España produjo más electricidad renovable en septiembre de 2026 que un año antes, pero la cuota de las tecnologías verdes descendió. La aparente contradicción se explica al reconstruir el balance de generación a partir de los datos publicados por Red Eléctrica: las fuentes renovables aportaron 12.215 gigavatios hora (GWh), un 5,7% más, y sin embargo pasaron de representar el 53,3% de la producción de septiembre de 2025 al 50,9% en septiembre de 2026. La demanda eléctrica creció y el resto del sistema amplió su producción todavía más deprisa.
Un cálculo original de Business Magazine, realizado sobre las cifras mensuales y sus porcentajes oficiales, indica que aproximadamente el 72% del incremento de la generación eléctrica entre ambos septiembres correspondió a tecnologías no renovables. La estimación no significa que el 72% de la electricidad española sea no renovable, ni que toda esa diferencia proceda de combustibles fósiles: incluye también la producción nuclear. Es una medida del reparto del aumento interanual, no de la estructura total.
El análisis añade una segunda brecha: la participación renovable de septiembre fue del 14,1% en Baleares y del 19,4% en Canarias, frente al 50,9% nacional. Las islas presentan condicionantes técnicos y energéticos diferentes; por eso la comparación sirve para medir la distancia entre sistemas, pero no para atribuir automáticamente responsabilidades o calcular emisiones. Los datos proceden de las notas oficiales de septiembre de 2026, septiembre de 2025 y el boletín estadístico de septiembre de 2026.
La producción renovable crece un 5,7%, pero pierde 2,4 puntos de cuota
El primer dato que conviene separar es la energía producida del porcentaje que representa. En septiembre de 2025, las renovables sumaron 11.558 GWh y alcanzaron el 53,3% de la estructura de generación española, según la comunicación publicada entonces por Red Eléctrica. En septiembre de 2026 se contabilizaron 12.215 GWh, equivalentes al 50,9%. La producción verde aumentó en 657 GWh, mientras su peso relativo retrocedió 2,4 puntos porcentuales.
La causa aritmética es que el denominador —la producción eléctrica total— creció a mayor velocidad que el numerador. Si se divide la producción renovable por su cuota publicada, el total estimado ronda los 21.685 GWh en septiembre de 2025 y los 23.998 GWh en septiembre de 2026. La diferencia aproximada es de 2.313 GWh, equivalente a un aumento cercano al 10,7%. Estas magnitudes son reconstrucciones, no una nueva serie oficial: al calcularlas a partir de cuotas redondeadas a una décima pueden aparecer pequeñas diferencias con las tablas originales.
La estimación de producción no renovable se obtiene por diferencia. Así, el sistema habría pasado de unos 10.127 GWh no renovables en septiembre de 2025 a unos 11.783 GWh en el mismo mes de 2026, un aumento cercano a 1.656 GWh. Divididos entre los aproximadamente 2.313 GWh adicionales del conjunto, esos 1.656 GWh equivalen al 71,6%. Redondeado, el resultado es el 72% que encabeza este informe.
| Indicador de septiembre | 2025 | 2026 | Variación |
|---|---|---|---|
| Producción renovable (GWh) | 11.558 | 12.215 | +657 (+5,7%) |
| Cuota renovable | 53,3% | 50,9% | −2,4 puntos |
| Producción total reconstruida (GWh) | ≈21.685 | ≈23.998 | ≈+2.313 |
| Producción no renovable reconstruida (GWh) | ≈10.127 | ≈11.783 | ≈+1.656 |
| Participación no renovable en el aumento total | Cálculo interanual | ≈71,6% | |
Fuente: Red Eléctrica, notas mensuales de septiembre de 2025 y 2026. Cálculos propios de Business Magazine. Los GWh de generación total y no renovable son aproximados por redondeo de las cuotas oficiales. Las comparaciones se basan en las publicaciones disponibles y están sujetas a revisiones estadísticas.
La energía solar gana terreno, pero no arrastra a todas las renovables
La fotovoltaica fue la primera fuente de generación en septiembre de 2026 por sexto mes consecutivo, con 6.307 GWh y el 26,3% del mix. Su producción creció un 25,1% interanual. La comparación muestra una expansión mucho más rápida que la del conjunto de las renovables, cuya producción solo aumentó un 5,7%. Por tanto, hablar de un avance homogéneo de todas las tecnologías verdes sería incorrecto.
