Este martes marca el primer aniversario de la gran apagón del 28 de abril de 2025. Un fallo en el control de tensión originado en el suroeste peninsular, seguido de una cascada de desconexiones de la red, provocaron una caída de 15 GW de la demanda eléctrica del Estado en solo cinco segundos, un desequilibrio que hizo caer todo el sistema. A estas alturas, las conclusiones a las que han llegado los técnicos en las investigaciones es que el “cero energético” tiene un “origen multifactorial” vinculado a una mala regulación de la tensión en el sistema eléctrico. A raíz de esto, a mediados de abril la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) abrió una docena de expedientes sancionadores por sanciones “graves” a operadoras como Endesa, Naturgy, Iberdrola o Repsol, y uno por infracciones “muy graves” a Red Eléctrica de España (REE), el operador principal de la red de alta tensión del Estado.
Pero más allá de la búsqueda de responsables, el año transcurrido después del apagón eléctrico más importante de la historia del Estado español también ha servido para hacerse otras preguntas. ¿Dónde falló el sistema? ¿Qué podemos mejorar para evitar casos así en el futuro? ¿Es viable la actual distribución de fuentes de energía? Y, en términos más generales, ¿hacia dónde va el sistema energético del Estado?
Dentro de este clima de incertidumbres, muchos ojos se han dirigido hacia las energías renovables, especialmente las eólicas y fotovoltaicas, las dos grandes generadoras en el Estado. De acuerdo con el Informe del sistema eléctrico español 2025 de REE, las renovables generaron 150.988 GWh de electricidad el año pasado en el Estado, el 55,5% del total, con la eólica (58.801 GWh, -3,5% respecto a 2024) y la solar (53.870 GWh, +10,6%) a la cabeza. No es ninguna novedad que las renovables viven desde hace años un auge en el Estado, y en 2025 se instalaron 10 GW nuevos de eólica y solar fotovoltaica, que sumados a las nuevas instalaciones de autoconsumo se elevan hasta los 11,6 GW de energía.
Los bajos precios de la electricidad y la incompatibilidad de la red
“Pocos países están en un nivel tan alto de descarbonización del consumo eléctrico”, asegura el director general de Prime Rubau Energia (Grup Rubau) y miembro de la junta directiva del Clúster d’Energia Eficient de Catalunya, Ferran Garrigosa. Estas fuentes de energía autóctonas han aportado al Estado español una posición privilegiada dentro del continente, principalmente gracias a los bajos precios energéticos y su estabilidad ante externalidades: “En 2022, cuando la penetración de renovables no era la que es ahora, durante las horas solares no había suficiente oferta, y durante la guerra de Rusia se nos disparó mucho el precio por culpa del gas. Ahora, con Irán, el nivel de penetración de las renovables es tan alto que no ha habido impacto, excepto cuando no hay sol. Las renovables han amortiguado el efecto de una guerra”.
Sin embargo, las energías eólicas y solares fotovoltaicas presentan una gran diferencia respecto a las fuentes tradicionales: son, en palabras de Garrigosa, “caballos desbocados que no controlas”. “La variabilidad de los recursos renovables sobre la generación eléctrica cambian cómo se había concebido el sistema hasta ahora, en que las centrales tenían una fuente de energía fósil o hidráulica con la que podían controlar la generación y seguir la demanda”, valora el subdirector de los estudios de máster de la Escola Tècnica Superior d'Enginyeria Industrial de Barcelona (ETSEIB-UPC) y miembro de la junta directiva de CITCEA-UPC, Roberto Villafáfila. Así, a diferencia de una producción constante y modulable, las renovables ofrecen una energía mucho más barata y autóctona, pero con picos de producción mucho más marcados y no controlables.
Las renovables han permitido acceder a una energía autóctona y mucho más barata, pero también menos regular y con una red eléctrica no bastante preparada
Este hecho aumenta el grado de variabilidad del sistema, especialmente en plantas como las que abundan en el sur de la Península Ibérica, grandes instalaciones que aportan una enorme generación de energía al sistema, pero sin que esta se consuma en las proximidades. “El apagón nos demostró que hay que ver cómo facilitar la integración de las renovables al sistema, y debemos ser conscientes que conlleva una evolución y una transición”, apunta Villafáfila.
Esta transición, entendida como una integración de los nuevos sistemas a la red en funcionamiento, es la que, a juicio de Garrigosa, no se ha hecho a la velocidad esperada, que sí que han adoptado las centrales generadoras. Un escenario que ya se ha vivido en el mercado español. Como resultado, los precios de la energía en el mercado mayorista llegan al cero o, incluso, a cifras negativas. “La consecuencia negativa de la masificación de renovables sin redes es que la gran mayoría de parques solares están en default, no pueden pagar la financiación”, alerta el director general de Prime Ribau Energia. “No tardaremos en oír hablar de reestructuraciones financieras y compraventas. No serán activos tóxicos como los pisos vacíos, porque generan energía renovable, pero el mercado no paga nada por ella”, lamenta Garrigosa.
