En 2008 fue la prima de riesgo del sistema financiero español. En 2021, el mercado marginalista de precios energéticos. Ahora toca aprender qué es la inercia, la sincronía y asincronía del mercado eléctrico. Cada una de las crisis que azotan este país abre un nuevo reto de comprensión técnica y el apagón total de luz que sufrió el pasado lunes la península Ibérica requiere dosis extra de paciencia y atención. Conocer qué provocó el colapso de la red eléctrica, el más importante en la historia de Europa, va a llevar tiempo. En este momento solo Red Eléctrica Española (REE), la compañía encargada de gestionar el tráfico en la red eléctrica de España, puede dar luz a la incógnita sobre el cero energético del lunes.
España tiene un déficit de interconexiones eléctricas con Europa que le obliga a ser casi autosuficiente
En su Centro de Control Eléctrico (Cecoel) se registra de forma exhaustiva cada uno de los movimientos que se producen en la red. De forma directa llega información de 36 grandes centros de control de lo que se denomina la red de transporte del sistema eléctrico. Una especie de rastreadores exhaustivos de lo que puede considerarse la red troncal del suministro eléctrico en España.
Esquema del sistema eléctrico peninsular
Centrales de generación
Red de
transporte de 220 kV y 400 kV
Subestación de transformación
Centro de
control eléctrico
Subestación
de distribución
Red de distribución
Consumo doméstico
Consumo industrial de 12,5 kV a 132 kV
Centros o plantas de
generación donde se produce
la electricidad (centrales nucleares,
hidroeléctricas, de ciclo combinado,
parques eólicos, etc.)
Líneas de transporte
de la energía eléctrica
de alta tensión (AT)
Estaciones transformadoras
(subestaciones) que reducen
la tensión o el voltaje de la línea
(Alta tensión/Media tensión,
Media tensión/Baja tensión)
Líneas de distribución
de media y baja tensión
que llevan la electricidad hasta
los puntos de consumo
Centro de control eléctrico
desde el que se gestiona y opera
el sistema de generación
y transporte de energía
Fuente: Red Eléctrica Española
LV
Esquema del sistema eléctrico peninsular
Centrales de generación
Red de
transporte de 220 kV y 400 kV
Subestación de transformación
Centro de
control eléctrico
Subestación
de distribución
Red de distribución
Consumo industrial de 12,5 kV a 132 kV
Consumo doméstico
Centros o plantas de
generación donde se produce la electricidad
(centrales nucleares, hidroeléctricas,
de ciclo combinado, parques eólicos, etc.)
Líneas de transporte
de la energía eléctrica de alta tensión (AT)
Estaciones transformadoras (subestaciones) que reducen la tensión
o el voltaje de la línea (Alta tensión/Media
tensión, Media tensión/Baja tensión)
Líneas de distribución de media y baja tensión que llevan la electricidad hasta los puntos de consumo
Centro de control eléctrico desde el que
se gestiona y opera el sistema de generación
y transporte de energía
Fuente: Red Eléctrica Española
LV
Esquema del sistema eléctrico peninsular
Centro
de control
eléctrico
Consumo doméstico
Red de distribución
Subestación de transformación
Subestación
de distribución
Red de transporte de 220 kV y 400 kV
Centrales de generación
Consumo industrial de 12,5 kV a 132 kV
Centros o plantas de
generación donde se produce la electricidad
(centrales nucleares, hidroeléctricas,
de ciclo combinado, parques eólicos, etc.)