Aplicando a los 6.307 GWh de septiembre de 2026 el incremento interanual del 25,1% comunicado por el operador, la producción fotovoltaica del septiembre anterior se estima en unos 5.042 GWh. La ganancia solar rondaría los 1.265 GWh. Como el crecimiento neto de todas las renovables fue de 657 GWh, el conjunto de las demás tecnologías renovables habría restado alrededor de 608 GWh respecto al año previo. Este cálculo no identifica qué parte corresponde a eólica, hidráulica, solar térmica u otras fuentes: para asignar responsabilidades se necesita acudir al desglose homogéneo y actualizado de cada tecnología.
La lectura es importante para empresas eléctricas, promotores de proyectos y compradores de energía. Una fuente puede ganar peso y capacidad productiva al mismo tiempo que otras retroceden por meteorología, disponibilidad o cambios operativos. Una cuota anual o mensual no mide por sí sola la estabilidad del suministro ni el aprovechamiento económico de cada tecnología. También hay que distinguir generación, capacidad instalada y energía efectivamente consumida.
La solar alcanzó el 26,3% del mix nacional de septiembre de 2026, frente al 23,2% comunicado para septiembre de 2025: una mejora de 3,1 puntos porcentuales. Pero ese progreso convivió con una caída de 2,4 puntos de la cuota renovable conjunta. No hay contradicción: las demás fuentes renovables y el crecimiento de la generación total modificaron el reparto. El dato solar, por sí solo, no describe toda la transición.
El gas, la nuclear y la eólica explican el contexto del mix
Después de la fotovoltaica, las mayores cuotas de generación de septiembre de 2026 correspondieron al ciclo combinado (20,8%), la nuclear (20,4%), la eólica (14,1%) y la hidráulica (6,9%). Esta composición evidencia que el sistema sigue apoyándose en tecnologías gestionables y en fuentes renovables variables. No permite deducir, sin información horaria, qué central respondió a cada aumento puntual de demanda o cuánto costó producir el último megavatio hora.
El ciclo combinado utiliza gas natural; la nuclear no es renovable, aunque sus emisiones directas de CO₂ durante la generación sean reducidas. Por ello, clasificar toda la electricidad no renovable como «fósil» llevaría a un resultado equivocado. También sería erróneo equiparar automáticamente la cuota de renovables con la cuota libre de emisiones: Red Eléctrica sitúa esta última en el 71,3% de la generación de septiembre de 2026, una proporción superior precisamente porque incluye tecnologías como la nuclear.
En un contexto de tensión de suministro y precios, la distinción adquiere relevancia empresarial. Business Magazine ha analizado por separado las reservas de gas alemanas antes del invierno y las decisiones de producción de la OPEP+. Son mercados distintos del eléctrico español, pero ayudan a entender por qué las compañías vigilan a la vez disponibilidad energética, costes de combustible y seguridad de suministro.
Baleares y Canarias: más de 30 puntos por debajo de la cuota renovable nacional
El contraste territorial es especialmente llamativo. En Baleares, las energías renovables representaron el 14,1% de la generación de septiembre de 2026. El ciclo combinado fue la primera tecnología, con el 63,8%, seguido por la fotovoltaica, con el 11,3%, y la turbina de gas, con el 11,1%. Red Eléctrica señala que el enlace submarino con Mallorca contribuyó a cubrir el 21,2% de la demanda balear de ese mes. Ese porcentaje de suministro mediante interconexión no debe confundirse con una cuota de producción renovable local.
Canarias registró una cuota renovable del 19,4%. En el archipiélago, el ciclo combinado aportó el 36,7% de la generación, los motores diésel el 20,8%, la turbina de vapor el 18,3% y la eólica el 13,9%. La menor cuota renovable respecto al promedio nacional no prueba por sí misma una peor gestión: los sistemas aislados tienen condicionantes físicos, de reserva y de interconexión que no son equivalentes a los del conjunto peninsular.
| Sistema, septiembre de 2026 | Cuota renovable | Diferencia frente a España | Principal tecnología citada |
|---|---|---|---|
| España (total nacional) | 50,9% | Referencia | Fotovoltaica (26,3%) |
| Canarias | 19,4% | −31,5 puntos | Ciclo combinado (36,7%) |
| Baleares | 14,1% | −36,8 puntos | Ciclo combinado (63,8%) |
Fuente: Red Eléctrica, septiembre de 2026. Diferencias en puntos porcentuales calculadas por Business Magazine. El promedio nacional incluye los sistemas insulares; no representa exclusivamente la Península.
