España descartó 1,2 TWh renovables en junio y pagó el gas a 156 €/MWh de noche. No falta energía: falta potencia para moverla. Explicado sin jerga.
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| El diferencial entre las horas solares y la banda nocturna en julio de 2026 fue el mayor registrado nunca en ese mes. | Fuentes: REE, OMIE, Aurora Energy Research y PNIEC 2023-2030. |
El sistema eléctrico español produce más sol del que puede absorber al mediodía y sigue pagando gas caro al anochecer. No es un fallo de las renovables: falta el aparato para mover esa energía doce horas. Esto es lo que hace falta, y cuánto.
España desperdició 1,2 TWh de sol en junio y a las 21.00 quemó gas
El sistema eléctrico español produce más sol del que puede absorber al mediodía y sigue pagando gas caro al anochecer. No es un fallo de las renovables: falta el aparato para mover esa energía doce horas. Esto es lo que hace falta, y cuánto.
- En junio de 2026 se descartaron 1,2 TWh de generación renovable, casi seis veces más que un año antes.
- Cubrir la punta de 20.00 a 24.00 exige mover entre 12 y 15 GW. España tiene 3.427 MW de almacenamiento, y solo 96 MW son baterías.
- El gas dejará de generar casi toda la energía y de marcar el precio casi todas las horas, pero seguirá ahí como seguro.
El 28 de julio, el megavatio hora de electricidad se pagó en el mercado mayorista español a 1,08 euros. Ese mismo día, unas horas después, se pagó a 234,46. Misma red, misma jornada, 216 veces más caro.
No es un error de mercado ni una maniobra de nadie. Es la fotografía exacta del problema que tiene hoy el sistema eléctrico español, y explica por qué la sensación de que "por muchas renovables que instalemos siempre dependeremos del gas" es medio cierta y medio equivocada.
El precio lo marca el último en entrar
Cada día se celebra una subasta para la electricidad de la jornada siguiente. Las ofertas se ordenan de la más barata a la más cara y se van aceptando hasta cubrir toda la demanda prevista. La última central que hace falta encender fija el precio que cobran todas las demás, incluida la solar que ofertó a cero. Es el llamado mercado marginalista y funciona igual en toda la Unión Europea.
Al mediodía la última en entrar suele ser una planta renovable, y el precio se hunde. En julio de 2026 la media en horas solares fue de 62 euros/MWh. Al caer el sol, la última en entrar es un ciclo combinado de gas, y el precio se dispara: 156 euros/MWh de media en la banda nocturna, con horas puntuales cercanas a los 300. El diferencial de más de 90 euros entre el día y la noche es el mayor registrado nunca en un mes de julio.
Y mientras tanto, tiramos sol
Aquí llega la paradoja. En las mismas semanas en que España paga gas caro de noche, está desperdiciando energía limpia de día. Entre enero y junio de 2026 se descartaron 2,5 TWh de generación renovable que la red no pudo absorber, un 50% más que en todo 2024. Solo en junio se tiraron 1,2 TWh, récord histórico y casi seis veces más que un año antes.
La causa es un éxito mal digerido: en dos años se han conectado 20 GW de nueva potencia solar y 2 GW eólicos, y la fotovoltaica llegó en junio al 29,5% del mix eléctrico nacional. La demanda, en cambio, apenas crece.
La cuenta que casi nadie hace
Merece la pena hacerla despacio, porque es el núcleo de todo el asunto. Cubrir la punta de la tarde-noche, de 20.00 a 24.00, exige mover del orden de 12 a 15 GW durante cuatro horas: entre 50 y 60 GWh al día. En una jornada mala de junio se están descartando entre 70 y 80 GWh de renovables, con recortes de hasta 7 GW en horas solares.
Es decir: la energía que sobra al mediodía basta, en orden de magnitud, para tapar el agujero de la noche. Lo que no existe es el aparato para moverla.
El depósito y el grifo
Cuando se habla de almacenamiento se mezclan dos cosas distintas. La energía se mide en MWh y es lo que cabe: el volumen del depósito. La potencia se mide en MW y es el caudal: cuánto puedes meter o sacar por hora. El ancho del grifo.
Una batería de 100 MW y 400 MWh entrega 100 MW durante cuatro horas. Los mismos 400 MWh en un equipo de 25 MW durarían dieciséis horas, pero no servirían para la punta: llegarían a cuentagotas.
El bombeo hidroeléctrico español ilustra el problema. Tiene embalses con muchísimos GWh acumulados, agua de sobra, pero sus turbinas solo pueden entregar 3.331 MW. El depósito es enorme; el grifo, estrecho. A cierre de 2025 el conjunto del almacenamiento español sumaba 3.427 MW, de los que apenas 96 MW eran baterías. El objetivo del PNIEC para 2030 son 22.500 MW.
La batería tiene que estar donde está el atasco
Hay dos problemas superpuestos y conviene no confundirlos.
El primero es de reloj: a las 14.00 sobra y a las 21.00 falta. Para esto da igual dónde esté la batería, porque la red peninsular funciona como una sola máquina y a esas horas no está saturada.
El segundo es de atasco: hay comarcas de Extremadura, Castilla-La Mancha, Aragón y Andalucía occidental donde se instaló muchísima fotovoltaica porque el suelo era barato y el sol excelente, pero las líneas que salen de allí ya van llenas al mediodía. Esa energía no es que sobre en España: es que no puede salir de ese nudo. Y para capturarla, la batería tiene que estar detrás del atasco. Una batería en Madrid no recoge nada de lo que se tira en Badajoz.
