunos casos a pagar por producir electricidad.

El (difícil) reto de recuperar la inversión

La situación resulta especialmente crítica para aquellos que operan sin contratos a largo plazo o esquemas retributivos. Muchos parques solares, especialmente los construidos recientemente, dependen de los ingresos del mercado mayorista para amortizar sus inversiones. Con precios tan bajos y menos horas productivas de lo previsto, la recuperación financiera se complica.

En muchas instalaciones, la producción real está por debajo de las 1.400 horas anuales, cuando los modelos de negocio preveían 1.800 o más. Esta diferencia, unida a la bajada drástica del precio capturado, reduce al mínimo cualquier margen de rentabilidad. Es un panorama preocupante que requiere medidas estructurales.

¿Soluciones híbridas como vía de escape?

Ante este escenario, muchos promotores están apostando por la hibridación. Combinan sus plantas solares con energía eólica o con sistemas de almacenamiento, en un intento de aumentar las horas de operación y vender en momentos de mayor demanda. Es una vía prometedora, pero que también implica inversiones adicionales y desafíos técnicos y regulatorios.

No todos pueden permitirse adaptar sus proyectos de forma inmediata, por lo que muchos pequeños productores están atrapados en un modelo que ya no funciona económicamente. Y mientras tanto, los vertidos de energía solar continúan en aumento, anticipando una situación insostenible si no se actúa con rapidez.

Una comparación internacional que nos deja en evidencia

Mientras España se enfrenta a una sobreoferta solar sin rentabilidad, otros lugares del mundo avanzan hacia un modelo más equilibrado. En países como China, la expansión de la energía solar ha ido acompañada de una creciente demanda eléctrica, lo que permite absorber mejor la nueva producción. Allí, las necesidades energéticas de una población y una industria en constante crecimiento ofrecen un colchón para la integración renovable.

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No, España no está arrancando olivos masivamente para poner placas solares. De hecho, hay muchos más olivos que hace 10 años

Un caso especialmente revelador es el de Estados Unidos, donde Texas y California están liderando la transición solar con modelos muy distintos al español. En Texas, por ejemplo, el mercado desregulado y la elevada demanda han favorecido una rápida expansión de la generación fotovoltaica sin los problemas de rentabilidad que ahora afectan a España.

El caso de Texas y California

Texas ha sorprendido al mundo al convertirse en uno de los mayores generadores de energía solar de Estados Unidos. Lo que comenzó como un territorio dominado por el petróleo y el gas se ha transformado en un referente de la transición energética. Este cambio ha sido posible gracias a la combinación de buenas condiciones solares, facilidad para conectar nuevas plantas a la red y una demanda eléctrica al alza.

El modelo tejano ha permitido que en los últimos dos años se instalen más de 14 GW de nueva capacidad. Además, el marco legal favorece la rapidez en la puesta en marcha de nuevos proyectos, lo que ha reducido el tiempo de retorno de la inversión. Aunque el estado aún depende del gas, su apuesta por las renovables, y en particular por la solar, está impulsada por razones económicas más que ideológicas.

California, tradicional abanderada de la energía solar en Estados Unidos, continúa desarrollando su capacidad renovable pese a ciertos desafíos de gestión de red. Sin embargo, su enfoque también ha permitido garantizar ingresos estables para los productores a través de incentivos y contratos a largo plazo.

Este equilibrio entre expansión, regulación y rentabilidad contrasta con lo que ocurre en España, donde el modelo actual pone en riesgo la continuidad de nuevas inversiones si no se introducen ajustes. La caída del precio capturado por la energía solar en el mercado mayorista puede frenar la iniciativa de nuevos promotores, justo cuando más se necesita acelerar la transición energética.

La paradoja española: mucho sol, poca rentabilidad

España tiene todas las condiciones naturales y técnicas para liderar la producción solar en Europa. Sin embargo, la estructura del mercado eléctrico, unida a la saturación en ciertos momentos del día, ha generado un entorno poco atractivo para la inversión si no se ofrecen garantías de ingresos.

Sin cambios estructurales, la paradoja de tener sol en abundancia y beneficios en caída libre seguirá marcando el desarrollo de la energía solar en España. Un potencial desperdiciado que otros países ya están sabiendo aprovechar.

