El apagón del 28 de abril de 2025 cambió la forma de operar el sistema eléctrico español.
Red Eléctrica introdujo una denominada “operación reforzada”, programando el sistema de manera más conservadora y recurriendo en mayor medida a generación convencional para disponer de mayores márgenes de seguridad.
Ahora conocemos su coste.
Según explicó la directora general de Operación de Red Eléctrica, Concha Sánchez, las restricciones vinculadas específicamente a esa operación reforzada han supuesto 783 millones de euros desde su implantación, de los cuales 267 millones corresponden a 2026.
La seguridad del sistema tiene un precio.
La pregunta importante es si estamos comprándola de la manera más eficiente.
Una parte importante de la respuesta sigue siendo el gas
La operación reforzada ha supuesto recurrir, mediante restricciones técnicas, a más generación convencional de la que habría resultado únicamente del mercado eléctrico, principalmente ciclos combinados.
Entre mayo y diciembre de 2025, la cobertura de la demanda mediante ciclos combinados aumentó un 39% respecto al mismo periodo de 2024.
Esto no significa que podamos atribuir directamente los 783 millones de euros íntegramente a los ciclos combinados. No existe en la cifra publicada por REE un desglose que permita hacer esa afirmación.
Pero sí existe una realidad económica difícil de ignorar:
una parte muy relevante del coste adicional de garantizar la estabilidad del sistema continúa canalizándose hacia generación térmica.
Y aquí aparece una segunda noticia que cambia bastante la perspectiva.
La fotovoltaica también puede controlar tensión
UNEF acaba de denunciar que la remuneración establecida para que la fotovoltaica participe en el control dinámico de tensión es insuficiente.
Según su director general, José Donoso, las instalaciones fotovoltaicas reciben actualmente 2 €/MVArh por esta prestación.
UNEF había solicitado 50 €/MVArh.
Y Donoso contrapone esa cifra con los aproximadamente 200 €/MVArh que, según la patronal, estarían percibiendo los ciclos combinados en este contexto.
Conviene hacer una precisión importante.
2 €/MVArh frente a 200 €/MVArh no puede interpretarse simplemente como el precio de exactamente el mismo producto.
En las restricciones técnicas asociadas a los ciclos combinados intervienen potencia activa, mínimos técnicos, arranques, costes de oportunidad y otros condicionantes.
Pero incluso introduciendo ese matiz, la diferencia plantea una pregunta legítima:
¿Estamos dando la señal económica correcta a las tecnologías que pueden ayudar a estabilizar la red?
La tecnología estaba antes que la regulación
Hay otro dato especialmente significativo.
Según UNEF, en el momento del apagón aproximadamente el 71% de las plantas fotovoltaicas ya podía controlar dinámicamente la tensión, pero el marco regulatorio todavía no permitía utilizar esa capacidad.
Eso está cambiando rápidamente.
Red Eléctrica señala que actualmente existen 275 plantas renovables, con 13.380 MW, participando en el control de tensión, frente a 60 instalaciones convencionales que suman 16.312 MW.
Por tanto, ya no estamos hablando únicamente de una posibilidad tecnológica futura.
Está sucediendo.
Y aquí aparecen las baterías
El siguiente paso puede ser todavía más importante.
Porque una batería no es solamente un dispositivo que compra electricidad barata y la vende cuando es cara.
Un BESS conectado mediante electrónica de potencia avanzada puede convertirse progresivamente en un activo de red.
Puede contribuir, dependiendo de su configuración y del marco regulatorio, a funciones como control de tensión, potencia reactiva, respuesta rápida en frecuencia, reservas, gestión de congestiones y, mediante tecnologías grid-forming, a capacidades adicionales de estabilidad del sistema.
Eso cambia radicalmente el business case del almacenamiento.
La batería deja de tener una sola fuente de valor.
Puede combinar:
arbitraje + peak shaving + gestión de excedentes + servicios de ajuste + soporte de red + capacidad de conexión + resiliencia.
Y cuanto mayor sea el número de problemas que pueda resolver un mismo activo, más interesante será su economía.
El debate equivocado sería gas contra renovables
España seguirá necesitando ciclos combinados.
Y durante determinados periodos seguirán proporcionando servicios fundamentales al sistema.
Plantear este debate como una elección entre “gas malo” y “renovables buenas” sería demasiado simple y técnicamente incorrecto.
La cuestión interesante es otra.
Si fotovoltaica, almacenamiento, compensadores síncronos, reactancias y electrónica de potencia avanzada pueden proporcionar progresivamente algunos de los servicios que hoy obligan a mantener generación térmica conectada…
¿cuál es la combinación que proporciona la misma seguridad al menor coste para el consumidor?
Esa debería ser la discusión.
De producir energía a prestar servicios al sistema
Durante años hemos medido las renovables fundamentalmente en MWh.
Cuánta electricidad producen.
Cuánto CO₂ evitan.
Cuánto reducen el precio del mercado mayorista.
Pero un sistema eléctrico con porcentajes crecientes de generación basada en inversores necesita algo más.
Necesita que esos inversores también participen activamente en la estabilidad de la red.
Y para conseguirlo hacen falta dos cosas:
regulación y remuneración.
Porque si una tecnología puede proporcionar un servicio valioso al sistema pero el incentivo económico para hacerlo es prácticamente inexistente, estaremos desaprovechando capacidad instalada mientras pagamos otras soluciones más caras.
Los 783 millones de euros de operación reforzada deberían servir para abrir esa discusión.
No se trata simplemente de gastar menos.
Se trata de decidir dónde queremos invertir el dinero que estamos pagando por la estabilidad de nuestro sistema eléctrico.
Porque quizá la gran transformación energética que viene no sea únicamente sustituir generación fósil por generación renovable.
Será también conseguir que fotovoltaica, BESS e inversores avanzados sustituyan progresivamente parte de los servicios de red que tradicionalmente solo podían prestar las grandes centrales convencionales.
Y ahí puede estar uno de los mercados energéticos más importantes de los próximos años.
La transición energética no consiste solamente en sustituir MW.
Consiste también en sustituir servicios.
Y esos servicios tendrán que empezar a valorarse correctamente.
