MERCADO ELÉCTRICO
La demanda de energía eléctrica crece un 3,4% en Extremadura en 2025 frente al 2,8% de la media nacional
La demanda de energía eléctrica en España aumentó en 2025 y registró un alza del 2,8%. Si tenemos en cuenta la laboralidad y las temperaturas, el crecimiento fue del 1,6%. En el caso de la Comunidad de Extremadura la demanda de energía eléctrica creció con más fuerza, un 3,4%, siendo una de las regiones donde más lo hizo el año pasado. Si se tuvieran en cuenta las instalaciones de autoconsumo, el crecimiento de la demanda en la región se situaría en el 5,1%.
Según los datos del Informe del sistema eléctrico español 2025 y Las renovables en el sistema eléctrico español 2025, presentado recientemente por REE en Madrid, por segundo año consecutivo, el consumo de electricidad en España se ha incrementado: hasta un 2,8% respecto al del 2024 al registrar 256.086 GWh. La variación experimentada por nuestro país supera a la media del conjunto de países miembros de ENTSO-E, en los que el consumo de 2025 fue un 0,5% superior.
Si consideramos al autoconsumo, la demanda aumenta un 3,7%, hasta los 269.753 GWh, cifra que recupera los niveles previos a la pandemia de la COVID-19.
Este incremento a nivel nacional también se ha experimentado en los archipiélagos de Baleares y en Canarias, cuya demanda sube un 2,2% y un 1,1% respectivamente, dos valores que tienen en cuenta la laboralidad y las temperaturas.
A nivel peninsular, el instante del año de mayor demanda se registró el 15 de en enero a las 20:57 horas, momento en el que se alcanzaron los 40.070 MW.
Potencia instalada
A 31 de diciembre de 2025, el sistema eléctrico español contaba con un parque de generación de 142,5 GW, un 7,3% más que en 2024, tras sumar 10 GW de potencia renovable (8,8 GW de solar fotovoltaica y 1,2 GW de eólica). Mientras, la potencia de almacenamiento se situó en 3.427 MW.
Considerando las instalaciones de autoconsumo, la potencia instalada alcanza un valor total de 150,8 GW, de los cuales el 68,9 % corresponde a potencia de generación renovable, el 28,9 % a potencia de generación no renovable y el 2,3 % a potencia de almacenamiento.
España se posiciona como el segundo país de los que forman parte de ENTSO-E con mayor presencia de tecnología solar y eólica, solo adelantado por Alemania.
La solar fotovoltaica continúa siendo, con casi 50 GW instalados, la tecnología con mayor presencia en la estructura de potencia instalada, ocupando el 33,1% de este mix que incluye autoconsumo. Le siguen la eólica (con el 22,1%), el ciclo combinado (17,4%) y la hidráulica, con el 11,3% del total. Por otra parte, la reconversión de la central térmica de carbón Aboño II en turbina de vapor, redujo la participación de esta tecnología al 1%.
Generación sostenible
La producción de electricidad creció un 3,7% en este año, en el que las renovable produjeron el 55,5% de toda la electricidad en nuestro país. Con la inclusión de la aportación estimada de las instalaciones de autoconsumo, la cuota renovable se eleva al 56,6%.
La eólica es, por tercer año consecutivo, la tecnología líder del mix español sin autoconsumo, con una aportación del 21,6% del total de GWh producidos. Le sigue la nuclear, con el 19%, la solar fotovoltaica (18,4%), el ciclo combinado (16,8%) y la hidráulica, responsable del 12,4% del total. Como consecuencia de todo lo anterior, el 75,5% ha sido sin emisiones de CO2 equivalente.
Considerando la estimación de la energía producida por las instalaciones de autoconsumo, el mix nacional estaría liderado por la solar fotovoltaica.
Durante este 2025, los sistemas de almacenamiento como el bombeo o las baterías han contribuido a integrar la cifra de 9.213 GWh (un 6,2% más que en 2024), lo que ha permitido un mayor aprovechamiento de la generación renovable.
Intercambios
En relación con el intercambio de electricidad, España ha exportado un 25,1% más de electricidad a los países vecinos y con 12.794 GWh cierra su cuarto año consecutivo con saldo exportador. Cabe señalar que el sistema eléctrico peninsular lleva más de 50 meses continuados de saldo exportador, en concreto, desde noviembre de 2021.
En cumplimiento con la Planificación vigente 2021-2026 y con el fin de fortalecer el mallado de la red, apoyar a nuevas demandas, integrar más renovables al sistema y satisfacer el consumo industrial, la red de transporte sumó, en este 2025, un total de 212 posiciones y de 486 km de circuito de líneas eléctricas a la red de transporte, hasta alcanzar los 46.155 km en todo el país. En total, la capacidad de transformación del sistema eléctrico ha aumentado en este ejercicio 1.455 MVA, hasta alcanzar los 99.071 MVA.
La red de transporte aún dispone de capacidad para nueva demanda en el 25% de sus nudos
Red Eléctrica, en su condición de operador del sistema (OS) ha publicado por primera vez las capacidades de acceso para la conexión de demanda en los nudos de la red de transporte calculadas según los criterios técnicos establecidos por las Especificaciones de detalle aprobadas por la CNMC mediante la Resolución de 1 de diciembre.
Los criterios técnicos de cálculo establecidos, de forma análoga a los que son de aplicación para generación, tienen por objeto seguir garantizando la seguridad y correcto funcionamiento del sistema.