Imágenes | Unplash, MSN

En 2021 la red eléctrica de Texas sufrió apagones entre el 10 de febrero y el 27 de febrero debido a una de las peores tormentas invernales de los últimos 100 años. Y las consecuencias fueron catastróficas.

Muchas poblaciones estuvieron días sin electricidad en medio de un frío muy intenso y con unos hogares que no estaban preparados para tan bajas temperaturas y en muchas ocasiones con calefacción eléctrica que no funcionaba. La cifra total de muertos nunca se sabrá, aunque las oficiales (muy criticadas) rondan los 70.

El problema de la red eléctrica de Texas

Para que estos apagones sucedieran se dieron varias circunstancias. La primera es una serie tormentas invernales inusualmente frías: por un lado disminuyó la capacidad de generación y por otro aumentó la demanda. Finalmente el operador de red tuvo que realizar apagones selectivos para evitar una descompensación entre oferta y demanda y que sucediera lo que hemos vivido en España y Portugal ayer: un apagón total.

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Por otro lado tenemos que Texas tiene una práctica desconexión del sistema eléctrico con el resto de EEUU. El motivo es político: quieren tener su propia política energética y la conexión con los Estados vecinos haría que tuvieran supervisión federal. A España le pasa un poco igual pero el motivo es más bien geográfico (algo de político también tiene ya que Francia nunca ha querido tener muchas conexiones con España).

Y por último el sistema en Texas está pensado para tener un precio eléctrico muy bajo y por tanto hay poca redundancia en la red y las centrales de gas no están preparadas para el frío. Han tenido apagones (más pequeños) muchas veces debido a la fragilidad del mismo ante cualquier incidencia. España no tiene este problema, con una capacidad de generación de sobra y muy preparadas para inclemencias climáticas adversas, cosa que se paga en la factura con unos costes regulados bastante altos.

La lección de Texas: la seguridad del suministro es muy importante

El desastre de Texas en 2021, con situaciones dantescas que no son típicas del primer mundo es una clara lección a todos los operadores del sistema eléctrico. La seguridad del suministro es muy importante.

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En España siempre hemos presumido de tener una red muy preparada ante problemas pero lo de ayer, aun sin saber las causas exactas, indican que la red presentaba inestabilidades debido a la gran cantidad de renovables sin suficiente respaldo inercial y que se ha jugado con fuego al no apagar renovables y dar prioridad a tecnologías clásicas o introducir nuevas tecnologías de respaldo.

A pesar de lo grave de lo sucedido y de las nefastas consecuencias para muchas personas, lo cierto es que ha sido un simple aviso. Lo de Texas fue algo más: solo hay que imaginarse no solo unas horas sin electricidad sino varios días y con un frío de -20 ºC en zonas donde normalmente no se baja de cero.

Más información | NPR

Por primera vez, desde la década de los 50, EE. UU. está produciendo más energía de la que consume gracias a sus propios recursos naturales. Además,  ha empezado a reducir ligeramente su consumo.

Un gran porcentaje de ciudadanos estadounidenses consideran que combinar el uso de energía renovables y fósiles, entre las que se incluirían la nuclear y el fracking para la extracción de gas y petróleo es una opción buena y necesaria. En Europa, en cambio, la prohibición de muchos países del fracking (Francia, Alemania, Países Bajos) y la nuclear (donde Alemania también sería un ejemplo claro de veto) está condicionando su independencia energética.

EE. UU., tierra del fracking

El norteamericano medio está empezando a concienciarse sobre el uso de energías renovables, como la eólica, la solar o el hidrógeno; sin embargo, todavía existe un amplio grupo que ve con mejores ojos los combustibles fósiles, como el petróleo, el carbón y el gas natural.

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Entre los votantes republicanos, el 60 % apoya la producción mediante combustibles fósiles, mientras que un 87 % de los demócratas prefieren las energías renovables: un 53 % de estos opta por combinarlas para no perder competitividad, mientras un 45 % opta por su total eliminación.

En los últimos cinco años (2020-2024), el apoyo republicano se ha volcado, además, en los combustibles fósiles, aumentando la defensa de las perforaciones en alta mar (48 %), el fracking (44 %) o la minería de carbón. Un amplio grupo, además, apoya las instalaciones solares (78 %), eólicas (72 %) y nucleares (56 %).