Por qué no basta con tender más cables
La reacción lógica es pensar que eso lo arregla Red Eléctrica construyendo líneas. Lo está haciendo, pero con tres límites.
El tiempo. Una línea de alta tensión tarda entre ocho y diez años entre tramitación, evaluación ambiental, expropiaciones y alegaciones. Una batería, dos o tres. Como referencia: la interconexión con Francia por el Golfo de Bizkaia se acordó en 2017 con entrada prevista en 2025, y este agosto de 2026 va por el 60% de ejecución.
El coste. Una línea dimensionada para evacuar toda la producción solar del mediodía va llena seis horas al día y medio vacía las otras dieciocho. Es carrísimo construir autopistas que solo se usan a mediodía.
Y el aislamiento. España intercambia con Francia 2.800 MW sobre unos 150 GW instalados: menos del 2%, muy lejos del 15% que la UE fija como referencia. Somos, a efectos prácticos, una isla eléctrica. Por eso el excedente del mediodía no puede simplemente exportarse. El cable del Golfo de Bizkaia elevará ese intercambio a 5.000 MW.
Pero hay un matiz decisivo: la batería no compite con la red, la multiplica. Si el almacenamiento se coloca junto a la planta solar, esa instalación carga cuando la línea está saturada y descarga por la noche, cuando la línea está vacía. Mismo cable, mucha más energía transportada al cabo del día. Por eso los proyectos que están saliendo son mayoritariamente híbridos, enganchados al punto de conexión de una fotovoltaica que ya existe: solo en el segundo trimestre de 2026 el BOE publicó 34 proyectos de almacenamiento por 1,76 GW, frente a 733 MW en el mismo periodo de 2025.
Entonces, ¿dejaremos de usar gas?
Aquí conviene separar tres papeles distintos que el gas desempeña a la vez.
Como volumen de energía, cae y mucho. Que los ciclos combinados fueran la segunda fuente del mix en julio de 2026, con el 20% de la generación, es un pico coyuntural: eólica floja, hidráulica seca, olas de calor y gas encarecido por la tensión geopolítica. Con 15 GW de baterías, ese porcentaje se desploma.
Como fijador de precio, dejará de serlo casi siempre, pero la tarde no se abaratará hasta el nivel del mediodía. Cuando haya almacenamiento suficiente, quien marque el precio a las 21.00 será una batería, no un ciclo de gas. Pero una batería no oferta a cero: oferta lo que le costó cargarse, más las pérdidas, más lo que necesita para amortizar la inversión. El diferencial día-noche se comprime, no desaparece. De hecho, si desapareciera del todo, nadie construiría baterías.
Como seguro, se queda. Una batería de cuatro horas cubre una punta, no una semana. El escenario que manda es el de cinco días de enero sin viento, con niebla y los embalses bajos. Eso lo salva el bombeo, la interconexión y, mientras no haya otra cosa, el gas. La consecuencia es incómoda: mantendremos centrales funcionando 200 o 300 horas al año, y una central que trabaja el 3% del tiempo no se paga en el mercado de energía. Habrá que retribuirla por estar disponible, y eso también acaba en la factura, solo que en otra casilla.
El factor nuclear, que acaba de moverse
El 14 de agosto el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico publicó en el BOE la renovación de la autorización de la central nuclear de Almaraz hasta el 8 de junio de 2030, frente al cierre escalonado previsto para noviembre de 2027 y octubre de 2028. Son dos reactores que en 2025 produjeron unos 15.370 GWh, alrededor del 7% de la demanda eléctrica anual española.
La conexión con todo lo anterior es directa: cada MW de generación firme que se cierra antes de que llegue el almacenamiento es un MW que cubre el gas en las horas caras. Ese es el nudo real del debate nuclear, más allá de la trinchera ideológica.
Una advertencia sobre la factura
Conviene rebajar una frase que se repite mucho. Que el gas fije el precio del mercado mayorista cada vez significa menos para lo que paga la gente: los contratos a plazo, los PPA y las subastas renovables desacoplan progresivamente el recibo del precio marginal horario. El titular «el gas fija el precio de la luz» describe bien el pool y cada vez peor la factura final.
Resumido en una línea: el gas dejará de generar casi toda la energía, dejará de marcar el precio casi todas las horas y no desaparecerá. Y la pieza que falta para llegar ahí no es más sol. Es el grifo.
Dónde seguir la pista de estos datos
- El tendido submarino del cable del Golfo de Bizkaia continúa en campañas hasta el verano de 2027.
- Red Eléctrica publicará en marzo de 2027 el dato de baterías conectadas al cierre de 2026: es la cifra que dirá si el despegue es real.
- Queda por ver si la prórroga de Almaraz abre la puerta a Ascó, Cofrentes y Vandellós, cuyo calendario sigue formalmente intacto.
- Y falta lo más importante y menos vistoso: un marco regulatorio propio para el almacenamiento, con peajes y acceso a la red pensados para algo que no consume energía, sino que la desplaza en el tiempo.
Datos de Red Eléctrica de España, OMIE, Grupo ASE, Aurora Energy Research, APPA Renovables, Inelfe y el Boletín Oficial del Estado. La Crónica del Henares.
