Ata o 28 de abril de 2025, os habitantes da península ibérica daban por seguro o acceso á electricidade en calquera momento do día e todos os días do ano. Pero ese día crebouse a confianza nun sistema percibido ata entón como seguro.
Todo se apagou e deixou de funcionar, agás aqueles servizos e edificios que contaban con equipos xeradores de enerxía autónomos, alternativos ao sistema eléctrico nacional. Falamos daqueles que contaban con sistemas de respaldo como grupos electróxenos e sistemas de alimentación ininterrompida: hospitais que mantiveron quirófanos, unidades de coidados intensivos e sistemas para o soporte vital, de centros críticos de control e de seguridade, de centros de coordinación de emerxencias, de tráfico aéreo e de ferrocarril, ou de centros de datos críticos.
Desde ese día, posiblemente en cada domicilio disponse dun aparello de radio a pilas e en moitas das comunidades de veciños expúxose a posibilidade de instalar e dispoñer dalgún tipo de almacenaxe de enerxía que permita manter de forma autónoma a actividade dos servizos comúns do edificio en caso de apagamento.
A illa enerxética tivo un mal día
Ata ese momento as referencias internacionais sobre o sistema eléctrico español resaltaban a súa capacidade para integrar a xeración renovable, caracterizada pola difícil xestión e intermitencia (REF), dentro das características propias peninsulares que a definen, xunto a Portugal, como unha illa enerxética.
Esta consideración débese tanto ao carácter xeográfico periférico en relación co resto da Unión Europea como ao feito de que a conexión eléctrica terrestre co centro de Europa sexa unicamente vía Francia. De feito, a capacidade de interconexión eléctrica entre ambos os países alcanza valores que están moi por baixo das recomendacións da UE: actualmente disponse tan só dun 5%, mentres que a Comisión recomenda valores mínimos arredor do 10-15% da capacidade de xeración dos países.
O informe de ENTSO-e (a Rede Europea de Xestores de Redes de Transporte de Electricidade) publicado a mediados de marzo de 2026 sinala que foi unha sucesión de acontecementos o que precipitou o cero enerxético no sistema eléctrico da península ibérica.
O culpable: das renovables á multicausalidade
O informe final dos xestores europeos de redes eléctricas sinala a un fenómeno de sobretensión en fervenza como a causa real do apagamento. Así, as enerxías renovables non só deixan de ser as culpables, como se indicou inicialmente, senón que mesmo se sinala que se lles privou de poder ser parte da solución.
España foise a un cero enerxético debido a unha inestabilidade de tensión por oscilación de baixa frecuencia. Producíronse unha serie de oscilacións de potencia (entre 0,21 Hz e 0,63 Hz) que non se puideron compensar a tempo. Para protexerse, o sistema —interconectado con Francia e Portugal— activou desconexións automáticas de xeradores e liñas de alta tensión entre España e Francia. A continuación, e en cuestión de segundos, produciuse o colapso total e a península ibérica quedou illada como o que é: unha illa enerxética.
O informe recolle como elemento clave o feito de que os mecanismos de control de tensión vixentes nese momento non foron capaces de xestionar as variacións. Precisamente neste punto as enerxías renovables poderían ser parte da solución, se estivese permitido que as plantas de xeración renovable participasen activamente no control dinámico da tensión. Tras o apagamento, modificáronse as leis para que, agora, esas plantas poidan axudar á estabilización da rede.
E é que, segundo o informe, o problema non foi que un exceso de renovables no sistema provocase a falta de inercia (a capacidade dos xeradores rotativos para soportar os cambios bruscos de frecuencia). Máis ben uns límites de protección demasiado ríxidos deixaron sen marxe de manexabilidade ao propio sistema para axustar as variacións de tensión.
Evitar unha nova ‘ida a negro’
Tras o apagamento, as recomendacións do informe para evitar que isto se repita incorporan, entre outras, a actualización de protocolos para que todas as tecnoloxías, incluíndo baterías e plantas renovables, participen activamente no control de tensión dinámico.
Recoméndase que as plantas renovables conten con tecnoloxía Grid Forming para poder dar estabilidade ao sistema de forma inmediata, inxectando ou absorbendo potencia reactiva. Así mesmo, sinala a necesidade de incrementar os dispositivos electrónicos (baterías, por exemplo) que poidan absorber ou soltar enerxía reactiva de forma instantánea e con autonomía.
A nivel interno, o informe aconsella unha maior coordinación entre os distintos actores da rede para monitorizar oscilacións en tempo real. E a nivel externo, propón revisar os protocolos de actuación ante oscilacións de baixa frecuencia, entre as empresas que operan e xestionan as redes de transporte de enerxía eléctrica de alta tensión de España, Portugal e Francia (REE, REN e RTE).