The US is producing more energy than it consumes for the first time since the 1950s. pic.twitter.com/39fpO44tIG

— Hunter📈🌈📊 (@StatisticUrban) October 21, 2024

La fracturación hidráulica, el fracking, y la energía nuclear siguen siendo un tema de debate en Estados Unidos, puesto que su apoyo o rechazo está muy vinculado a factores políticos, sociales, y también ambientales.

Con el fracking, EEUU muestra un apoyo moderado (el 44 % de la población está de acuerdo, pero con una amplia mayoría preocupada por el riesgo ambiental, la posible contaminación de los acuíferos y la emisión de gases de efecto invernadero, en el contexto de cambio climático.

La postura de Estados Unidos, como nación, es la de liderazgo mundial en cuestiones de fracking, lo que ha conseguido aumentar notablemente su producción de petróleo y gas natural a la vez que ha ido reduciendo, paulatinamente, la dependencia de fuentes energéticas externas.

Una estrategia que varía entre estados como Nueva York y Maryland (que han prohibido el fracking) o Texas o Dakota del Norte, donde resulta fundamental a nivel de economía y empleo.

En el terreno de la energía nuclear, la opinión pública se ha ido haciendo más y más favorable (hoy, el 56% de los ciudadanos apoya la expansión de la energía nuclear para la generación de electricidad), pues se percibe como una opción libre de emisiones de carbono que puede ayudar a cumplir con los objetivos climáticos.

Asimismo, existen inquietudes en relación con la gestión de residuos nucleares y el riesgo de accidentes. El gobierno actual ha apostado (2024) por la investigación y la implementación de nuevos tipos de reactores, especialmente reactores modulares pequeños, que prometen mayor seguridad y viabilidad económica: una opción similar a la escogida por algunos países del norte de Europa.

Europa dependiente

En Europa, no obstante, las restricciones y prohibiciones sobre el fracking son mayoritarias (en España, por ejemplo, ni se contempla), debido a la preocupación ambiental y de seguridad, mientras que la nuclear se ve con, más o menos, recelo dependiendo del país (en Alemania, se está eliminando todo el programa nuclear tras el desastre de Fukushima, en 2011).

En cambio, países como Finlandia y el Reino Unido apuestan por reactores modulares, como los estadounidenses, que se perciben como una opción de futuro y una apuesta por las energías limpias. El gran problema es siempre el mismo aquí: el manejo y la gestión de los residuos, que se mantiene como tema de debate.

Pese a la reducción de emisiones de carbono, los programas nucleares no acaban de verse con buenos ojos en parte de Europa. Estados como Austria o Dinamarca abiertamente antinucleares, y una gran mayoría contraria al fracking. 

Todo ello, ha hecho que Europa esté en las antípodas de los EE. UU. en cuestiones de competitividad.

Renergizar Europa

El continente europeo es uno de los mayores importadores de energía del mundo, sobre todo, de gas natural y petróleo: el 60 % de la energía primaria se importa de Rusia, Noruega, el norte de África y el Medio Oriente, lo que puede suponer dificultades en momentos de crisis, como la guerra en Ucrania. En cambio, los estadounidenses han podido reducir su dependencia gracias al fracking y las reservas de petróleo.

Con el objetivo de poner fin a la dependencia energética frente a Rusia, Europa ha lanzado el programa RePowerEU entre sus estados miembro, para diversificar las fuentes de energía y acelerar el paso a renovables.

Mientras tanto, está claro que EE. UU. ha asegurado su independencia energética con modelos más arriesgados para el medio ambiente, pero más beneficiosos para sus ciudadanos. Europa debería preocuparse: la alternativa en este contexto (y que me perdonen el chascarrillo) es ponerse las pilas, pero ya mismo.

España es de los países de Europa que mejor ha sabido aprovechar su capacidad para generar electricidad a partir de fuentes renovables. De hecho, desde 2008, ha multiplicado por dos su potencial eólico y por ocho su capacidad solar. No obstante, se genera un importante excedente que acaba por potenciar un desequilibrio importante entre la oferta y la demanda, especialmente en las horas de mayor producción solar.

