- La potencia instalada de almacenamiento de baterías ha crecido un 589% entre abril de 2025 y abril de 2026, pasando de 28 MW a 193 MW.
- El almacenamiento vinculado al autoconsumo se dispara un 119%, siendo el sector residencial el que más avance ha registrado tras el apagón.
- En 2025, se desaprovecharon 5.414 GWh de electricidad generada con renovables, que fueron vertidos por saturación de la red. Esto es desperdiciar una una cantidad de electricidad superior a la demanda eléctrica anual de comunidades autónomas, como Extremadura ( 4.982 GWh).
Se cumple un año del apagón que dejó a gran parte de la península ibérica (España, Portugal y sur de Francia) a oscuras. El 28 de abril de 2025 marcó un punto de inflexión para nuestro sistema eléctrico que evidenció vulnerabilidades a corregir: fallos ligados a la operación de la red, la gestión de tensión y la respuesta automática del sistema ante perturbaciones. Pero también dejó enseñanzas y lecciones. La más importante: la necesidad de acelerar la transición energética reforzando la resiliencia, robustez y estabilidad de todo el sistema.
Ante algo inesperado que sacudió el tablero energético y político, había dos caminos: optar por volver al pasado conocido, por resucitar la energía fósil y subirse a la narrativa anti renovables que se intentó instalar o apuntalar la descarbonización y el despliegue de las energías limpias. Con deberes aún por hacer, España eligió la segunda ruta.
El apagón ha permitido agilizar el despliegue de baterías para dar más seguridad a la red y, al mismo tiempo, apuntalar la rentabilidad de la energía fotovoltaica, tal como pedimos desde Fundación Renovables días después del cero energético. Según datos de Red Eléctrica, en abril de 2025 había una potencia instalada de baterías de 28 MW. Un año después, en abril de 2026, la potencia instalada es de 193 MW. Es decir, un crecimiento interanual de 589%.
En lo que respecta al autoconsumo, la demanda de instalaciones de almacenamiento –las llamadas baterías detrás del contador– ha experimentado en 2025 un fuerte repunte del 119%, pasando de una capacidad de 155 MWh a 339 MWh, según los datos obtenidos a través de APPA Renovables.
La instalación de baterías para autoconsumo se ha elevado un 155% en el sector residencial residencial y un 95% en comercial/industrial. Si bien, el mayor crecimiento interanual se registra en el ámbito doméstico, cabe destacar el cambio significativo que se registra, mirando más atrás en el tiempo, en el sector industrial, puesto que en 2023 la capacidad de almacenamiento vinculada al autoconsumo en fábricas y comercios era nula, de 0 MWh.
El dato confirma que, tras el apagón, el autoconsumo ha dejado de interpretarse únicamente como una simple palanca de eficiencia o descarbonización. Ya es también una herramienta clave de gestión del riesgo energético. La foto panorámica muestra que la combinación de generación distribuida y almacenamiento está hoy permitiendo reducir dependencia del mercado, además de amortiguar la volatilidad de precios y garantizar continuidad operativa.
Otros pasos para adelante
La supervisión y control del sistema eléctrico ha sido otra transformación positiva conseguida como consecuencia del apagón. Se han establecidos mecanismos y protocolos para todos los agentes eléctricos con obligación de mayor transparencia y datos en tiempo real; se ha reforzado, por ejemplo, la capacidad de inspección de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC); y se han modificado los procedimientos operativos para que las plantas renovables pudieran implementar rampas de subida y bajadas para evitar fallos en cascada. Además, las renovables han empezado a controlar la tensión a través de grid forming, una demanda histórica del sector renovable.
En materia de redes, el Ministerio para la Transición Energética y el Reto Demográfico (Miteco) lanzó meses después del apagón su propuesta inicial de desarrollo de la red de transporte de electricidad para el periodo 2025-2030. La nueva hoja de ruta prioriza inversiones de cerca de 13.600 millones de euros para integrar energías renovables, mejorar interconexiones y apoyar la electrificación industrial. El plan busca consolidar un sistema descarbonizado con un 81% de renovables en el mix para 2030.
También se han tomado algunas medidas para impulsar la electrificación de la demanda. En el Real Decreto aprobado en noviembre de 2025, que recuperó las medidas del fallido Real Decreto-ley 7/2025, se fomenta la conexión a las redes de nuevas actividades económicas, principalmente industriales.
En esa disposición, se fija además la caducidad de los derechos de acceso y conexión para demanda a los cinco años de haber sido otorgados con el objetivo de prevenir el acaparamiento y la especulación. Otra medida importante: el acortamiento de los plazos de respuesta de las distribuidoras a la hora de poner en marcha las extensiones de red, por ejemplo, para la recarga de vehículos eléctricos.
