En contra de lo que podría pensarse, en los días posteriores al apagón y una vez comprobado que la entrada de energías renovables, fotovoltaica en especial, implica un importante cambio en la operativa del mismo, no se ha desatado una marea antirrenovables, sino todo lo contrario. ¿Motivos? Al apagón le salió un gran aliado: la geopolítica.
“La inestabilidad que generan las renovables en el sistema solo se atenúa con baterías. “Desde el apagón pasaron de la categoría de apoyo a pilar fundamental del sistema eléctrico”, asegura Borja Osta, subdirector de la consultora energética Selectra.
El debate sobre el futuro de la energía nuclear también ha virado a partir del apagón
Se da la paradoja de que España, pese a tener el parque renovable más extenso de Europa, apenas tiene un 4% del total de las baterías, según los datos de SolarPower Europe (la patronal europea del sector solar).
El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (Pniec) español marca como objetivo para 2030 alcanzar 22,5 GW de almacenamiento (bombeo hidráulico o con baterías). Pero el país ni siquiera contaba con la regulación necesaria para avanzar en ese objetivo. “Tras el apagón, se ha redoblado la apuesta por el almacenamiento energético. Ha lanzado subastas y subvenciones para acelerar su despliegue. El almacenamiento masivo será clave para absorber excedentes renovables y entregar potencia de respaldo en segundos, evitando desequilibrios bruscos como los de abril de 2025. De hecho, en 2025-2026 se están poniendo en servicio ya las primeras baterías a gran escala (varios centenares de MW) conectadas a la red de transporte”, explica Eduardo González, socio responsable de Energía y Recursos Naturales de KPMG en España.
El decreto antiapagón que aprobó el Gobierno el 24 de junio de 2025, apenas dos meses después del “cero eléctrico”, ya recogió un potente impulso legal a esta tecnología con ayudas de más de 280 millones de euros.
“Esto impulsa la inversión de los fondos en este tipo de proyectos que, además, se ven impulsados porque la tecnología está de su lado. Hacer baterías es cada vez más asequible y, como ocurrió con la fotovoltaica en su momento, la rentabilidad se va incrementando”, asegura José María Zabala, director de Energía de Alantra.
Pero hasta que este impulso se traduzca en la realidad que necesita el país, la estabilidad del sistema español queda supeditada al gas de los ciclos combinados, como deja muy claro la operación reforzada que aplica desde el 29 de abril de 2025 REE. Un coste extra para el bolsillo de los clientes eléctricos que ha impactado de lleno en un segundo debate, el que afecta al futuro de la energía nuclear. En España sigue en vigor el calendario de desmantelamiento de esta tecnología que comienza con el cierre de la central de Almaraz I en 2027. Sus defensores y detractores permanecen. El Gobierno se mantiene firme en ese cierre a la espera de la decisión sobre Almaraz que debe publicar el Consejo de Seguridad Nuclear en julio. Pero el debate ha virado hacia el pragmatismo. Son muchos los expertos que desde el apagón destacan que prescindir de esta tecnología sin contar con suficiente almacenamiento supone un riesgo operativo. “Quizá eso es demasiado alarmista. En su defecto, habría que poner a funcionar muchos más ciclos combinados, lo que dispara el precio y genera más dependencia del suministro de gas en un momento geoestratégico muy complicado que no nos podemos permitir”, subraya Borja Osta.