El sector se aferra a las ideas de flexibilizar la red y electrificar la economía. La energía eólica se ha convertido en la primera fuente energética del país, incluso, por delante de la energía nuclear.

Y es que España, tras Suecia, es el país de la UE con mayor capacidad de renovables, motivada por la introducción de subsidios para la instalación, así como la eliminación de obstáculos regulatorios.

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Estamos produciendo más energía de la que podemos consumir, y no solo en España: los planes de electrificación van más lentos de lo esperado

Pese a esta situación, el Gobierno dio a conocer el nuevo Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) con el que se marca como objetivo duplicar la capacidad instalada de energías renovables en 2030.

Una decisión cuanto menos controvertida, ya que en España existe un exceso de capacidad renovable que el sistema eléctrico no puede absorber. Solo hay que analizar los datos de 2023 para comprobar que se utilizó tan solo el 68,7% de la capacidad de producción fotovoltaica y el 59,6% de la eólica.

Un problema latente: el exceso de producción

A pesar del aumento del PIB, el consumo de electricidad ha ido descendiendo paulatinamente durante los últimos años, llegando en 2023 a ser inferior a la de 2020 y la más baja desde 2003.

Es evidente que existe una desvinculación entre la demanda energética y la economía, especialmente como consecuencia de los altos precios en los años posteriores a la invasión de Ucrania. También existe una mayor eficiencia energética, pero a su vez un importante excedente.

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Después de décadas de malas políticas energéticas por fin España lo está haciendo bien: la gran asignatura ahora es el almacenamiento

De mantenerse los excedentes y, por ende, los desequilibrios entre la oferta y la demanda, los precios llegarían a bajar hasta cifras negativas, incluso. Es cierto que los precios muy bajos benefician a los consumidores, pero representan un grave problema para atraer a nuevos inversores a la industria. Se ve mermada la transición energética.

España no consigue dar con la solución

Pese a que la electrificación de la economía ayuda a solventar la dependencia del país por los combustibles fósiles, el Ejecutivo de Sánchez fija el objetivo de que el 34% de la economía dependa de la electricidad en 2030.

Y es que la electricidad puede ser concebida como el método más barato y competitivo de producir energía limpia, aunque es necesario renovar muchas instalaciones para aplicarla a sectores como los químicos y los metales.

El territorio nacional continúa a la cola de la lista de otros vecinos europeos en la instalación de bombas de calor y en el uso de coches eléctricos (que solo representan el 6% de los que circulan actualmente).

La generación real de energía solar fotovoltaica fue el pasado año del 68,7% de la capacidad teórica frente al 71,4% de 2018. En la eólica, fue del 59,6% frente al 60,9% de 2018. Por tanto, se deduce que la capacidad instalada crece más rápido que el ritmo de absorción del sistema (que gestiona Red Eléctrica).

Hay varias razones que explican la caída de la demanda, entre ellas, la crisis energética provocada por la invasión rusa de Ucrania en 2022. Esto provocó que empresas y hogares de toda Europa redujeran su uso por los altos precios.

¿Qué plantea ahora el Gobierno?

En la energía solar han invertido unos 15.000 millones de euros, con los que la generación renovable ha pasado de suponer el 29% del total de potencia instalada en 2018 al 42% en la media de 2022. El nuevo plan de la ministra, Teresa Ribera, consiste en aumentar ese porcentaje hasta el 81% en 2030.

¿Cuál es la solución?

Ante el inesperado problema energético de producir demasiada electricidad con energías renovables, todo pasa por aumentar la capacidad de almacenamiento de energía, instalando baterías a gran escala.

Si estas baterías irrumpen tanto en la oferta como en la demanda energética, se aseguraría una importante flexibilidad que haría coincidir la generación y la demanda durante el día y la noche.

Otra posibilidad sería la de exportar energía renovable sobrante a países como Francia y al resto de Europa. El problema reside en que el resto de países quieren proteger sus productos nacionales y no quieren aumentar, por el momento, las conexiones comerciales con España.

El problema del excedente de electricidad con renovables es a escala europea. Sin ir más lejos, en Alemania, que no es un país excesivamente soleado, los precios mayoristas fueron negativos en 301 de las 8.760 horas comercializables del año pasado.