Garrigosa: “La consecuencia negativa de la masificación de renovables sin redes es que la gran mayoría de parques solares están en 'default', no pueden pagar la financiación”
A la variabilidad de la disponibilidad de los recursos naturales y al desequilibrio entre oferta y demanda de energía se les suma un tercer factor, ya señalado hace un año como una de las explicaciones técnicas del apagón: la falta de inercia síncrona de las renovables. Este principio físico hace referencia a la resistencia que ofrece un cuerpo ante un cambio de estado, y en el contexto energético equivale al margen de maniobra que tiene una central generadora para amortiguar una subida o bajada de tensión.
Las centrales tradicionales, como las nucleares, las térmicas de ciclos combinados o las hidráulicas, convierten la energía gracias a máquinas síncronas, una especie de “motores eléctricos” enormes y de gran masa, lo que les permite una capacidad de reacción más elevada. En cambio, las principales renovables trabajan con sistemas mucho más ligeros: las eólicas usan unos generadores mucho más pequeños, mientras que la fotovoltaica hace uso de electrónica y, de base, tiene inercia nula. Es por esta razón que las centrales tradicionales están obligadas a “ayudar a garantizar la dinámica del sistema ajustando su producción”, según explica Villafáfila, pero no las renovables, ya que “hasta ahora no se había considerado la electrónica de potencia” como una alternativa necesaria y real.
Operación reforzada, homologaciones e incentivos a la electrificación
Ante estos tres grandes retos que afronta el sistema energético español para integrar satisfactoriamente las renovables en su red, evidenciados el pasado 28 de abril, el gobierno español ha ido implementando diversas medidas durante el último año. En primera instancia, una de las primeras iniciativas que Red Eléctrica aplicó en su tarea de regulador de la red de alta tensión es la activación de la operación reforzada. “Obliga a ciertas centrales [convencionales], que quizás no tenían que generar por demanda, a generar, y a otras que lo tenían que hacer, principalmente renovables, a no hacerlo”, detalla Villafáfila. Con este movimiento, lo que se busca es “incrementar la seguridad operativa del sistema” y dotarlo de más capacidad de controlar la tensión, para así evitar nuevos casos como el del apagón. Una acción que, si bien ayuda a hacer la red más estable, devalúa más aún el precio de la energía renovable.
En una línea similar, con la voluntad de incrementar la inercia síncrona del sistema, se han establecido los trámites necesarios para que las centrales fotovoltaicas también puedan proporcionar inercia a través de la electrónica de potencia. En estos casos, que requerirán una homologación previa, los paneles se conectan a un ondulador fotovoltaico que “si se implementa el control adecuado, puede proporcionar inercia”, según el profesor de la UPC. Sin embargo, este sistema tiene dos limitaciones básicas: la primera es la propia capacidad del ondulador, y la segunda, la producción de los paneles solares; en ningún caso podrá sobrepasar ninguno de los dos límites. Además, aunque “no es una inversión muy grande” para las empresas, sí que supone una serie de obligaciones legales: “Si se acreditan, Red Eléctrica les pide disponibilidad durante unas horas y no la ejecutan, tendrán penalizaciones”.
Red Eléctrica ha incrementado la presencia de centrales convencionales en el mix energético y el gobierno español ha empezado a homologar la capacidad de inercia síncrona de centrales fotovoltaicas
En el ámbito del desequilibrio entre oferta y demanda energética, el ejecutivo también ha sacado adelante una serie de medidas para, en palabras de Garrigosa, “evitar el colapso”, aunque para el director general de Prime Rubau Energia, son medidas más enmarcadas en el “plano virtual” que en el “plano físico” (es decir, la producción y el consumo reales). En este sentido, Garrigosa señala la prórroga hasta 2030 de los permisos aprobados para la construcción de nuevos parques eólicos y fotovoltaicos, muchos de los cuales están en riesgo de caducar por falta de financiación, una medida incorporada en el Plan Integral de Respuesta a la Crisis de Oriente Medio.
En este paquete también se incluye una ampliación del rango de instalaciones a las que las centrales renovables pueden ofrecer autoconsumo colectivo: antes era de un radio de 500 metros, y ahora se ha ampliado hasta los cinco kilómetros. “Esto les abre una posibilidad de hacer contratos de compraventa de energía con la industria y no tener que recurrir al mercado eléctrico, y así garantizar un ingreso mínimo para pagar la deuda”, comenta Garrigosa, aunque incide en que son acciones que no solucionan “el excedente de renovables” que vive el Estado.