Lo negativo
Pese a todo, no todos los pasos que se han dado este último año han ido en favor de la transición energética. Tras el apagón, Red Eléctrica activó un sistema de refuerzo basado para dar más estabilidad y seguridad al sistema eléctrico. Sin embargo, este mecanismo se ha basado en un mayor uso de los ciclos combinados de gas para generar electricidad. Lamentablemente, la medida de urgencia se ha convertido en una nueva normalidad.
La producción eléctrica con gas se disparó un 50% entre mayo y diciembre del año pasado. No obstante, en las últimas semanas se ha empezado a notar una reducción significativa en el coste de los servicios de ajuste, debido a que cada vez más renovables están empezando a ejercer labores de control de tensión. En cualquier caso, las grandes empresas eléctricas, propietarias de las plantas de ciclos combinados, se han beneficiado del mecanismo de refuerzo, quemando más gas y, por ende, facturando más. Como era de esperar, las emisiones de CO2 del sector eléctrico se han disparado un 9% en el último año, lo que supone 2.444.735 ton CO2 eq más que el año anterior, tal como confirma el informe publicado por el Observatorio de la Sostenibilidad.
El mayor uso de gas para asegurar la red ha tenido un impacto en los hogares, sobre todo en aquellas facturas del mercado regulado (PVPC). El incremento de los costes se ha duplicado: los servicios de ajuste han pasado de los 0,017 euros/kwh de febrero de 2025 a los 0,029 euros/kwh en febrero de 2026.
El apagón también ha evidenciado que nuestro sistema eléctrico sigue muy aislado respecto al resto de Europa. Un año después, la capacidad comercial de intercambio con el sistema europeo sigue representando solo un 4% de la capacidad de producción instalada en España, un porcentaje que está por debajo del mínimo recomendado por Bruselas.
Por tanto, el fortalecimiento de las interconexiones con el resto de los sistemas vecinos asoma como una de las inversiones más importante que debe realizarse en los próximos años para completar el gran esfuerzo inversor realizado a nivel interno.
En este sentido, aumentar las interconexiones con Francia es prioritario. Cabe señalar que este 2025 se ha dado comienzo a las obras de la línea subterránea de la interconexión submarina con Francia a través del Golfo de Bizkaia, una interconexión de 400 kilómetros que aumentará la capacidad de intercambio de 2.800 MW a 5.000 MW.
Las tareas pendientes
Reducir la dependencia del gas y acelerar la electrificación en sectores claves como la movilidad, la industria y la climatización es un paso clave y determinante que España tiene que dar de aquí en adelante. Pese al despliegue de las renovables, el consumo energético total del país depende en más de un 70% de combustibles fósiles. Solo las importaciones de gas y petróleo han costado el año pasado más de 51.000 millones de euros.
La guerra en Medio Oriente ha reforzado el papel de las renovables como alternativa estratégica para reducir exposición a los combustibles fósiles. Pero hay que acelerar la electrificación de la demanda. La buena noticia es que esta electrificación masiva es más factible de lo que parece. Con solo tres tecnologías, que en España ya están maduras –renovables, vehículos eléctricos y bombas de calor– se podrían eliminar dos tercios del consumo de combustibles fósiles.
Si bien, en 2025 se registraron datos positivos de generación eléctrica con fuentes renovables, también se evidenciaron los problemas de saturación de la red que obligaron a desaprovechar una parte significativa de la electricidad generada con estas tecnologías. De media, el 3,11% de la electricidad renovable tuvo que ser vertida al no poder integrarse en la red, con momentos del año, como el mes de julio, en el que el porcentaje curtailments renovables se elevó por encima del 10%. Esto tiene que ver, en parte, con las restricciones técnicas de red implementadas tras el apagón. En total, se desperdiciaron 5.414 GWh de electricidad generada con renovables. Esto es una cantidad de electricidad superior a la demanda eléctrica anual de algunas comunidades autónomas del país, como Extremadura ( 4.982 GWh), Navarra (4.873 GWh), Cantabria (3.896 GWh) o La Rioja (1.571 GWh).
El exceso de vertidos revela la necesidad de impulsar y agilizar, aún más, el despliegue de almacenamiento, especialmente en modalidad hibridada, para garantizar que toda la electricidad generada puede llegar a consumirse y conquistar espacios horarios donde la producción renovable cae. Pese a que la potencia instalada de baterías de almacenamiento ha crecido más de un 500% tras el apagón, España se sitúa a la cola de Europa, muy lejos de Alemania, Italia o Reino Unido, que disponen de varios GW de potencia instalada.
