España entra en la segunda fase de la transición energética: el reto ya no es generar más, sino gestionar mejor

La transición energética europea ha alcanzado un punto de inflexión. Tras más de una década marcada por el desplome de los costes de la energía solar y el crecimiento acelerado de las energías renovables, el principal desafío ya no es instalar más capacidad limpia, sino garantizar que el sistema eléctrico pueda operar de forma segura, estable y económicamente sostenible.

Ese fue el mensaje central que emergió del Aurora Energy Transition Summit 2026, celebrado en Madrid, donde responsables de Aurora Energy Research, Sonnedix y ENGIE coincidieron en señalar que España se ha convertido en uno de los laboratorios más avanzados de la transición energética mundial, pero también en uno de los primeros mercados en enfrentarse a las consecuencias de su propio éxito.

Durante su intervención, el consejero delegado de Sonnedix, Axel Thiemann, recordó que la revolución solar ha superado ampliamente todas las previsiones formuladas hace apenas una década. El precio de los módulos fotovoltaicos se ha desplomado desde más de 2,4 dólares por vatio en 2010 hasta apenas una fracción de esa cifra en la actualidad, mientras que la capacidad fotovoltaica instalada a nivel mundial ha multiplicado por varias veces las proyecciones realizadas por organismos internacionales como la Agencia Internacional de la Energía.

Sin embargo, el ejecutivo advirtió de que ese éxito tecnológico y económico está generando nuevos problemas estructurales. En España, el denominado "capture discount" de la energía solar —la diferencia entre el precio medio del mercado y el precio efectivamente percibido por las plantas fotovoltaicas— ha aumentado de forma constante hasta alcanzar niveles históricamente elevados. Paralelamente, las horas con precios iguales o inferiores a cero euros por megavatio hora se han disparado durante los dos últimos años, reflejando una creciente saturación de generación renovable en determinadas franjas horarias.

Apagón del 28 de abril

La cuestión adquirió una nueva dimensión tras el gran apagón ibérico del 28 de abril de 2025, un episodio que ocupó buena parte de las presentaciones de Aurora Energy Research. Según los análisis expuestos durante la cumbre, la pérdida simultánea de 2,2 GW de generación en Granada, Badajoz y Sevilla desencadenó una caída de frecuencia que terminó provocando el colapso completo del sistema eléctrico ibérico y la desconexión automática de la Península respecto al resto de Europa. La recuperación total del suministro no se completó hasta la madrugada del día siguiente.

Para los analistas de Aurora, aquel incidente marcó un antes y un después en la evolución del mercado eléctrico español. A raíz del apagón, Red Eléctrica y los reguladores introdujeron nuevas medidas para reforzar la estabilidad de la red, incluyendo mayores restricciones operativas, un incremento de la presencia de ciclos combinados y una intervención más activa del operador del sistema. Según la consultora, estas actuaciones supusieron un coste adicional de aproximadamente 666 millones de euros entre mayo de 2025 y marzo de 2026, con un impacto estimado del 5% en la factura de los consumidores.

El diagnóstico compartido por los expertos es que el sistema eléctrico está experimentando una transformación radical. El modelo tradicional basado en un número reducido de grandes centrales síncronas situadas cerca de los centros de consumo está siendo sustituido por cientos de instalaciones renovables distribuidas, dependientes de recursos naturales y conectadas mediante electrónica de potencia. Este cambio obliga a replantear la forma en que se gestionan servicios esenciales para la estabilidad de la red, como el control de tensión, la inercia, la respuesta rápida de frecuencia o la gestión de congestiones.

Desafíos territoriales

La transición tampoco está exenta de desafíos territoriales. Aurora destacó que el fuerte crecimiento renovable se está concentrando en regiones con abundancia de recurso solar y eólico, pero alejadas de los principales centros de demanda. Como consecuencia, zonas como Badajoz, Cáceres, Ciudad Real o Zaragoza registran ya elevados niveles de vertidos de energía renovable por limitaciones de la red. Las previsiones apuntan a que estos problemas persistirán durante los próximos años incluso con las inversiones previstas en infraestructuras eléctricas.

Al mismo tiempo, el sur de Europa está viviendo una transformación sin precedentes de su mix energético. Desde 2015, la capacidad solar y eólica ha desplazado progresivamente a la generación fósil, tendencia que seguirá intensificándose durante la próxima década. Según Aurora, esta evolución está provocando una creciente volatilidad intradiaria de los precios de la electricidad y una mayor separación entre las horas de abundancia renovable y los periodos de máxima demanda.

En este contexto, el almacenamiento energético aparece como una de las principales soluciones. Aurora defendió que las baterías serán un elemento imprescindible para absorber los excedentes de producción renovable y desplazar energía hacia las horas de mayor valor económico. No obstante, la consultora advirtió también de que la rápida expansión de estos activos acabará reduciendo sus propios márgenes mediante un proceso de "canibalización" de ingresos, obligando a los inversores a sofisticar sus estrategias comerciales y tecnológicas.

Los expertos reunidos en Madrid coincidieron en que la rentabilidad futura dependerá cada vez más de factores como la ubicación de los proyectos, la combinación entre renovables y almacenamiento, la participación en mercados de servicios de ajuste y la capacidad para firmar contratos a largo plazo adaptados a un entorno de precios más complejo.

Acelerar las inversiones

Desde la perspectiva empresarial, la consejera delegada de ENGIE España, Loreto Ordóñez, defendió que España sigue contando con una oportunidad extraordinaria para convertirse en una potencia energética europea gracias a su abundante recurso renovable. Sin embargo, alertó de que el país debe resolver varios desequilibrios estructurales, entre ellos la sobrecapacidad fotovoltaica en determinadas horas, la proliferación de precios cero o negativos y la creciente desconexión entre los precios mayoristas y los costes finales soportados por consumidores e industrias.

ENGIE considera que la respuesta pasa por acelerar las inversiones en flexibilidad, almacenamiento, redes y nuevas formas de consumo energético. La compañía mantiene objetivos ambiciosos para 2030, incluyendo 95 GW de capacidad renovable y almacenamiento a nivel global, de los cuales 3,6 GW corresponderán a España, junto con 500 MW de sistemas de baterías.

Las discusiones mantenidas durante el encuentro reflejaron además la creciente preocupación del sector por la dificultad de financiar nuevos proyectos solares bajo esquemas tradicionales de compraventa de energía. Los participantes señalaron que la demanda corporativa de PPAs solares puros se está debilitando y que el mercado se orienta cada vez más hacia soluciones híbridas que combinen generación renovable, almacenamiento y coberturas más sofisticadas frente al riesgo de precios negativos y vertidos.

La conclusión compartida por empresas, analistas e inversores fue clara: la transición energética ha dejado atrás la fase de aprendizaje basada en instalar capacidad renovable al menor coste posible. El nuevo desafío consiste en diseñar mercados, redes y mecanismos regulatorios capaces de gestionar un sistema dominado por fuentes renovables variables. La próxima década no estará marcada únicamente por cuántos gigavatios se instalen, sino por la capacidad de transformar esa energía limpia en un suministro seguro, flexible y económicamente sostenible para consumidores e industrias.