Líneas de transporte
de la energía eléctrica de alta tensión (AT)
Estaciones transformadoras (subestaciones) que reducen la tensión
o el voltaje de la línea (Alta tensión/Media
tensión, Media tensión/Baja tensión)
Líneas de distribución de media y baja tensión que llevan la electricidad hasta los puntos de consumo
Centro de control eléctrico desde
el que se gestiona y opera el sistema
de generación y transporte de energía
Fuente: Red Eléctrica Española
LA VANGUARDIA
El papel de la nuclear
La inédita experiencia de una península Ibérica sumida en el apagón absoluto ha reavivado, más si cabe, el debate sobre el papel de la energía nuclear en España. La presión del calendario de cierre pactado en 2019 y que fija para 2027 el fin de Almaraz I ya había activado el frente para reclamar al Gobierno que retrase la vida útil en aras de garantizar la estabilidad del sistema eléctrico. La energía nuclear es una de las que más estabilidad dan, ya que además de generar de forma estable lo hace de forma síncrona, clave como se confirmó el lunes. Un estudio de PwC ya advertía del riesgo de apagón sin ella. Estos argumentos ahora toman fuerza, pese a que el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, ha cargado contra quienes han aprovechado el apagón para ensalzar la nuclear. El pasado lunes, de los siete reactores nucleares que hay en España cuatro estaban parados por diversos motivos. Esto no era excepcional. En semanas anteriores ya había ocurrido y habían saltado las alarmas del impacto en la inestabilidad del sistema. Pero incluso las propietarias de esas centrales evitan ser muy contundentes a la hora de ligar el apagón a la continuidad de la nuclear. “Si lo que se quiere es más energía síncrona, estaría echando piedras sobre mi tejado, porque si hay una que contribuye a garantizar una adecuada cadencia en la red eléctrica, esa es el ciclo combinado, que puede reaccionar de forma mucho más rápida ante imprevistos”, explican fuentes de las empresas propietarias.
Pese a ello, Ibedrola, Endesa y Naturgy, propietarias de Almaraz, han retrasado a junio la reunión en la que iban a acordar solicitar por escrito, como reclama el Gobierno, la ampliación de la actividad en esa central hasta 2030.
En total, España dispone de 45.675 kilómetros de redes eléctricas, distribuidas en un trazado mallado cuya red troncal la forman las líneas de alta tensión, 400 kilovoltios (kV) que son propiedad de la propia REE y también de una segunda estructura de 200 kV. Tras ella la red de media y baja tensión, la que conecta estas grandes estructuras con los consumidores finales, es propiedad de las grandes compañías eléctricas como Iberdrola, Endesa y Naturgy, entre otras de menor tamaño. Todas ellsa se interconexionan a través de 700 subestaciones, 6.000 torres y más de 225 transformadores.
Líneas eléctricas España
y el saldo con las fronteras
Saldo por fronteras, en porcentaje,
en abril de 2025
Líneas de tensión de 400 kV
Líneas de tensión de 200 kV
Saldo total con las fronteras
Export.
74,4%
Import.
25,6%
FRANCIA
ANDORRA
12%
0%
88%
100%
PORTUGAL
MARRUECOS
43,9%
11,8%
56,1%
88,2%
Fuente: REE
LV
Líneas eléctricas España
y el saldo con las fronteras
Saldo por fronteras, en porcentaje, en abril de 2025
Líneas de tensión de 400 kV
Líneas de tensión de 200 kV
Saldo total con las fronteras
Export.
74,4%
Import.
25,6%
FRANCIA
ANDORRA
12%
0%
88%
100%
PORTUGAL
MARRUECOS
43,9%
11,8%
56,1%
88,2%
Fuente: REE
LV
Líneas eléctricas España y el saldo con las fronteras
Saldo por fronteras, en porcentaje, en abril de 2025
Líneas de tensión de 400 kV
Líneas de tensión de 200 kV
FRANCIA
12%
88%
ANDORRA
0%
PORTUGAL
100%
43,9%
56,1%
MARRUECOS
Saldo total con las fronteras
11,8%
Import.
25,6%
Export.
74,4%
88,2%
Fuente: REE
LA VANGUARDIA
La red eléctrica española está diseñada para mantener una frecuencia de 50 Hz al igual que la europea
La información detallada de todo lo que ocurre está recogida por el sistema, pero a medida que la red se va diseminando la información se concentra en nodos y estos llegan a REE de forma acumulada, no en detalle directo. Es en estos lejanos puntos donde parece estar el origen del problema que hizo caer el sistema el lunes y por eso el acceso a los datos es tan complicado.
Lo que parece claro hasta ahora es que “un agente externo” o “un evento fortuito”, según lo denominan desde el Ministerio de Transición Ecológica, distorsionó la estabilidad o la inercia de la red que de forma habitual funciona con 250 ciclos de 20 milisegundos cada uno si se traduce a una frecuencia de 50 hercios (Hz). “El sistema eléctrico europeo opera a 50 Hz, una frecuencia que refleja en tiempo real el equilibrio entre generación y demanda. Cuando este equilibrio se rompe bruscamente y las protecciones automáticas no consiguen corregirlo, puede desencadenarse un apagón total del sistema”, explica Joaquín Coronado, experto fundador de la energética Podo.