Unas medidas que sí que se enmarcan en el plan físico que citaba Garrigosa son todas las acciones para incentivar la demanda de electrificación, como las bonificaciones fiscales o las ayudas al vehículo eléctrico. Sin embargo, a juicio del director general de Prime Rubau Energía, son iniciativas pensadas para el largo plazo, mientras que “a corto plazo tenemos un problema al cual no se le está dando una solución”.
Los deberes: el almacenamiento y la flexibilidad
Con todo, ambas fuentes tienen claro que se necesitan transformaciones mucho más profundas para orientar el sistema eléctrico correctamente. Villafáfila enumera dos grandes campos de mejora: el almacenamiento y la digitalización de las operaciones. En el primer ámbito, el experto asegura que “de métodos ya los hay, pero hay que implantarlos, que es lo que cuesta”. En este sentido, cita tres opciones principales, una para cada escala de instalación.
Para los equipamientos más grandes, equivalentes a una central convencional grande o a un parque eólico, destaca las centrales de bombeo a dos niveles: unos embalses en los que, cuando hay un exceso de generación, se bombea agua desde el nivel inferior al superior, y cuando falta electricidad porque no hay suficiente renovable, se turbina la que está arriba y llega al inferior. “Pero hablamos de embalses, y construirlos tiene un gran impacto ambiental, además de la complejidad de encontrar los lugares geológicos adecuados, la obra que comporta, el tiempo que tarda en ponerse en servicio…”, alerta el profesor de la UPC.
Villafáfila cita las centrales de bombeo a dos niveles, las baterías y los sistemas de administración ininterrumpida como métodos para mejorar el almacenamiento de energía renovable
Para centrales más pequeñas, Villafáfila menciona las baterías, que si bien “son una solución parcial”, permiten otorgar a las centrales renovables una capacidad de almacenamiento y mejorar la “gestionabilidad” de la producción. Sin embargo, Garrigosa alerta que, sin incentivos públicos, es una medida que difícilmente el sector privado adoptará a una escala productiva: “Invertir en baterías significa que aumentas la inversión y reduces la producción, ya que una batería no genera energía, sino al contrario. Va totalmente en contra de tu cuenta de resultados”. El miembro del Clúster d'Energia Eficient cita también los llamados proyectos standalone, que son instalaciones basadas exclusivamente en baterías, dedicadas a comprar energía en horas baratas, almacenarla y venderla en horas caras. Pero, nuevamente, son un modelo de negocio con obstáculos intrínsecos: “El problema es que, cuanto más entren, más se estabiliza el precio de la red —que es lo que se busca—, menos brecha hay y no queda margen para amortizar la inversión. ¿Qué banco te financia un modelo que va hacia el canibalismo?”.
Y, finalmente, la tercera alternativa, ya dirigida a usuarios (empresas e industrias), son los sistemas de administración ininterrumpida (SAI), equipos que garantizan la continuidad de la corriente cuando el suministro principal falla. Es un método que ya es operativo en instalaciones críticas, como hospitales o entidades bancarias, pero cuyo efecto es limitado, al menos por lo que respecta a la regulación del mercado.
La segunda línea de actuación que propone Villafáfila es una mejora de la digitalización de las operaciones y las redes del sistema eléctrico. “En la red de transporte —la de alta tensión— ya está muy bien cuidada, porque la coordinación de Red Eléctrica es en tiempo real, pero no lo está tanto en las instalaciones de distribución de red eléctrica, donde estamos conectados la mayor parte de los consumidores”, señala el experto.
En este sentido, Villafáfila apunta que la escalabilidad de las nuevas fuentes de energía renovables exigen un control mucho más minucioso, que sí se aplica en términos de facturación, pero no en términos operativos. En este sentido, el profesor de la UPC asegura que las actuales tecnologías de la información y la comunicación (TIC) y el incremento de la capacidad de cálculo permitirían mejorar la observabilidad del sistema. Sin embargo, es una inversión que deberían asumir primeramente los operadores y, posteriormente, cargar en forma de peajes al usuario. “Hay que incrementar los costes fijos porque las renovables, para su gestión, necesitan más herramientas. Ahora bien, la energía después será más barata”, remarca.
Villafáfila: “Hay que incrementar los costes fijos porque las renovables, para su gestión, necesitan más herramientas. Ahora bien, la energía después será más barata”
Por su parte, y más enfocado a dar respuesta al desequilibrio entre oferta y demanda energética a corto plazo, Garrigosa apunta dos posibles actuaciones. La primera es aplicar una medida similar a los puntos de disponibilidad que ya se usan con los ciclos combinados: un pago permanente en la factura eléctrica “simplemente por estar preparados”, que garantizan que “el sector no para” y dan robustez al sistema. La segunda, una línea dedicada a trabajar la flexibilidad de la demanda en el consumo energético: “Hay industrias que tienen suficiente inercia para decidir cuándo consumir la energía. Se trata de pensar un pago por disponibilidad que incentive a las industrias a consumir en determinadas horas del día”. Eso sí, esta medida implicaría una actualización tecnológica “para poder amoldarse a las necesidades de los operadores del sistema” que, según defiende Garrigosa, también se debería incentivar económicamente.
