A un año del apagón, la península ibérica redefine su sistema eléctrico

Hasta el 28 de abril de 2025, los habitantes de la península ibérica daban por seguro el acceso a la electricidad en cualquier momento del día y todos los días del año. Pero ese día se quebró la confianza en un sistema percibido hasta entonces como seguro.

Todo se apagó y dejó de funcionar, excepto aquellos servicios y edificios que contaban con equipos generadores de energía autónomos, alternativos al sistema eléctrico nacional. Hablamos de aquellos que contaban con sistemas de respaldo como grupos electrógenos y sistemas de alimentación ininterrumpida: hospitales que mantuvieron quirófanos, unidades de cuidados intensivos y sistemas para el soporte vital, de centros críticos de control y de seguridad, de centros de coordinación de emergencias, de tráfico aéreo y de ferrocarril, o de centros de datos críticos.

Desde ese día, posiblemente en cada domicilio se dispone de un aparato de radio a pilas y en muchas de las comunidades de vecinos se planteó la posibilidad de instalar y disponer de algún tipo de almacenaje de energía que permita mantener de forma autónoma la actividad de los servicios comunes del edificio en caso de apagón.

Hasta ese momento las referencias internacionales sobre el sistema eléctrico español resaltaban su capacidad para integrar la generación renovable, caracterizada por la difícil gestionabilidad e intermitencia (REF), dentro de las caracteristicas propias peninsulares que la definen, junto a Portugal, como una isla energética.

Esta consideración se debe tanto al carácter geográfico periférico en relación con el resto de la Unión Europea como al hecho de que la conexión eléctrica terrestre con el centro de Europa sea únicamente vía Francia. De hecho, la capacidad de interconexión eléctrica entre ambos países alcanza valores que están muy por debajo de las recomendaciones de la UE: actualmente se dispone tan sólo de un 5 %, mientras que la Comisión recomienda valores mínimos de en torno al 10-15 % de la capacidad de generación de los países.

El informe de ENTSO-e (la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad) publicado a mediados de marzo de 2026 señala que fue una sucesión de acontecimientos lo que precipitó el cero energético en el sistema eléctrico de la península ibérica.

El informe final de los gestores europeos de redes eléctricas señala a un fenómeno de sobretensión en cascada como la causa real del apagón. Así, las energías renovables no sólo dejan de ser las culpables, como se indicó inicialmente, sino que incluso se indica que se les privó de poder ser parte de la solución.

España se fue a un cero energético debido a una inestabilidad de tensión por oscilación de baja frecuencia. Se produjeron una serie de oscilaciones de potencia (entre 0,21 Hz y 0,63 Hz) que no se pudieron compensar a tiempo. Para protegerse, el sistema –interconectado con Francia y Portugal– activó desconexiones automáticas de generadores y líneas de alta tensión entre España y Francia. A continuación, y en cuestión de segundos, se produjo el colapso total y la península ibérica quedó aislada como lo que es: una isla energética.

El informe recoge como elemento clave el hecho de que los mecanismos de control de tensión vigentes en ese momento no fueron capaces de gestionar las variaciones. Precisamente en este punto las energías renovables hubieran podido ser parte de la solución, si hubiese estado permitido que las plantas de generación renovable participaran activamente en el control dinámico de la tensión. Tras el apagón, se modificaron las leyes para que, ahora, esas plantas puedan ayudar a la estabilización de la red.

Y es que, según el informe, el problema no fue que un exceso de renovables en el sistema provocase la falta de inercia (la capacidad de los generadores rotativos para sobrellevar los cambios bruscos de frecuencia). Más bien unos límites de protección demasiado rígidos dejaron sin margen de manejabilidad al propio sistema para ajustar las variaciones de tensión.

Tras el apagón, las recomendaciones del informe para evitar que esto se repita incorporan, entre otras, la actualización de protocolos para que todas las tecnologías, incluyendo baterías y plantas renovables, participen activamente en el control de tensión dinámico.

Se recomienda que las plantas renovables cuenten con tecnología Grid Forming para poder dar estabilidad al sistema de forma inmediata, inyectando o absorbiendo potencia reactiva. Así mismo, señala la necesidad de incrementar los dispositivos electrónicos (baterías, por ejemplo) que puedan absorber o soltar energía reactiva de forma instantánea y con autonomía.

A nivel interno, el informe aconseja una mayor coordinación entre los distintos actores de la red para monitorizar oscilaciones en tiempo real. Y a nivel externo, propone revisar los protocolos de actuación ante oscilaciones de baja frecuencia, entre las empresas que operan y gestionan las redes de transporte de energía eléctrica de alta tensión de España, Portugal y Francia (REE, REN y RTE).

