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El desajuste entre generación y demanda lastra el valor real de las renovables, según expertos

La promesa de flexibilidad de una instalación renovable vale poco si no puede demostrar cuándo reduce su potencia, durante cuánto tiempo, qué efecto tiene sobre la red y cuánto cuesta ese servicio frente a otras opciones. Es la tesis que defienden el catedrático de Física de la Universidad de Barcelona y exdirector del IREC Joan Ramon Morante y el sociólogo y politólogo Héctor Santcovsky en un artículo publicado por elperiodicodelaenergia.com. Los autores sitúan el debate más allá de los megavatios instalados: la clave está en que esa energía llegue a la economía cuando y donde se necesita, lo que exige planificar a la vez generación, red, almacenamiento y consumo.

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Fotografía que ilustra la noticia: El desajuste entre generación y demanda lastra el valor real de las renovables, según expertos
(elperiodicodelaenergia.com)

600 horas de precios negativos: síntoma de un desajuste

El artículo recuerda que durante los primeros meses de 2026 se contabilizaron alrededor de 600 horas con precios negativos en el mercado eléctrico, según un dato que atribuye a la CNMC y que, precisan los autores, habrá que precisar. En esos momentos, la producción renovable es tan abundante que el precio mayorista cae por debajo de cero.

Pero un precio negativo no significa que la electricidad carezca de valor ni que toda la energía sobrante se pierda. Lo que sí pone de manifiesto, sostienen Morante y Santcovsky, es que producción y demanda no encajan de manera automática. Instalar más placas, aerogeneradores y capacidad hidráulica no garantiza que toda su producción pueda aprovecharse: puede faltar demanda en las horas de mayor generación o la red puede no tener capacidad para transportar la electricidad hasta donde hace falta. Y no todo se resuelve almacenando, porque la seguridad y la estabilidad de la red también imponen límites, como quedó de manifiesto durante el apagón de abril de 2025.

Tres patas: red, almacenamiento y flexibilidad de la demanda

La respuesta, según los autores, necesita varias acciones simultáneas. La primera es ampliar y modernizar la red, con líneas, subestaciones y conexiones suficientes, planificadas con tiempo. La segunda es almacenar. Aquí distinguen entre baterías y bombeo hidráulico: las primeras absorben electricidad cuando sobra y la devuelven con rapidez, cubriendo déficits horarios; el segundo permite almacenar a mayor escala con dos depósitos a distinta altura, pero necesita lugares adecuados, grandes inversiones y plazos largos. No son soluciones intercambiables, sino complementarias.

La tercera pata es reorganizar la demanda. Algunos procesos industriales, la recarga de vehículos, la climatización de edificios y ciertos usos digitales pueden trasladarse a las horas en que sobra electricidad. Pero, advierten, no basta con pedir a los consumidores que se adapten: hacen falta tarifas, contratos y mecanismos que paguen ese servicio y protejan a quienes no pueden cambiar sus horarios de consumo. La flexibilidad no puede convertirse en una forma de pasar riesgos al usuario ni de obligar a una empresa a detener un proceso esencial sin compensación. Hay consumos interrumpibles y otros que no, y la regulación debe partir de esas diferencias.

Viabilidad económica: quién paga cada infraestructura y qué se retribuye

El artículo plantea que la promesa de flexibilidad de una instalación vale poco si no puede demostrar cuándo reduce su potencia, durante cuánto tiempo, qué efecto tiene sobre la red y cuánto cuesta ese servicio frente a otras opciones. También aborda el reparto de costes y beneficios: si se refuerza una línea para conectar nueva generación y esa infraestructura sirve después a hogares, industria y transporte, su utilidad es amplia; pero si una obra se construye para atender una demanda concreta, habrá que analizar quién la paga y quién asume el riesgo si el proyecto no se materializa. No se puede dar por supuesto que todos los costes deban recaer siempre sobre el conjunto de los consumidores.

En cuanto al almacenamiento, baterías y bombeo pueden mejorar la integración de las renovables, pero su viabilidad depende de que el mercado reconozca los servicios que prestan, y no solo los kilovatios hora que compran y venden. El respaldo de un sistema cada vez más renovable —con horas de excedente y horas de escasez— exige combinar generación activable, almacenamiento, interconexiones y reducción de consumo, comparando lo que cuesta cada opción a largo plazo. Morante y Santcovsky concluyen que la coordinación no es un detalle técnico añadido al final, sino una condición económica para que la transición funcione: si se levantan parques solares sin red para evacuar su energía, la producción queda aislada; si se instalan baterías sin ingresos estables, será difícil atraer inversiones; y si se amplían infraestructuras sin un plan coordinado, el sistema puede acabar siendo más caro para todos.