El gran apagón que tuvo lugar recientemente en la península ibérica ha puesto de manifiesto la vulnerabilidad del sistema eléctrico. Esto ha convertido a la seguridad energética en una cuestión de máxima relevancia y actualidad.
Pero… ¿Qué es la seguridad de suministro? Esta se concibe como la capacidad de un país para garantizar un flujo energético continuo, descarbonizado y a precios asequibles, constituyendo la base del trilema energético.
- Estructura de red obsoleta
El modelo de generación eléctrica ha evolucionado significativamente en las últimas décadas, pasando de una generación centralizada, predominante durante el siglo XX, a una generación distribuida, que domina en la actualidad.
Este cambio ha planteado desafíos en la infraestructura, ya que las redes eléctricas fueron diseñadas para un esquema centralizado y no para la generación distribuida. En consecuencia, la infraestructura de la red de suministro eléctrico no ha evolucionado al mismo ritmo que la estructura de generación.
En la actualidad, el sistema eléctrico español se distingue por un elevado nivel de potencia instalada basada en tecnologías renovables. Un claro ejemplo es la nota publicada el 4 de febrero de 2025 por REE, que destacó el hito de que la energía solar fotovoltaica superó por primera vez a la eólica como la tecnología con mayor potencia instalada en España. Ambas tecnologías representan conjuntamente el 50 % de la potencia total instalada en el país.
A continuación, la figura muestra la evolución de la potencia instalada por tecnología de generación junto a la demanda eléctrica en la última década.
En cuanto a la evolución de la demanda, se observa una tendencia mayoritariamente ascendente hasta el año 2018. A partir de ese momento, la demanda se sitúa en niveles inferiores. Destaca una caída significativa en 2020, atribuible al impacto de la pandemia de COVID-19. Posteriormente, en 2021, la demanda mostró una ligera recuperación, para luego continuar con una tendencia decreciente en los años siguientes, con un leve repunte en el último año analizado. No obstante, los valores actuales aún se mantienen por debajo de los registrados en 2018.
Este descenso en la demanda coincide temporalmente con un notable crecimiento de la capacidad fotovoltaica, lo cual ha contribuido a incrementar la vulnerabilidad del sistema eléctrico.
Esta evolución en la estructura del sistema de generación es clave dentro del denominado trilema energético puesto que ha contribuido a la descarbonización del mismo, ha alterado la estructura de precios, dando lugar incluso a precios negativos en el mercado mayorista, y también ha supuesto una serie de riesgos en lo que a la estabilidad de suministro respecta.
En relación con lo anterior, la evolución del mix energético en la última década muestra cómo algunas tecnologías tradicionales, como el carbón y los ciclos combinados, han perdido peso relativo frente a la fotovoltaica, que ha multiplicado por cinco su contribución.
Esto tiene graves consecuencias en lo que a la estabilidad del sistema eléctrico se refiere puesto que supone una reducción en la capacidad de inercia rotacional inherente del sistema. Las plantas convencionales cuentan con generadores sincronizados que operan a la frecuencia de la red. Por ello, aportan una inercia al sistema que actúa como amortiguador frente a fallos, proporcionando tiempo para que otras fuentes de generación respondan.
Así pues, al disminuir la franja de inercia rotacional inherente del sistema, la frecuencia responde con mayor rapidez a las perturbaciones, aumentando la volatilidad del sistema. Para mitigar este efecto, los reguladores de frecuencia, especialmente la regulación primaria, desempeñan un papel crucial.
Como ya se ha indicado, fuentes de energía renovables como la eólica y la fotovoltaica (50% de la potencia instalada en su conjunto) no aportan inercia rotacional inherente. En el caso de la fotovoltaica, la ausencia total de elementos giratorios implica que no contribuye con inercia al sistema. La energía eólica sí aporta inercia mecánica, pero esta no se puede transferir directamente a la frecuencia de la red de corriente alterna. Aunque las turbinas eólicas giran, sus velocidades no coinciden con la frecuencia de la red.
En línea con lo anterior, tanto expertos como organismos reguladores han venido alertando sobre las señales que refleja el sistema eléctrico español en la actualidad respecto a este asunto. Buena prueba de ello es lo señalado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) a principios de 2025, cuando advirtió que la alta integración de renovables, junto a una caída en la demanda, podría provocar oscilaciones de tensión elevadas que llegasen a ocasionar apagones.