Las plantas de gas no funcionan continuamente y los costes se compensan aumentando los precios de la luz. Con la incorporación de baterías a gran escala se podría equilibrar la carga residual en toda Europa.

Esta semana hubo una novedad en el mercado eléctrico español. Por primera vez en su historia hubo precios negativos en el mercado mayorista durante unas horas. Esto es, los productores de electricidad tuvieron que pagar por producir en lugar de cobrar durante dichas horas.

Es una situación bastante extraña porque realmente el productor podría parar de generar en lugar de pagar, pero hay veces que parar la producción y rearrancar en momentos con mayor demanda puede ser más costoso que seguir produciendo pagando algo de dinero.

Lo que es podría parecer algo estupendo para el consumidor (precios muy baratos; ojo, no gratis porque el precio eléctrico no es solo la generación) en realidad está indicando algo muy negativo del mercado eléctrico español: no hay demanda.

A la transición energética le falta demanda

Que los precios sean negativos quiere decir que la oferta de energía es más alta que la demanda. Y esto no dice nada bueno de nuestro tejido industrial y particular. Estamos en medio de una transición energética para descarbonizar el uso de la energía. Y para ello se pretende electrificar masivamente industrias que usan combustibles fósiles y también el transporte.

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Por ello se están instalando agresivamente nuevos generadores de energía renovables (principalmente solar y eólica) pero la parte de la demanda no crece y por eso tenemos precios tan bajos e incluso negativos.

La oferta está creciendo pero la demanda no. ¿Dónde está la electrificación de la industria? ¿Dónde está la electrificación del transporte? Todavía no llega y la transición energética no funciona solo generando mucha electricidad de forma renovable, también tiene que haber consumidores para dicha energía.

La demanda a la baja

De hecho los datos no solo dicen que la demanda eléctrica no está subiendo sino todo lo contrario: en los últimos 10 años ha bajado. Los motivos son variados pero lo que está claro es que la industria no acaba de despuntar y eso no augura nada bueno para la economía.

Demanda energética España

Los países industriales demandan más energía que los de servicios. Y parece que en España seguimos destruyendo industria. Y los planes por electrificar de momento no salen adelante.

Mientras la situación siga así seguiremos viendo precios muy bajos y negativos y más con todas las renovables que se van a instalar. Si además los precios regulados acompañan estos precios se trasladarán al consumidor final. Esperemos que esta señal de precios al menos atraiga la inversión y suba la demanda.

El sector de las energías renovables está en el centro de una de las principales tendencias de inversión a nivel mundial. Un claro ejemplo de ello es la reciente legislación adoptada por la Unión Europea en marzo de este año, la cual busca impulsar y fortalecer la capacidad de energías renovables en la región. Esta legislación establece un objetivo vinculante del 42,5% de energías renovables para el año 2030, con la ambición de aumentar esta cifra hasta el 45%. De lograrse, se alcanzaría casi el doble de la cuota actual de energía renovable en la Unión Europea.

En ese sentido, desde Europa se está promoviendo de manera decidida el plan REPowerEU, el cual requiere inversiones y reformas a gran escala. Se estima que se movilizarán alrededor de 300.000 millones de euros para este plan: aproximadamente 72.000 millones de euros se destinarán a subvenciones y cerca de 225.000 millones de euros en forma de préstamos. Un elemento clave en la financiación de este plan es el Fondo de Recuperación y Resiliencia (RRF), el cual desempeña un papel central en la asignación de recursos financieros.

Por esa razón, muchos inversores están poniendo sus ojos en los grandes actores del sector porque pueden canalizar parte de estos flujos esperados. Pero ¿quiénes son?

Por criterio de capitalización bursátil, la empresa NextEra Energy es el actor principal a escala global con una valoraciónd de 150.000 millones de dólares. Es la empresa de energía eléctrica más grande de Estados Unidos y la mayor operadora mundial de energía renovable. Esto se debe a sus dos principales subsidiarias: Florida Power & Light Company y Nextera Energy Resources.

Con 145.000 millones de dólares en activos y 61 GW de capacidad de generación, proporciona casi el 5% de la capacidad de generación total de Estados Unidos de 1200 GW y es una de las compañías de infraestructura eléctrica y energética más grandes de América del Norte.

