El pasado 11 de agosto la solar fotovoltaica produjo casi una tercera parte de toda la electricidad que se generó en España (un 32,9%). En lo que va de mes es la principal fuente de generación del país y de ella proviene en torno al 31% del total, según los datos provisionales de Red Eléctrica. Sin embargo, se da una paradoja: este incremento en la producción solar no termina de conllevar una reducción del uso de las centrales térmicas -ciclo combinado de gas y nuclear-, que continúan produciendo a un ritmo considerable y proporcionando estabilidad al sistema. Es más, el gas está teniendo aún más peso en el verano de 2026 que en un 2025 marcado por el apagón.
Casi una tercera parte de toda la electricidad que se genera en España proviene de la fotovoltaica este agosto, un mes en el que el precio de la luz se ha disparado
El pasado 11 de agosto la solar fotovoltaica produjo casi una tercera parte de toda la electricidad que se generó en España (un 32,9%). En lo que va de mes es la principal fuente de generación del país y de ella proviene en torno al 31% del total, según los datos provisionales de Red Eléctrica. Sin embargo, se da una paradoja: este incremento en la producción solar no termina de conllevar una reducción del uso de las centrales térmicas -ciclo combinado de gas y nuclear-, que continúan produciendo a un ritmo considerable y proporcionando estabilidad al sistema. Es más, el gas está teniendo aún más peso en el verano de 2026 que en un 2025 marcado por el apagón.
En este contexto se enmarca la segunda vida de la central nuclear de Almaraz, cuyos reactores debían haberse cerrado en 2027 y 2028, pero finalmente mantendrán la actividad hasta 2030. El Ejecutivo, de hecho, ha justificado la prórroga principalmente por el ahorro que supondrá en la factura en un contexto geopolítico que ha disparado el precio del gas y la luz. En lo que va de agosto el precio medio del megavatio hora es de 126 euros, un 84% más que hace un año. Aunque España lleve dos años con más del 50% de generación de origen renovable, aún necesita recurrir a este combustible y la nuclear cuando no hay viento, sol o agua para alimentar el sistema energético.
En 2023 se logró este hito por primera vez, con en torno un 50,9% del total de la generación procedente de hidráulica, eólica, solar fotovoltaica, solar térmica y la producción combinada de otras fuentes ‘verdes’ marginales, según datos de Red Eléctrica. En 2024 ya fue posible superar con creces este porcentaje (53,52%) sumando únicamente la aportación de hidráulica, eólica y fotovoltaica. Y en 2025, aunque bajó ligeramente la cifra -hubo algo menos de protagonismo de los aerogeneradores y, sobre todo, un cero energético el 28 de abril-, también alcanzaron un 52,41%. En lo que va de año suman un 55,2% y la fotovoltaica es, a día de hoy, la primera fuente del mix (22,3% del total), aunque el porcentaje bajará en los próximos meses.
Mientras, entre tan solo entre los ciclos combinados de gas y las siete centrales nucleares han generado entre el 38,4% de 2023 y el 33,58% de 2024. En 2026 de momento están en un 34,47% y en 2022 llegaron a acumular el 45,15%. Es decir, en el mejor de los casos -desde el punto de vista de facilidad de desengancharse de estas fuentes- aportan una tercera parte de toda la electricidad que se produce en el país.
La apuesta verde del Ejecutivo, recogida en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), supone abandonar la nuclear a medio plazo -aunque se haya prorrogado la actividad de Almaraz, el la fecha final de cierre se mantiene en 2035- y no contempla introducir más centrales de ciclo combinado. Si acaso, a largo plazo surge la opción de sustituir el gas natural por hidrógeno. Pero el sistema necesita estabilidad, redundancia, robustez e inercia que, de momento, aportan estas fuentes y la hidráulica, cuya aportación se desploma tradicionalmente en el periodo estival.
Con todo, la solar fotovoltaica es la fuente que más rápido ha crecido tanto en potencia instalada como -en consecuencia- en generación. Así, desde 2019 cada año ha ido incrementando su aportación respecto al mismo mes del ejercicio anterior y ha conseguido pasar de un 4,5% del total de la electricidad en junio de hace siete años (entonces era la sexta fuente) a liderar el mix con un 29,4% hace dos meses, un porcentaje muy similar al conseguido en julio (28,4%) y agosto (el mencionado 31% a mediados de mes, que aún podría variar). Pero en verano es también cuando más evidentes son los retos a los que se enfrenta el sistema energético español: la fotovoltaica está disparada, pero la eólica se desploma y la hidráulica también cae. Y por las noches, sin aportación solar, hay más demanda eléctrica que en otros meses por el consumo adicional que requiere la refrigeración.
En los próximos años la idea, también recogida en el PNIEC, es complementar esto con almacenamiento. Ya sea con baterías, con un almacenamiento de corto plazo, o con hidráulicas de turbinación: dos o más presas comunicadas en las que el agua puede subir a la de más altura en momentos de excedente renovable y soltarse después para producir.
De todos modos, el problema no es únicamente que apenas existan soluciones de almacenamiento que permitan generar electricidad cuando no hay sol o viento, sino también tener salvaguardas y redundancia en un mix eléctrico que desde el histórico apagón de 2025 está en el punto de mira. El año pasado se apoyó algo más en la nuclear -supuso el 17,7% de la generación en junio, el 20% en julio y el 21,6% en agosto- que en el gas -19,6%, 16,7% y 17,8%-, mientras que en este año ha sido al revés: 18,4%, 18,3% y 12,7% de la atómica en estos tres meses frente al 15,6%, 20,2% y 22,7%, respectivamente.
A esto hay que unir una tercera variable que también complica los cálculos de cara al futuro y que, de nuevo, es otro de los objetivos de la hoja de ruta energética del Gobierno: la electrificación. La llegada de más renovables y de sistemas para almacenar su producción no ocurrirá, al menos en teoría, sobre una demanda plana, sino que deberían ir incrementándose a la par que el consumo. Cada vez debería haber más procesos que sustituyan combustibles fósiles por electricidad. El ejemplo más evidente es el vehículo eléctrico, que, además, cargará sus baterías con mucha frecuencia por las noches, sin fotovoltaica activa. No obstante, hay más, desde las calderas de los edificios -cada vez más y no ya por eficiencia o precio, sino por normativa europea- a hornos industriales.
Si todo sale tal y como planeó el Gobierno con su PNIEC, todas las tecnologías convergerán sin problema en 2030. Pero el primer plan se hizo antes de la pandemia y la invasión de Ucrania y la última actualización, posterior a ambos eventos, no recogía cambios más allá de aumentar la potencia instalada de renovables y almacenamientos. El conflicto en Irán y su impacto en el mercado global de gas finalmente sí obligó a cambiar el calendario de cierre nuclear. La próxima revisión del PNIEC comenzará en 2028 y ya tendrá como horizonte el escenario 2030-2040. Es decir, el nuevo plan comenzaría precisamente el año en el que España, si no hay cambios, cerraría cuatro de sus siete reactores nucleares, con lo que su parque quedaría reducido a la mitad en un año tras el cierre de Almaraz I y Almaraz II y los también agendados finales de Ascó I, en Tarragona, y Cofrentes, en Valencia.
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