- Oscilaciones en la Red
La red eléctrica en España opera a una frecuencia nominal de 50 Hz, cuyo control es fundamental para garantizar la estabilidad del sistema frente a desequilibrios entre generación y demanda. La red solo admite pequeñas variaciones en la frecuencia; cambios bruscos provocan la desconexión automática de las plantas para evitar daños.
La normativa española establece que las instalaciones deben soportar variaciones de frecuencia de hasta 2 Hz por segundo, además de cumplir con ciertas condiciones de tensión. En particular, las instalaciones deben operar sin desconectarse mientras la frecuencia se mantenga entre 48,5 Hz y 51 Hz. Si se superan estos límites, la desconexión puede producirse tras 30 minutos.
Respecto a la tensión, las plantas conectadas a redes de transporte (>110 kV) deben resistir sobretensiones del 11,8% de forma indefinida y otras variaciones durante 60 minutos. En cambio, las plantas conectadas a redes de distribución (<110 kV) tienen límites más estrictos: ante una sobretensión del 10%, solo se exige resistencia durante 1,5 segundos, y ante una del 15 %, apenas 0,2 segundos.
Por tanto, las plantas pueden desconectarse debido a frecuencias persistentemente bajas o altas, colapsos de tensión, o tensiones excesivamente elevadas.
Así pues, en fechas recientes han aumentado las señales de estrés en la red, especialmente en forma de oscilaciones de tensión y frecuencia. Estas oscilaciones fueron la causa del incidente ocurrido el 9 de enero de 2025, cuando la unidad II de la central nuclear de Almaraz tuvo que realizar una parada automática debido a oscilaciones en la red de alta tensión, obligando a pasar el regulador a modo manual. Finalmente, la baja tensión de excitación en el generador eléctrico puso en marcha las protecciones de la turbina deteniendo automáticamente el reactor.
De manera similar, el 22 de abril de 2025 se produjeron varios incidentes derivados de oscilaciones en la red eléctrica. Por un lado, la red ferroviaria entre Madrid y Asturias sufrió desajustes debido a un exceso de tensión que activó las protecciones de las subestaciones desde Chamartín hasta Pajares, según informó el ministro de Transportes. Por otro lado, la refinería de Repsol en Cartagena (Murcia) experimentó una parada inesperada, atribuida también a problemas técnicos en el suministro eléctrico.
- El Gran Apagón
El colapso del sistema eléctrico ibérico el 28 de abril de 2025, conocido popularmente como “el apagón”, es la mayor evidencia de las importantes vulnerabilidades del sistema en materia de seguridad de suministro. Este evento, iniciado a partir de oscilaciones de frecuencia, es objeto de un análisis exhaustivo. Para obtener una visión técnica y detallada del mismo se recomienda consultar la flash info elaborada por Haya Energy Solutions. Esta sirve de base para destacar los aspectos más relevantes de este fenómeno en cuanto a la seguridad de suministro.
El inicio de dicho evento se corresponde con una serie de oscilaciones de frecuencia que desembocaron en una pérdida de generación de aproximadamente 2,2 GW en la mitad sur de España. Este hecho propició que la frecuencia bajase hasta alcanzar el punto crítico de 48 Hz. Como resultado de todo ello se produjo la desconexión automática de las interconexiones con Portugal y Francia, seguido del fallo completo de la red.
La recuperación del sistema fue gradual y dependió de la capacidad de arranque autónomo (black-start) de instalaciones clave. El éxito de una planta portuguesa con esta capacidad a las 16:11 CEST subrayó la importancia de contar con infraestructuras preparadas para reiniciar la red sin depender de otras conexiones.
- Infraestructura de Red
Uno de los puntos clave que ha puesto de manifiesto el apagón es la saturación de la infraestructura de red en España, la cual requiere una inversión urgente y significativa. Esta situación es consecuencia del ya mencionado cambio de paradigma, dado que se ha pasado de un modelo de generación centralizada, para el que fue diseñado el sistema eléctrico español, a otro basado en una generación más distribuida.
Sin embargo, la saturación de la red eléctrica no es una consecuencia directa del apagón, ya que esta problemática había sido advertida previamente por asociaciones del sector, como la patronal eléctrica AELEC, que venía alertando sobre la necesidad de reforzar masivamente las redes.
En caso de no realizarse las inversiones necesarias para reforzar la red eléctrica, España corre el riesgo de quedar prácticamente aislada, con una capacidad de intercambio muy limitada con otros países y un elevado grado de saturación en muchas de sus líneas internas.