En los últimos 30 años, ha pasado de ser un generador de energía de combustibles fósiles a un generador de energía limpia líder, con más del 95% de su electricidad generada a partir de gas natural, energía eólica y solar. NextEra Energy generó un 50% más de electricidad a partir de energía eólica y solar que su siguiente competidor más cercano.

Enel Green Power es la empresa líder en el sector de las energías renovables y una filial del Grupo Enel, una de las principales compañías eléctricas a nivel mundial. Su enfoque principal radica en el desarrollo, construcción, operación y mantenimiento de plantas de generación de energía renovable en diferentes regiones del mundo. Actualmente, gestionan una capacidad renovable de 59,1 GW en todo el planeta, lo que los sitúa como la empresa líder en el ámbito de las energías renovables a nivel mundial.

El objetivo de Enel Green Power es agregar 21 GW de capacidad renovable instalada para el año 2025, con el propósito de generar el 75% de la electricidad a partir de fuentes renovables para esa misma fecha. Además, tienen como meta alcanzar una capacidad renovable total de 154 GW y generar aproximadamente 340 TWh de energía renovable para el año 2030.

En el ámbito nacional, contamos con un indiscutible líder en el sector de las energías renovables: Iberdrola. Esta compañía se ha posicionado como el principal productor mundial de energía eólica y es un referente global en el ámbito de las energías renovables. Su capacidad instalada alcanza los 38.000 MW a nivel mundial. Sin embargo, su ambicioso plan de inversión tiene como objetivo duplicar esta capacidad para el año 2025, llegando a los 60 GW, y alcanzar los 95 GW para el año 2030.

Además de su destacada presencia en energía eólica, Iberdrola también está realizando una fuerte apuesta por la tecnología del hidrógeno verde. La empresa cuenta con una sólida cartera de proyectos que suman una capacidad de generación de hidrógeno verde de 2.400 MW para el año 2025. Asimismo, su objetivo es producir 350.000 toneladas de hidrógeno verde al año para el año 2030. Esta apuesta por el hidrógeno verde demuestra el compromiso de Iberdrola con la innovación y la búsqueda de soluciones sostenibles para el futuro energético.

Otro actor destacado en el mercado de las energías renovables es Siemens Gamesa. Aunque recientemente fue excluida de la Bolsa debido a la OPA de Siemens Energy, sigue siendo una empresa líder a nivel global en la fabricación y suministro de turbinas eólicas. Siemens Gamesa cuenta con una amplia presencia internacional y se dedica tanto a la energía eólica terrestre como a la energía eólica marina. Gracias a su experiencia y tecnología avanzada, se han situado en la vanguardia del sector, contribuyendo al crecimiento y desarrollo de la energía eólica en todo el mundo.

En último lugar, tenemos a Ørsted, una empresa danesa líder en el campo de las energías renovables, especialmente en la energía eólica marina. Su compromiso con la sostenibilidad, su enfoque en la innovación y su presencia global la han convertido en un referente en la transición hacia un futuro energético más limpio y sostenible.

A través de sus proyectos en Europa y América del Norte, la empresa ha desarrollado y conectado a la red una amplia gama de parques eólicos marinos.

Algunos de los proyectos más notables de Ørsted incluyen el Parque Eólico Marítimo de Walney, ubicado en el Reino Unido, que tiene una capacidad instalada de más de 1 GW, y el Parque Eólico Marítimo de Block Island, en los Estados Unidos, con una capacidad instalada de 30 MW.

Desde que la Agenda 2030 se presentó al mundo en 2015, la energía renovable ha sido una de sus categorías más ampliamente discutidas. Mientras que no cabe duda de que trata puntos relevantes y que son de gran importancia para garantizar un futuro seguro para la humanidad, muchas personas han recalcado lo imperfecto de este plan. Esto ha llevado a que se desarrollen una gran variedad de opiniones al respecto.

Todos podemos concordar en que la Agenda 2030 sobre la energía renovable es necesaria. Sin embargo, es importante reconocer cuáles son los puntos débiles y la opinión de las personas.