Catalunya, la excepcionalidad nuclear
Dentro de todo este lío en que se ve inmerso el sistema energético español, Catalunya destaca como contrapunto por una distribución energética completamente diferente. En el Principat, la primera fuente de energía, con enorme diferencia, es la energía nuclear, que en 2025 representó el 56,5% del mix energético del territorio incluyendo el autoconsumo, de acuerdo con el informe anual de Red Eléctrica. La suma de energía hidráulica (9,5%), eólica (5,8%) y solar fotovoltaica (5,2%) computan un 20,5% del total de energía producida en el Principat, muy lejos del 55,5% del conjunto del Estado. Y si bien es cierto que, en términos absolutos, en 2024 era la séptima comunidad autónoma que más volumen de energía renovable producía (44.638 GWh), la importancia relativa de las renovables en Catalunya es mucho más baja que en el resto del Estado.
Para Garrigosa, esta situación de retraso en la transición energética responde a una combinación de tres factores: una orografía complicada, a la cual se le suma que “hay menos horas de sol que en el sur de España”; una oposición del territorio, y un “anquilosamiento de la administración” en cuestiones burocráticas, aunque admite que “se ha mejorado mucho y el Govern ha escuchado mucho a la industria”. El director general de Prime Burau Energía insiste específicamente en el segundo punto: “El catalán es NIMBY (“Not In My Back Yard”) por definición: sí que quiero, pero no en mi casa. La naturaleza es caprichosa, y el agua está donde está y el viento sopla donde sopla. Y la oposición del territorio es un tema preocupante”.
En 2025, la nuclear representó el 55,5% de la energía producida en Catalunya, mientras que las renovables representaron el 20,5%
En cambio, Villafáfila es mucho más taxativo a la hora de señalar el principal responsable del retraso catalán: “Ha sido un tema político”. El profesor de la UPC apunta que en Catalunya tuvieron sede “algunas de las primeras empresas de energía eólica y fotovoltaica” del Estado, pero que cuando se tenía que empezar a desplegar todo, surgían los problemas. “Los desarrollos de los proyectos siempre llegaban a un punto en que se bloqueaban directamente desde la administración. A veces de Territori, a veces de Urbanisme, a veces de Agricultura… Ha habido un bloqueo de quince o veinte años”, lamenta. Con todo, Villafáfila reconoce que “hace cinco o seis años se desbloqueó un poquito”, y tanto él como Garrigosa alaban el Plan Territorial de Desarrollo de Renovables (PLATER). “Se tiene que tener una visión global, y el paro de las renovables ha sido una visión muy egocéntrica de algún sector, en algún momento. Son proyectos que necesitaban unanimidad, y no sacarlos adelante nos ha hecho daño”, reivindica el experto de la UPC.
Pero más allá de la velocidad de implantación de proyectos eólicos y fotovoltaicos, que también sufren los mismos obstáculos que el resto del Estado, en Catalunya se suma un argumento de urgencia: el cierre previsto de las centrales nucleares de Ascó I (2030), Ascó II (2032) y Vandellòs II (2035). Múltiples voces de la industria y del sector energético hace años que piden detener o prorrogar el calendario, pero, por ahora, el ejecutivo español no ha cedido.
En esta cuestión ambos expertos se muestran tajantes. “Nos guste o no, no podemos detenerlas. Es incluso un tema de seguridad de red. No es un tema de voluntad, tendremos que importar energía de otros lugares, con todo lo que eso implica”, valora Garrigosa, quien defiende que el plan de desmantelamiento “no es realista” y que, si se ejecuta al pie de la letra, “nos encontraremos con un déficit muy importante”.
Garrigosa: “Nos guste o no, no podemos detener las nucleares. Es incluso un tema de seguridad de red”
En la misma línea se posiciona Villafáfila, quien asegura que “en cinco años no podemos sustituir el equivalente de 3 GW de potencia que representan las tres centrales”. “Ahora mismo, las nucleares se necesitan como tecnologías de transición”, defiende el profesor de la UPC, ya no solo por el volumen de energía que generan, sino también porque “la máquina sincrónica te proporciona una estabilidad de frecuencia y de control de la tensión” que hoy no ofrecen las renovables. En este sentido, Villafáfila remarca que “no debería haber problemas” de sustituirlas por fuentes renovables, “pero requiere tiempo”.