El dato balear significa que su cuota renovable local equivale a algo menos de un tercio de la cuota nacional; en Canarias, la proporción es algo superior a un tercio. No es una medida de autosuficiencia, porque las islas pueden recibir energía por interconexiones y la generación local no coincide necesariamente con la demanda. Tampoco se puede utilizar esta tabla para asignar un precio mayor o menor a las empresas sin estudiar el mercado, los peajes y la regulación aplicables.
La demanda crece, pero no debe confundirse con la producción
En septiembre de 2026 la demanda eléctrica nacional bruta fue de 22.014 GWh, un 5,7% superior a la del mismo mes de 2025. Una vez corregidos los efectos de temperatura y calendario laboral, el crecimiento interanual se moderó al 1,8%. Ambas cifras son válidas, pero responden a preguntas distintas: la primera mide la evolución observada y la segunda busca aislar factores coyunturales para comparar mejor la actividad.
Entre enero y septiembre, la demanda acumulada alcanzó 198.105 GWh, un 3,2% más que un año antes; ajustada por temperatura y laboralidad, la subida fue del 1,8%. Para analizar la actividad económica es más prudente considerar las dos lecturas. Una subida bruta intensa puede reflejar parte de la meteorología o de la distribución de días laborables, y no únicamente más producción industrial o más consumo empresarial.
La generación eléctrica total reconstruida en la primera tabla no coincide con la demanda bruta. No es un error: generación y demanda se relacionan mediante intercambios internacionales, almacenamiento, consumos auxiliares, pérdidas y otros componentes del balance eléctrico. Tampoco el autoconsumo está incorporado del mismo modo en todas las estadísticas. Red Eléctrica estimó unos 1.360 GWh de generación de instalaciones de autoconsumo durante septiembre de 2026, y calculó que, al incluirla, la cuota renovable del mix se elevaría al 52,7%.
Por tanto, la caída de cuota del 53,3% al 50,9% se refiere a la estructura de generación publicada en las notas comparadas, no a una serie corregida retrospectivamente con autoconsumo de ambos años. Para construir esa otra comparación harían falta estimaciones homogéneas y revisadas de autoconsumo de septiembre de 2025 y 2026.
Qué implica para empresas, inversión y redes eléctricas
La expansión de la fotovoltaica no elimina por sí sola la necesidad de flexibilidad, almacenamiento, gestión de demanda y refuerzo de redes. La electricidad solar se concentra en determinadas horas, mientras que hogares, industria, transporte y centros de datos consumen con perfiles diferentes. El sistema necesita equilibrar producción y consumo en cada momento, no únicamente cerrar el mes con un porcentaje elevado de energía renovable.
Red Eléctrica comunicó que en septiembre se integraron 739 GWh mediante almacenamiento en baterías y bombeo hidráulico. La cifra describe la actividad de estas tecnologías en el sistema y no debe sumarse a la generación renovable como si fuese energía primaria adicional: almacenar y devolver electricidad modifica el momento de entrega, con pérdidas asociadas. Una lectura económica rigurosa requiere conocer también cuándo se cargó, cuándo se descargó y qué servicios prestó.
La dimensión empresarial de esta transición ya aparece en otras coberturas de Business Magazine, como los requisitos renovables para centros de datos y las previsiones de Naturgy en el mercado del gas. Esas noticias describen decisiones empresariales concretas; el presente informe aporta el marco cuantitativo del mix español sin atribuir a ninguna compañía la evolución agregada.
Para inversores y responsables de compras energéticas, la conclusión práctica es analítica, no una recomendación financiera: conviene examinar producción en GWh, cuotas, estacionalidad, tecnologías de respaldo, autoconsumo e interconexiones antes de evaluar riesgos. Un incremento de capacidad renovable puede coexistir con una mayor generación no renovable en un mes de demanda elevada. La fotografía mensual es informativa, pero no sustituye las series anuales y horarias.