A esta situación se suma el hecho de que las interconexiones eléctricas con el resto de Europa siguen siendo muy limitadas. En caso de una crisis o necesidad puntual, esta baja capacidad de conexión reduce significativamente las posibilidades de recibir apoyo o importar energía de los países vecinos. Así pues, las interconexiones eléctricas son clave para garantizar la seguridad y estabilidad del suministro en Europa, especialmente ante situaciones de alta demanda o crisis energéticas.
Tal como se aprecia en la imagen anterior, la red de transporte eléctrica española presenta importantes limitaciones, especialmente debido a su escasa interconexión con el resto de Europa. El sistema opera prácticamente como una “isla energética” dentro de la Unión Europea, con una capacidad de interconexión de tan solo 3 GW con Francia y 4 GW con Portugal.
Actualmente, solo el 6,5% de la electricidad producida en España puede exportarse a países vecinos, lo que sitúa al país como el tercero con peor ratio de interconexión de la Unión Europea, solo por delante de Chipre y Polonia. Si se excluye a Portugal, la capacidad de interconexión con el resto del continente se reduce al 2%.
Pese a que el Consejo Europeo ha fijado como objetivo que todos los países miembros alcancen una interconexión del 10% para 2025 y del 15% para 2030, España apenas supera el 4% en 2025, lo que representa la mitad del objetivo fijado para ese año y solo un tercio del objetivo previsto para dentro de cinco años. Esta baja capacidad de conexión con el resto de Europa se refleja en hechos como que, durante 2024, el enlace con Francia estuvo saturado más del 67% del tiempo, lo que evidencia la urgencia de mejorar esta infraestructura.
Sin embargo, el gráfico revela una gran disparidad entre los países de la UE: mientras Eslovenia, Lituania o Dinamarca superan actualmente incluso el objetivo europeo para 2030 del 15 % de interconexión, otros países se encuentran muy por debajo del mismo. Incluso no llegando a alcanzar el 10% fijado para el actual año.
En el caso de España, para paliar esta situación, ya se está construyendo una nueva interconexión submarina con Francia, compuesta por cuatro cables que añadirán 2 GW de capacidad, elevando el total a 5 GW. Su finalización está prevista para 2028.
- Inversores formadores de Red
En la actual transición energética y con la creciente integración de renovables, los inversores electrónicos juegan un papel clave para aportar la inercia que antes proporcionaban los generadores síncronos. Sin embargo, no todos los inversores funcionan igual.
Por un lado, los inversores grid-following (seguidor de red) son los más comunes en instalaciones solares y eólicas conectadas a la red. Su funcionamiento se basa en sincronizar su tensión, frecuencia y fase con los valores de la red existente. Requieren una referencia externa para operar y no pueden funcionar de forma autónoma si la red se cae o desconecta.
Por otro lado, los inversores grid-forming (formador de red) pueden generar y mantener de forma autónoma la tensión y la frecuencia, sin necesidad de una red preexistente. Gracias a algoritmos avanzados de control, pueden operar en modo isla y aportar inercia sintética, lo que mejora la estabilidad del sistema. Aunque presentan un mayor coste —unos 100 €/kW adicionales frente a los grid-following—, son esenciales para garantizar la fiabilidad del suministro en redes con alta penetración renovable, al sustituir la inercia mecánica de las centrales convencionales por inercia virtual mediante convertidores de potencia.
- Baterias
En un sistema eléctrico cada vez más dominado por la generación renovable, resulta indispensable contar con tecnologías de respaldo que sean rápidas y flexibles. En este contexto, las baterías, también conocidas como sistemas BESS (Battery Energy Storage Systems), desempeñan un papel fundamental.
Gracias a su capacidad para inyectar energía en cuestión de milisegundos ante cualquier desequilibrio o interrupción inesperada, se han convertido en una herramienta crítica para estabilizar la red y garantizar la seguridad del suministro eléctrico. De hecho, su eficacia ya ha quedado demostrada en situaciones reales. Un ejemplo destacado tuvo lugar en Australia del Sur, donde una batería logró responder con una variación de 100 MW en menos de un segundo tras una desconexión entre regiones, superando incluso la rapidez de respuesta de las centrales hidroeléctricas.
