España se ha consolidado como el ejemplo más avanzado de Europa en la gestión flexible de energías renovables, según el “ENTSO-E Report on Flexibility from Renewable Energy Sources”. La organización señala que el sistema español demuestra que una gran penetración de energías limpias puede integrarse con seguridad si se cuenta con un marco sólido de observabilidad, control y participación activa de las instalaciones renovables en el mercado eléctrico. Esta conclusión aparece en un contexto en el que los operadores europeos alertan de un crecimiento acelerado del riesgo de congestiones y desequilibrios derivados del aumento masivo de la generación eólica y solar.
El caso español destaca porque más del 90% de los parques eólicos, fotovoltaicos y termosolares están conectados al operador del sistema y transmiten datos en tiempo real. Además, las plantas de más de 1 MW deben proporcionar información continua y las que superan los 5 MW pueden recibir consignas directas de Red Eléctrica para ajustar su producción.
Según ENTSO-E, este nivel de control permite que una parte sustancial de la capacidad renovable del país participe con normalidad en los servicios de balance, contribuyendo a estabilizar el sistema incluso en horas con precios negativos. Uno de los pilares del modelo español es el sistema de Reducción Automática de Potencia (APRS), que evita recortes preventivos y solo limita la generación cuando se produce una contingencia real. Gracias a este mecanismo, más de 4.500 GWh adicionales se han integrado en la red desde 2022.
Escenarios más complejos
Mientras España avanza por esta senda, ENTSO-E advierte de que otros países europeos afrontan un escenario mucho más complejo. En Alemania, Bélgica, Países Bajos o Grecia, la elevada producción renovable coincide cada vez con más frecuencia con niveles de demanda muy bajos, lo que dispara la aparición de precios negativos y reduce la capacidad de los mercados para absorber los excedentes. En varios de estos casos, las renovables continúan inyectando electricidad a la red a pesar de los incentivos para detener su producción, bien por falta de infraestructura de control, bien por esquemas de apoyo económico que desincentivan su participación en el mercado.
En Bélgica, por ejemplo, la sobreproducción solar provocó desequilibrios de hasta 2 GW, obligando a activar reservas y coordinar importaciones de emergencia, mientras que en Grecia las plantas renovables no siguieron sus programas de generación, lo que obligó al operador a intervenir directamente.
El problema se agudizará, según ENTSO-E, a medida que Europa se acerque a 2030. En países como los Países Bajos, la capacidad instalada de renovables multiplicará por tres la demanda punta, y en Grecia o Alemania superará en más de diez veces la carga mínima prevista para días festivos o fines de semana. Los operadores sostienen que, incluso en un escenario de fuerte despliegue de baterías, vehículos eléctricos, hidrógeno o respuesta de la demanda, será inevitable que las plantas solares y eólicas reduzcan su producción en determinadas horas para evitar graves congestiones y riesgos para la estabilidad del sistema.
A juicio de ENTSO-E, la clave del problema reside en que una parte significativa de las instalaciones renovables sigue sin responder a las señales del mercado. Muchos productores continúan generando electricidad incluso cuando el precio cae por debajo de cero, ya sea por limitaciones técnicas o por modelos de apoyo que aseguran ingresos independientemente del valor real de la energía. Esto provoca que los operadores tengan que recurrir cada vez más a medidas de redispatch, activación de reservas o intervenciones directas para limitar la producción y evitar desequilibrios. España, sin embargo, muestra que un marco regulatorio que exige observabilidad, control efectivo y participación en servicios de balance permite que las renovables se alineen más estrechamente con la dinámica del mercado.
Incentivos económicos
El documento subraya que esta transformación debe ir acompañada de incentivos económicos coherentes con la flexibilidad. ENTSO-E considera imprescindible eliminar esquemas que neutralizan las señales de precio —como tarifas fijas, net metering o contratos por diferencias con pagos garantizados incluso en precios negativos— y reemplazarlos por mecanismos que recompensen la reducción de generación en horas críticas. En España, buena parte de las plantas renovables con retribución regulada cobra en función de la capacidad instalada, lo que facilita su participación en servicios de ajuste en lugar de forzar una producción constante.
Desde el punto de vista operativo, la organización insiste en que la vigilancia y control del sistema deben reforzarse de forma urgente en toda Europa. El desarrollo de redes inteligentes, la generalización de los contadores inteligentes y la estandarización de los canales de comunicación son, a su juicio, requisitos imprescindibles para evitar que pequeñas instalaciones fotovoltaicas y otros generadores distribuidos se conviertan en focos de rigidez y congestión. La experiencia española demuestra que, cuando el operador puede monitorizar y modular la producción de miles de plantas en ambos niveles —transporte y distribución—, la integración de grandes volúmenes de renovables es compatible con la estabilidad del sistema.
ENTSO-E concluye que Europa se encuentra en un punto de inflexión. La expansión renovable, necesaria para cumplir los objetivos de descarbonización, exige una modernización profunda del sistema eléctrico y un cambio cultural en la relación entre productores renovables y mercado. España encarna, según los operadores europeos, el camino que deben recorrer otros países: uno en el que la flexibilidad, la capacidad de respuesta y la transparencia operativa se convierten en elementos naturales de la generación renovable. Solo así, advierte la organización, será posible evitar que el exceso de energía limpia se transforme en uno de los mayores riesgos para la seguridad eléctrica del continente.
Andoni
20/11/2025