Energía Apagón Renovables Red eléctrica
1. El mix eléctrico español: un caso de éxito con un punto ciego
España ha transformado su sistema eléctrico en veinte años: las renovables (eólica, solar fotovoltaica, hidráulica) generan más de la mitad de la electricidad (en torno al 55–57 % en 2024), la solar fotovoltaica ha crecido de forma espectacular y la eólica es la segunda del continente por potencia instalada. Las centrales de carbón casi han desaparecido. El gas, con los ciclos combinados, sigue siendo la tecnología de respaldo; la nuclear (siete reactores, en torno al 20 % de la generación) aporta energía estable y baja en emisiones; la hidráulica sigue siendo una gran herramienta de flexibilidad.
Las ventajas son evidentes: precios mayoristas muy bajos en las horas de sol y viento (con momentos de precio cero o negativo), menor dependencia de importaciones de combustibles, reducción de emisiones y mejor posición competitiva para industria electrointensiva. España exporta electricidad a Francia, Portugal y Marruecos. Pero la transición ha sido más rápida en generación que en redes, almacenamiento y control del sistema, lo que ha generado desequilibrios técnicos, vertidos de energía renovable y problemas de conexión.
El sistema es una isla eléctrica: la interconexión con Francia es muy limitada (en torno al 3 % de la capacidad de generación, muy por debajo del objetivo del 15 % europeo). Esto reduce la capacidad de importar en una emergencia y de exportar excedentes, y hace que cualquier incidente sea más grave. Un nuevo cable submarino por el golfo de Vizcaya está previsto para finales de la década.
2. El apagón del 28 de abril de 2025
El 28 de abril de 2025 se produjo un apagón generalizado en toda la península ibérica que dejó sin suministro a decenas de millones de personas durante entre diez y veinte horas según las zonas, con consecuencias en transporte, comunicaciones, hospitales y comercio. Fue el mayor incidente eléctrico en Europa en décadas. Informes técnicos de las autoridades y de los organismos europeos apuntaron a una cascada de desconexiones relacionada con sobretensiones y con la falta de capacidad del sistema para controlar la tensión, en un momento de alta generación renovable y baja generación síncrona (con inercia) conectada.
La discusión sobre responsabilidades fue intensa: Red Eléctrica, el operador del sistema, subrayó que las instalaciones de generación debían haber absorbido o controlado la tensión; las empresas eléctricas y asociaciones subrayaron que el operador había programado un sistema con menos generación síncrona de la prudente. Los informes oficiales señalaron fallos en la planificación y en la operación del control de tensión, y recomendaron reforzar los servicios de ajuste, la capacidad de reposición y la regulación de la tensión. No fue «culpa de las renovables» en sentido simple: fue un problema de control, diseño y operación de un sistema complejo.
La lección es clara: un sistema eléctrico con alta penetración de renovables requiere más inversión en control de tensión, almacenamiento, baterías, bombeo, interconexiones, tecnologías de red formadora (grid-forming) y capacidad firme. Reducir renovables no sería la solución; reforzar el sistema sí.
3. Precios: el sistema marginalista y la factura
El mercado mayorista eléctrico europeo fija el precio por orden de mérito, de modo que el precio de cada hora lo marca la última tecnología necesaria para cubrir la demanda (a menudo el gas), con independencia del coste de las demás. Este sistema marginalista ha sido discutido porque, en periodos de gas caro (2021–2022), el precio de toda la electricidad se disparó aunque la mayor parte de la energía fuera renovable o nuclear barata. La «excepción ibérica» de 2022–2023 topó el precio del gas utilizado en generación para reducir el precio mayorista, con resultados razonables aunque con coste fiscal.
Hoy, el precio medio mayorista es bajo en horas solares y alto en las nocturnas, con una «curva de pato» que obliga a almacenamiento y gestión de la demanda. La factura de los consumidores incluye, además del precio de la energía, peajes y cargos que financian redes y políticas energéticas, y una parte significativa de impuestos. La reforma de la factura en 2021, con tarifas por tramos horarios, y los contratos a plazo, ayudan a estabilizar. Un sistema de contratos a largo plazo (PPA) y de contratos por diferencias para nueva generación reduce riesgo y precios para la industria.
Un debate relevante es el mercado de capacidad: pagar por tener potencia firme disponible (gas, bombeo, baterías, demanda gestionable) como seguro. Muchos países lo tienen; España tiene un mecanismo limitado. La combinación de mercado de energía, mercado de servicios de ajuste y mecanismo de capacidad bien diseñado es lo que da estabilidad.
4. Qué hay que hacer: redes, almacenamiento y control
La lista de prioridades técnicas es larga. Redes de transporte y distribución: la planificación 2025–2030 contempla inversiones por decenas de miles de millones, pero la tasa de retribución regulada y el límite de inversión son debatidos, y los plazos de tramitación son largos. Almacenamiento: bombeo hidroeléctrico, baterías a gran escala y almacenamiento térmico; con un marco de mercado de capacidad. Control de tensión y servicios de ajuste: reglas para que todas las instalaciones aporten servicios de tensión, inercia sintética y respuesta rápida. Interconexiones: acelerar el cable del golfo de Vizcaya y proyectos con Portugal y Marruecos.
También son clave los permisos de conexión: miles de proyectos de generación y de demanda (industria, centros de datos, hidrógeno) esperan años para obtener acceso a la red. Los «nudos» están saturados, y la regulación de concursos y la acreditación de proyectos ha generado cuellos de botella y especulación. Una reforma exigiría priorizar los proyectos que realmente se ejecutan, con garantías financieras y plazos de ejecución.
Por último, hace falta gobernanza: la planificación, la regulación y la operación deben coordinarse con transparencia y rendición de cuentas. Un sistema crítico no puede depender de disputas entre operador, empresas y regulador.
5. Veredicto del taller
España tiene una ventaja competitiva extraordinaria en energía (sol, viento, ubicación y capacidad industrial) que desperdicia si no resuelve los cuellos de botella físicos y regulatorios. El apagón de 2025 fue un aviso, no un argumento contra la transición. El coste de no invertir en redes y almacenamiento es mucho mayor que el de hacerlo.
El criterio del taller es pragmático: ni dogmatismo verde ni nostalgia fósil. Una política energética sensata combina renovables, nuclear mientras sea útil y segura, gas como respaldo transitorio, almacenamiento, redes, eficiencia y demanda flexible, con precios que reflejen costes reales y protejan a los vulnerables.
Un paquete mínimo de medidas incluiría: mantener las centrales nucleares existentes mientras sean seguras y su coste sea razonable; acelerar la tramitación de redes de transporte y distribución, hoy el principal cuello de botella para conectar nueva generación; fomentar el almacenamiento (baterías, bombeo hidráulico); revisar los servicios de ajuste y el control de tensión para que las renovables participen en la estabilidad del sistema; reforzar las interconexiones con Francia, que dejan a la península como una «isla eléctrica»; y ofrecer señales de precio estables a la inversión. Esa combinación permite aprovechar el potencial renovable sin comprometer la seguridad del suministro, y evitar que el sistema vuelva a depender de decisiones improvisadas tras una crisis. La gobernanza también importa: el operador del sistema, el regulador y el Ministerio deben rendir cuentas con informes técnicos públicos, y las conclusiones de los análisis posteriores a incidentes deben ser vinculantes en su seguimiento.