Para evitar una nueva caída del sistema, Red Eléctrica de España ha endurecido de los protocolos a través de su operación reforzada. Ha habido un cambio sustancial en la definición y disponibilidad de los servicios de ajuste, esto es, mecanismos que equilibran la oferta y la demanda en tiempo real para asegurar la estabilidad, frecuencia y tensión de la red.

Entre algunas de las medidas técnicas relativas a los servicios de ajuste estarían el aumento de la reserva de potencia, obligando a mantener más centrales (principalmente ciclos combinados y grandes hidroeléctricas) encendidas y durmientes (acopladas a la red) aunque no se necesite su energía. Con ello se consigue inercia síncrona con la que solventar oscilaciones de tensión similares a la que causó el apagón.

Además, se redujo el flujo de electricidad con Francia, exportando e importando menos energía de la que técnicamente sería posible. Y se obliga a ciertas plantas locales a que entren en generación, aunque impliquen mayores costes de producción, para lograr el mantenimiento del voltaje en niveles de seguridad.

Según informes de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y datos de Red Eléctrica de España (REE)], el coste de los servicios de ajuste del sistema ha subido un 50 % si se comparan los datos de 2024 y 2025.

El operador del sistema ha pasado de desembolsar 2 668 millones de euros en 2024 a más de 3 800 millones en 2025 para asegurar la estabilidad de la red. Así, el impacto final en la factura ha pasado de los 10 €/Mwh a a más de 15 €/MWh. Se puede afirmar, pues, que el incremento en seguridad del sistema para evitar futuros apagones tiene un coste de en torno a unos 5 €/MWh. Además, posiblemente este coste continúe incrementándose, atendiendo a las mejoras técnicas acometidas en el sistema, que no han hecho más que empezar tras el cero energético de hace un año.

Atendiendo a los datos de Eurostat, los precios ibéricos mayoristas antes del apagón estaban por debajo de la media europea. Sin embargo, a partir de mayo de 2025 pasaron situarse en valores similares a los de los socios europeos.

Para ello, la CNMC ha introducido una serie de modificaciones en la normativa de subastas de generación que evita que se alcancen precios cercanos a cero o negativos y, por tanto, la desconexión de aquellas plantas que aportan inercia al sistema (como los ciclos combinados o las de energía nuclear). Con ello se intenta garantizar la presencia de este tipo de generadoras de respaldo, que aportan robustez en la operativa y evitan posibles inestabilidades técnicas provocadas por las plantas renovables.

Este hecho ha repercutido al alza en los precios. En abril de 2025, el precio medio del mercado de electricidad estaba en torno a 27 €/MWh, mientras que la media en los cinco meses siguientes (mayo-septiembre) alcanzó los 38,50 €/MWh, cifra que se incrementó aún más entre octubre 2025 y marzo 2026 para llegar a los 45 €/MWh y situarse en este mes de abril en torno a los 41 €/MWh. Se trata de una subida de precios mayoristas cercana al 50 %, que viene a reflejar el esfuerzo por garantizar la disponibilidad del sistema.

El impacto más importante tras el apagón estuvo en la reconfiguración del funcionamiento del sistema eléctrico. La decisión de REE de mantener una reserva de potencia mayor a la habitual para evitar oscilaciones de frecuencia ha incrementado los costes y el precio de la factura. Además, las expectativas apuntan a que en los próximos años las inversiones para mejorar la seguridad del sistema eléctrico se irán incrementando.

Por otra parte, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha anunciado inversiones hasta 2030 para el mantenimiento de los sistemas de transporte y distribución que superan los 13 000 millones de euros.

Quizás haya que pensar si lo más eficiente a nivel económico y técnico es seguir alimentando el sistema eléctrico actual, diseñado a mediados del siglo pasado y basado en transportar la electricidad largas distancias, desde las grandes regiones productoras a las consumidoras. O si, por el contrario, ha llegado el momento de pensar en un gran conjunto de subsistemas eléctricos regionales interconectados.

Con ello se conseguiría proteger al sistema eléctrico en su conjunto ya que, en caso de fallos, se desconectarían sólo los subsistemas afectados. No habría un cero energético total porque se activarían los cortafuegos regionales. Sería más fácil la recuperación de un subsistema regional que la del total actual. En defintiva, se trataría de replicar en la península el modelo europeo y los insulares (Baleares y Canarias).

Está en juego no sólo la eficiencia técnica de un sistema eléctrico que ha de continuar incorporando renovables, sino la viabilidad económica de un sistema que debe completar el proceso de transición energética.