Asegurar a estabilidade do sistema
Para evitar unha nova caída do sistema, Rede Eléctrica de España endureceu dos protocolos a través da súa operación reforzada. Houbo un cambio substancial na definición e dispoñibilidade dos servizos de axuste, isto é, mecanismos que equilibran a oferta e a demanda en tempo real para asegurar a estabilidade, frecuencia e tensión da rede.
Entre algunhas das medidas técnicas relativas aos servizos de axuste estarían o aumento da reserva de potencia, obrigando a manter máis centrais (principalmente ciclos combinados e grandes hidroeléctricas) acesas e dormentes (axustadas á rede) aínda que non se necesite a súa enerxía. Con iso conséguese inercia síncrona coa que liquidar oscilacións de tensión similares á que causou o apagamento.
Ademais, reduciuse o fluxo de electricidade con Francia, exportando e importando menos enerxía da que tecnicamente sería posible. E obrígase a certas plantas locais a que entren en xeración, aínda que impliquen maiores custos de produción, para lograr o mantemento da voltaxe en niveis de seguridade.
A maior seguridade, maiores custos
Segundo informes da Comisión Nacional dos Mercados e a Competencia (CNMC) e datos de Rede Eléctrica de España (REE), o custo dos servizos de axuste do sistema subiu un 50% se se comparan os datos de 2024 e 2025.
O operador do sistema pasou de desembolsar 2.668 millóns de euros en 2024 a máis de 3.800 millóns en 2025 para asegurar a estabilidade da rede. Así, o impacto final na factura pasou dos 10€/Mwh á máis de 15€/MWh. Pódese afirmar, pois, que o incremento en seguridade do sistema para evitar futuros apagamentos ten un custo de ao redor duns 5€/MWh. Ademais, posiblemente este custo continúe incrementándose, atendendo as melloras técnicas acometidas no sistema, que non fixeron máis que empezar tras o cero enerxético de hai un ano.
Atendendo os datos de Eurostat, os prezos ibéricos almacenistas antes do apagamento estaban por baixo da media europea. Con todo, a partir de maio de 2025 pasaron situarse en valores similares aos dos socios europeos.
Para iso, a CNMC introduciu unha serie de modificacións na normativa de poxas de xeración que evita que se alcancen prezos próximos a cero ou negativos e, por tanto, a desconexión daquelas plantas que achegan inercia ao sistema (como os ciclos combinados ou as de enerxía nuclear). Con iso inténtase garantir a presenza deste tipo de xeradoras de respaldo, que achegan robustez na operativa e evitan posibles inestabilidades técnicas provocadas polas plantas renovables.
Este feito repercutiu á alza nos prezos. En abril de 2025, o prezo medio do mercado de electricidade estaba ao redor de 27€/MWh, mentres que a media nos cinco meses seguintes (maio-setembro) alcanzou os 38,50€/MWh, cifra que incrementou aínda máis entre outubro 2025 e marzo 2026 para chegar aos 45€/MWh e situarse neste mes de abril ao redor dos 41€/MWh. Trátase dunha subida de prezos almacenistas próxima ao 50%, que vén reflectir o esforzo por garantir a dispoñibilidade do sistema.
Reconfigurar o sistema
O impacto máis importante tras o apagamento estivo na reconfiguración do funcionamento do sistema eléctrico. A decisión de REE de manter unha reserva de potencia maior á habitual para evitar oscilacións de frecuencia incrementou os custos e o prezo da factura. Ademais, as expectativas apuntan a que nos próximos anos os investimentos para mellorar a seguridade do sistema eléctrico iranse incrementando.
Por outra banda, o Ministerio para a Transición Ecolóxica e o Reto Demográfico (MITECO) anunciou investimentos ata 2030 para o mantemento dos sistemas de transporte e distribución que superan os 13.000 millóns de euros.
Repensar o deseño do sistema eléctrico
Talvez haxa que pensar se o máis eficiente a nivel económico e técnico é seguir alimentando o sistema eléctrico actual, deseñado a mediados do século pasado e baseado en transportar a electricidade longas distancias, desde as grandes rexións produtoras ás consumidoras. Ou se, pola contra, chegou o momento de pensar nun gran conxunto de subsistemas eléctricos rexionais interconectados.
Con iso conseguiríase protexer o sistema eléctrico no seu conxunto xa que, en caso de fallos, desconectaríanse só os subsistemas afectados. Non habería un cero enerxético total porque se activarían as devasas rexionais. Sería máis doado a recuperación dun subsistema rexional que a do total actual. En definitiva, trataríase de replicar na península o modelo europeo e os insulares (Baleares e Canarias).
Está en xogo non só a eficiencia técnica dun sistema eléctrico que debe continuar incorporando renovables, senón a viabilidade económica dun sistema que debe completar o proceso de transición enerxética.
Cláusula de divulgación: Fernando de Chairo Paz non recibe salario, nin exerce labores de consultoría, nin posúe accións, nin recibe financiamento de ningunha compañía ou organización que poida obter beneficio deste artigo, e declarou carecer de vínculos relevantes máis aló do cargo académico citado.