En este nuevo contexto energético, caracterizado por una creciente penetración de fuentes renovables, se hace necesario adoptar nuevas estrategias para la gestión del sistema eléctrico. No se trata de comparar directamente la seguridad de los sistemas renovables con la de los convencionales, sino de reconocer que requieren una operación y un control diferentes. En este sentido, el almacenamiento se posiciona como un elemento clave, ya que permite garantizar la estabilidad del sistema, minimizar los vertidos de energía renovable y asegurar un suministro continuo y fiable.
En España, el despliegue de sistemas de almacenamiento mediante baterías se perfila como uno de los pilares fundamentales de la transición energética. Estos sistemas no solo permiten almacenar el excedente de energía renovable para liberarlo en los momentos de mayor necesidad, sino que también aportan servicios de balance al sistema eléctrico, contribuyen a reducir la volatilidad del mercado y refuerzan la resiliencia de la red.
En consonancia con esta visión, el nuevo Proyecto de Real Decreto que modifica el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, introduce un cambio normativo significativo: se concede prioridad de evacuación a las instalaciones de energías renovables que incorporen sistemas de almacenamiento y no consuman energía de la red eléctrica, situándolas por delante del resto de instalaciones en el acceso a la red.
En un momento en el que los agentes del sector evalúan cuidadosamente cuándo lanzar iniciativas innovadoras, nuestro equipo de HES está preparado para proporcionar asesoría experta y soluciones de optimización que maximicen el rendimiento de los activos.
Si deseas profundizar en el papel que desempeñan las baterías en el sistema eléctrico español, te invitamos a consultar nuestra newsletter especializada: El papel de las baterías en España.
- Comparativa internacional
El sistema eléctrico español presenta características distintivas en comparación con otros grandes países europeos, como Francia, Alemania o Italia. Destaca por una alta penetración de energías renovables y un bajo nivel de interconexión con el exterior. Esta singularidad se aprecia al analizar la estructura de generación española frente a la del resto de Europa, como se muestra en la siguiente figura correspondiente a la anualidad 2024.
La producción energética en España durante la anualidad 2024 estuvo fuertemente influida por la contribución de las energías renovables. En este contexto, la energía eólica fue la tecnología con mayor aportación, alcanzando un 23,6%. En contraste, en el conjunto del continente europeo, la energía nuclear fue la predominante, con un 24,8%.
La energía nuclear desempeña un papel fundamental en países como Francia, donde aproximadamente el 70 % de la electricidad proviene de esta fuente. Esta contribución aporta al sistema una elevada inercia y estabilidad en la generación de base.
La amplia flota nuclear francesa está compuesta por 56 reactores. Además, una creciente interconexión regional confiere un perfil de generación más estable no solo a Francia, sino también a países vecinos con buenas conexiones, como Alemania, que presenta una mayor penetración de energías renovables.
Entre las diferencias más significativas al comparar los mix de generación destaca el caso de la energía solar, cuyo peso porcentual en España es aproximadamente el doble que en el conjunto de Europa.
- Mirando hacia adelante
La transformación del sistema eléctrico español hacia un modelo más sostenible y renovable ha traído importantes beneficios en términos de descarbonización.
Sin embargo, también ha dejado al descubierto debilidades estructurales que comprometen la seguridad del suministro. Entre ellas destacan la falta de inercia rotacional, la creciente volatilidad en la frecuencia y la tensión, y una red con limitadas interconexiones. Estas vulnerabilidades se hicieron especialmente evidentes tras episodios recientes como el gran apagón del 28 de abril de 2025.
España se enfrenta al reto de adaptar su infraestructura y su regulación a un nuevo paradigma energético. Esto implica realizar inversiones urgentes en redes eléctricas, en tecnologías de respaldo como los inversores formadores de red y los sistemas de almacenamiento con baterías, así como en el desarrollo de nuevos mecanismos de mercado que garanticen la disponibilidad de capacidad firme.
La experiencia internacional demuestra que estos desafíos no son exclusivos de España, aunque sí requieren soluciones adaptadas a las características locales.
Desde Haya Energy Solutions, subrayamos la necesidad de avanzar hacia un sistema eléctrico más resiliente, flexible e interconectado, que pueda sostener una alta penetración renovable sin comprometer la estabilidad del suministro. Solo así, será posible asegurar una transición energética segura, eficiente y alineada con los objetivos climáticos europeos.
Irene Sánchez-Haro Montero & Pablo Gandullo Romero