De esta manera, seremos capaces de desarrollar mejores soluciones para el futuro. Aquí le recalcaremos cuáles son los puntos que más han levantado polémica y cuáles son las opiniones generales.

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¿Los objetivos de la agenda 2030 en cuanto a energía renovable son realmente alcanzables?

Mientras que la energía renovable ha sido una de las categorías más polémicas de la Agenda 2030, esta pregunta es válida para todos los objetivos generales propuestos por la misma. Muchas personas se preguntan si los objetivos son realmente alcanzables, sobre todo debido a las siguientes razones:

1. No se toma en cuenta el contexto local

Muchos países, principalmente aquellos con poco desarrollo, han traído hacia adelante esta crítica con respecto a la Agenda 2030. Mientras que los objetivos establecidos se pueden lograr fácilmente en algunos países con muchos recursos, para aquellos ubicados más abajo en la cadena económica será un gran reto; sobre todo cuando se considera el marco de tiempo en el que se espera que se logren.

Los países de menores recursos ven casi imposible lograr los objetivos para 2030 de energía renovable. Asimismo, se recalca que muchas de las instituciones no cuentan con las tecnologías ni la organización necesaria para conseguirlos. Aquí se nota un gran fallo en respetar los contextos locales.

2. Los datos no son claros

Se calcula que solo 1 de cada 6 países dispone de datos medibles y que sean comparables a nivel internacional en cuanto al objetivo 13, la acción por el clima. Esto se ha ganado una gran crítica por parte del público, el cual establece que estos vacíos de información hacen imposible usar los objetivos como una guía para la gestión o incluso para reportar algún tipo de progreso. Sin los datos, los objetivos se vuelven inútiles ¿Quién puede afirmar si se están cumpliendo o no?

Existe una gran variedad de fallos cuando se trata de los datos para la Agenda 2030 en cuanto a energía sostenible. Los críticos consideran que los indicadores están mal definidos, no hay una capacidad real de medición y muchos de los datos que sí existen, están desactualizados.

3. Sin estrategias y sin un verdadero marco temporal

Este es otro punto de gran importancia cuando se analiza el plan. Sí, la Agenda 2030 claramente establece que, para dicho año, se debe haber logrado el objetivo de energía renovable. Sin embargo, se ha recalcado por algunas personas que no existe un desglose temporal de avance. Después de todo, la energía renovable no se logra de manera instantánea.

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Si resolvemos este problema, España será una superpotencia en energías renovables

Requiere de un desarrollo de pasos a través del tiempo, para el cual no existe un marco de tiempo exacto. Los países no saben cuándo deben lograr qué, convirtiendo a los objetivos en una tarea ‘por hacer’ hasta el 2030, sin un claro establecimiento de pequeñas metas o logros que los encaminarían por el camino correcto.

4. Los objetivos de energía renovable de la Agenda 2030 ignoran el contexto político y empresarial

La gran mayoría de países han mostrado su apoyo hacia la Agenda 2030 y la energía renovable. Sin embargo, algunos críticos recalcan un punto muy importante: los objetivos no responsabilizan ni penalizan a ningún país que decida no actuar o incumplirlos.

Esto se puede comprobar a través de los diferentes proyectos actuales que amenazan con destruir el poco equilibrio del medio ambiente, tales como el proyecto Willow en Estados Unidos. Asimismo, no se toma en cuenta las acciones de las personas más influyentes. Se considera que los gobiernos deberían estar de acuerdo con cada tarea en específico, así como quién es responsable por completarlas.

Si esto no se empieza a regular, lo único que se tendrá es una larga lista de objetivos, que pasarían a ser deseos que solo se esperan sean cumplidos por el crecimiento económico y por actividades caritativas. Si se quiere un verdadero cambio, debe existir un marco más estricto y específico sobre quién implementará y cumplirá los objetivos de la Agenda 2030 en energía renovable.

Desde el impacto económico y social del COVID-19, la 2030 ha quedado en un segundo plano. Principalmente, debido a la falta de recursos para concentrarse en la energía renovable. Esto ha hecho que muchos de los objetivos establecidos en 2015, un tiempo en el que el crecimiento económico era la tendencia, se quedarán obsoletos e inalcanzables. Se espera que prontas reformas sean posibles, aunque la depresión económica actual convierte todo ello un reto.