Metodología, fuentes y limitaciones del informe
Ámbito y fechas. Se comparan septiembre de 2025 y septiembre de 2026, tomando las notas mensuales de Red Eléctrica publicadas el 2 de octubre de cada año, y se consulta el boletín de septiembre de 2026 publicado el 19 de octubre. Los datos corresponden al sistema eléctrico español y, para la comparación insular, a Baleares y Canarias. La fecha de elaboración de este análisis es el 2 de noviembre de 2026.
Operaciones reproducibles. Para cada año se estima generación total como GWh renovables divididos entre la cuota renovable expresada en tanto por uno: 11.558/0,533 y 12.215/0,509. La producción no renovable se obtiene restando los GWh renovables al total estimado. La contribución no renovable al crecimiento se calcula como la diferencia interanual no renovable dividida entre la diferencia interanual de generación total: aproximadamente 1.656/2.313 = 71,6%. Para la fotovoltaica, el valor de 2025 se aproxima como 6.307/1,251; su incremento se compara con los 657 GWh netos adicionales de todas las renovables.
Precisión. Las cuotas oficiales están redondeadas y algunos datos son provisionales. Por eso se utiliza «aproximadamente» para la reconstrucción de GWh y para el 72% del titular. La comparación de notas publicadas en distintos años puede incorporar revisiones de series; el cálculo debe actualizarse si Red Eléctrica modifica las bases históricas. El informe no pretende reconstruir los balances horarios ni el despacho real de cada central.
Contraste de cobertura estadística. Se ha consultado además la serie de la CNMC sobre energía vendida, potencia e instalaciones renovables, cuya actualización disponible alcanza agosto de 2026. Es una fuente oficial independiente, útil para comprobar definiciones y tendencias de la actividad, pero no ofrece aún septiembre de 2026 en esa serie y mide energía vendida bajo un ámbito distinto. Por rigor, sus cifras no se han mezclado con los GWh de generación de Red Eléctrica ni se presentan como verificación numérica del 72%. Para ese porcentaje, la fuente cuantitativa es exclusivamente el balance de Red Eléctrica y la operación reproducida arriba.
Interpretación. No renovable no equivale a fósil; cuota de generación no equivale a cuota de consumo; y los datos de generación no incluyen siempre el autoconsumo en las mismas condiciones. Las comparaciones entre sistemas insulares y total nacional son descriptivas, no una evaluación causal de sus políticas. Tampoco se infieren emisiones exactas, precios finales o rentabilidades a partir de estos porcentajes.
Fuentes primarias consultadas: Red Eléctrica, demanda y generación de septiembre de 2026; Red Eléctrica, septiembre de 2025; boletín mensual de septiembre de 2026, con tablas descargables; y balance eléctrico de Red Eléctrica, para definiciones y cobertura. La comparación es un trabajo de cálculo y contextualización de Business Magazine sobre estadísticas oficiales, no una estimación encargada ni avalada por el operador.
Conclusión: la transición eléctrica no avanza de forma lineal mes a mes
Septiembre de 2026 deja tres hechos simultáneos: la fotovoltaica lideró el mix, la producción renovable total aumentó y, aun así, la cuota verde nacional retrocedió. El cálculo propio sitúa en torno al 72% la parte del aumento interanual de generación que correspondió a fuentes no renovables. La brecha insular añade otra advertencia: el promedio español oculta estructuras de producción muy diferentes.
El resultado no invalida el crecimiento renovable ni demuestra un cambio estructural de tendencia. Indica que, en este mes concreto, la demanda y el resto de la generación avanzaron más rápido que el conjunto de fuentes verdes. Para valorar la transformación energética española habrá que observar series más largas, balances horarios, autoconsumo y almacenamiento, sin confundir una variación de cuota con una reducción absoluta de electricidad renovable.
Imagen destacada: fotografía de Manny Becerra / Unsplash, utilizada como ilustración de una instalación fotovoltaica; no corresponde necesariamente a una planta española ni a una infraestructura citada en el análisis.