Sólo en la red de transporte hay otorgados permisos de acceso y conexión a 129 GW de instalaciones eólicas y fotovoltaicas, 16 GW de instalaciones de almacenamiento y 19 GW de instalaciones de demanda. De estas últimas, desde 2022, fecha en que se aprobó la planificación vigente, se han otorgado 11,8 GW de capacidad para nuevas demandas sin que ninguna se haya puesto aún en servicio. Disponen para ello de 5 años desde que obtuvieron el permiso. El volumen de demanda con permiso, pendiente de conexión sólo a la red de transporte, supondría un incremento del 25% de la demanda actual del país.
Los valores publicados recogen que la red de transporte aún dispone de capacidad para nueva demanda en el 25% de sus nudos que podrá ser otorgada bien a través del criterio general de prelación o mediante concurso.
La información que se publica cumple el acuerdo de la CNMC del pasado 13 de febrero tras la puesta en conocimiento por parte del Operador del Sistema de la situación tanto en cuanto al cálculo de las capacidades de acceso como al avance en el acuerdo de los valores de referencia. Esta información que será actualizada mensualmente será aplicable a todas las evaluaciones de capacidad de acceso de la demanda a la red de transporte que deban realizarse y se irá actualizando a medida que avance el proceso en torno a los valores de referencia y se evolucione en el ámbito de la normativa sobre requisitos de robustez, tal y como indicó la CNMC en dicho acuerdo.
Los resultados de los estudios realizados y en particular los correspondientes al criterio dinámico, confirman la necesidad de asegurar requisitos de robustez (soportar huecos de tensión) en las futuras instalaciones de demanda que se pongan en servicio, especialmente las conectadas mediante electrónica de potencia.
La evolución anunciada de esta normativa permitirá incrementar notablemente la capacidad otorgable en gran parte de los nudos en los que actualmente el valor se ve limitado por criterio dinámico, dado que la red de transporte permitiría acoger con seguridad los flujos necesarios para la alimentación de consumos adicionales.
Las especificaciones de detalle establecen por primera vez la definición del valor de capacidad para demanda que se reserva en la red de transporte para su otorgamiento a instalaciones a conectarse a las redes de distribución (valores de referencia). También a lo largo de estos meses el OS y los gestores de las redes de distribución vienen trabajando en este aspecto en los nudos en los que existen interfaces entre ambas redes y que debe formalizarse mediante acuerdo siguiendo las directrices definidas por la CNMC.
La suma de valores propuestos por los gestores de las redes de distribución supera el doble de la punta histórica del sistema (45 GW). Actualmente, se han alcanzado acuerdos en el 45% de los interfaces transporte/distribución que suman una capacidad de 33,1 GW.
Para seguir avanzando en el proceso de acuerdo de valores de referencia se identifica un número de casos relevante que requiere establecer criterios normativos adicionales para homogeneizar el tratamiento de todos los interfaces entre red de transporte y red de distribución.
El MITECO prepara un decreto para que sea obligatorio para las eléctricas no introducir oscilaciones adversas al sistema eléctrico
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha iniciado la audiencia pública del Proyecto de real decreto por el que se establecen requisitos mínimos de diseño, equipamiento, funcionamiento y seguridad de las instalaciones que se conecten a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, disponible aquí. Las exigencias técnicas introducidas por la futura norma aumentarán la capacidad de acceso disponible en las redes eléctricas de manera relevante e incrementarán la seguridad del sistema, al fijar obligaciones para nuevos consumidores que aportan fortaleza y flexibilidad a la red.
La integración activa y segura en el sistema eléctrico de nuevas demandas asociadas a los centros de procesamiento de datos, la descarbonización de la industria y del transporte, o el hidrógeno renovable, así como el almacenamiento, requiere actualizar los requisitos técnicos de conexión que deben cumplir las instalaciones que se conectan a la red. Además, se espera un crecimiento de tipologías de conexión antes residuales o inexistentes que no están contempladas en los vigentes códigos de red europeos.
El Proyecto del MITECO se anticipa a la actualización de dichos códigos y se aplicará a todas las instalaciones ya previstas y a las futuras, sin coste reseñable, a la vista de la tecnología que ya está incorporada de forma generalizada. En cambio, tendrá un efecto netamente positivo sobre la economía, al permitir aumentar la capacidad disponible en las redes de transporte y distribución.
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia ha establecido un criterio dinámico para determinar la capacidad de acceso a la demanda que afecta a zonas compartidas por varios nudos de la red de transporte. Aplicando este criterio, un único acceso solicitado en un nudo pueden tener un efecto en cascada que drena capacidad en el resto de nudos que comparten la zona –pueden ser decenas, a muchos kilómetros de distancia–, impidiendo atender otras peticiones de acceso.
En las zonas limitadas por el criterio dinámico no se puede aumentar la capacidad invirtiendo en el refuerzo de la red, sino que es necesario actuar sobre las demandas previstas y futuras, para que sean más robustas y su comportamiento no impida la conexión de otras demandas.
La propuesta normativa de MITECO exige que las demandas soporten huecos de tensión, reduciendo considerablemente el número de nudos de las zonas de capacidad compartida y aflorando una capacidad de acceso que de otro modo sería imposible de conceder, habilitando la materialización de más proyectos y potenciando la electrificación de la economía. Su aplicación, en consecuencia, por un lado aumentará la seguridad de la operación y la gestión de las redes y por otro servirá de palanca para optimizar su capacidad.
El Proyecto normativo también introduce requisitos de estabilidad en la inyección de potencia frente a huecos de tensión, en este caso derivados de la aplicación del Real Decreto 997/2025, al igual que nuevos requisitos de calidad de producto, de amortiguamiento frente a oscilaciones de potencia y la obligación de no introducir oscilaciones adversas al sistema eléctrico.
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