En 2024 el 56% de la generación eléctrica llegó de renovables, el objetivo es que en 2030 sea el 81%
REE es la encargada de hacer las estimaciones de consumo e ir dando entrada a los generadores de esa electricidad y coordinar las fuentes de entrada al sistema. Plantas fotovoltaicas, eólicas, nuclear, ciclos combinados, hidráulica, térmica, carbón. También las escasas interconexiones con las que cuenta España, en el norte con Francia y en el sur con Marruecos, aunque esta última apenas tiene una capacidad de 900 MW, menos que una central nuclear. Con Europa, las conexiones a través de Francia apenas llegan al 3%, incumpliendo, por los problemas que siempre ha puesto el Estado francés, la normativa de la UE que obliga desde 2020 a una interconexión mínima de un 10%, y que en 2030 deberá ser del 15%.
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El mix de todas estas aportaciones es lo que está ahora en el centro de la polémica. La estabilidad o inercia del sistema la aportan las energías que vierten luz a la misma frecuencia que la red (50 Hz) los generadores síncronos: turbinas hidráulicas, ciclos combinados de gas, nuclear y carbón. Son capaces de amortiguar variaciones bruscas de forma automática. No ocurre así con las renovables. La fotovoltaica y la eólica se conectan mediante convertidores electrónicos (inversores), que no aportan inercia de forma natural, aunque están empezando a implantarse los denominados inversores grid-forming , capaces de imitar el comportamiento de un generador síncrono.
Renovables
Una apuesta sin marcha atrás
España ha acelerado de forma notable en los últimos cinco años en materia de renovables con la entrada en funcionamiento de más de 30 GW entre fotovoltaica y eólica, hasta alcanzar un total de 85,1 GW de potencia verde (incluyendo 17 MW de hidráulica) y 132,3 GW de potencia total. El crecimiento viene tanto por las inversiones de las grandes eléctricas -Iberdrola, Endesa, Naturgy y Total- como de compañías más jóvenes -Forestalia, Verbund, Solaria o X-Elio- que han crecido en las varias oleadas de renovables de los últimos 20 años. La previsión es que la potencia sostenible siga incrementándose para alcanzar los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (Pniec) de 62GW de eólica y los 76 GW en 2030. En total, el año pasado el sistema eléctrico español generó 262.247 GWh de energía, de la que un 56,8% fue renovable. Fue el país europeo después de Alemania con mayor contribución de energías limpias. Las principales fuentes de energía fueron la eólica (23%), seguido de la nuclear (19%), solar (17%), ciclo combinado (13,6%) e hidráulica (13,3%). Para que la apuesta sea ganadora, se necesita que el resto de retos del Pniec aceleren al ritmo adecuado.
En el momento del apagón, el 70,49% de la energía que circulaba por la red provenía de fuentes renovables, principalmente solar y eólica. “Es una excelente noticia en lo que a modelo energético limpio y sostenible se refiere. Pero pone de manifiesto un reto técnico porque cuando la generación renovable no se acompaña de sistemas de regulación adecuados, la red eléctrica se vuelve peligrosamente frágil. El futuro energético no se construye solo con paneles solares y aerogeneradores, sino también con una profunda comprensión técnica y una planificación inteligente”, apunta Josef Brocki, fundador y consejero delegado de Evolve.
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REE controla desde el Cecoel cada uno de los movimientos del sistema eléctrico en España
Y es que mientras el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (Pniec) avanza a toda máquina en el cumplimiento del objetivo de generación renovable (en 2024 superó el 56% del 81% previsto para 2030), va a paso de tortuga en lo que se refiere al almacenamiento, que establece un reto de 22,5 GW para 2030, así como para incrementar un 34% la demanda. Cumplir esos objetivos contribuirá a reducir la dependencia energética del exterior, desde el 70% actual al 50% en 2030. Dicho esto, esa inestabilidad llevaba tiempo sin producir problemas graves.
