Medidas que se están tomando (y proponiendo) para evitar futuros apagones en España

Tras el gran apagón del 28 de abril de 2025, el Gobierno, organismos reguladores y expertos han identificado varias líneas de actuación para mejorar la resiliencia del sistema eléctrico y minimizar el riesgo de que se repita un evento similar.

Principales medidas a nivel nacional y del sistema eléctrico

• Modernización urgente de la red de alta tensión: Se ha anunciado la creación de una comisión mixta entre el Ministerio de Energía, la CNMC y Red Eléctrica para evaluar y acelerar la modernización de la red de transporte eléctrico, identificando y corrigiendo cuellos de botella que contribuyeron al colapso.

• Ampliación de interconexiones eléctricas: España tiene actualmente una baja capacidad de interconexión internacional (alrededor del 2%), muy lejos del objetivo europeo del 15% para 2030. Proyectos como la interconexión submarina por el golfo de Vizcaya, prevista para 2028, son clave para aumentar la capacidad de intercambio y la estabilidad del sistema ante perturbaciones.

• Integración de sistemas de almacenamiento energético: Se está impulsando la incorporación de baterías y otras tecnologías de almacenamiento para gestionar mejor la variabilidad de las energías renovables, estabilizando la red en momentos de alta generación o baja demanda.

• Revisión de protocolos de desconexión y redistribución de carga: Se plantea la necesidad de actualizar los protocolos automáticos para evitar que una falla localizada se propague de forma generalizada, permitiendo una respuesta más rápida y localizada ante desequilibrios.

• Mantenimiento y modernización de infraestructuras críticas: Se subraya la importancia de mantener y actualizar infraestructuras eléctricas, subestaciones y sistemas de transformación para que sean capaces de responder a emergencias y minimizar el riesgo de fallo en cascada.

• Desarrollo de sistemas automatizados de respuesta rápida: Implementar tecnologías que detecten y respondan automáticamente a desequilibrios en la red puede prevenir apagones masivos.

Medidas propuestas por expertos y organismos internacionales

• Más inversión pública en infraestructuras eléctricas: La patronal y la Cámara de Comercio han reclamado mayor inversión pública y planes de contingencia a largo plazo, dada la creciente demanda y la dependencia de renovables intermitentes.

• Análisis comparativos y cooperación europea: La Comisión Europea ha propuesto analizar la estabilidad del suministro en España en comparación con otros países de la UE, para identificar mejores prácticas y soluciones.

Medidas para consumidores y empresas

• Uso de sistemas de alimentación ininterrumpida (SAI/UPS): Para proteger equipos sensibles y garantizar el funcionamiento temporal durante cortes de energía.

• Instalación de protectores contra sobretensiones y generadores de respaldo: Especialmente en zonas donde los apagones son más frecuentes.

• Mantenimiento preventivo de instalaciones eléctricas: Realizar revisiones periódicas y distribuir el uso de aparatos de alto consumo para evitar sobrecargas.

• Capacitación y kits de emergencia: Educar a los usuarios sobre cómo actuar durante un apagón y disponer de kits con linternas, baterías y alimentos no perecederos.

VE y las bombas de calor pueden evitar 110 horas anuales de precios negativos

Por encargo de la cooperativa alemana de energía verde Green Planet Energy, la consultora Enervis investigó los efectos potenciales de las bombas de calor y los vehículos eléctricos sobre los precios de la electricidad, las reducciones de CO₂ y el uso de fuentes de energía renovables. El estudio Flexibler Einsatz von Wärmepumpen und E-Fahrzeugen: Analyse der energiewirtschaftlichen Vorteile (Uso flexible de bombas de calor y vehículos eléctricos: análisis de las ventajas energéticas) analiza y cuantifica los conocidos efectos del uso de coches y bombas de calor para aumentar la flexibilidad de la red eléctrica y concluye que un control operativo específico, orientado, entre otras cosas, a tarifas eléctricas dinámicas, puede hacer que «la transición energética sea más eficiente en general y la electricidad más asequible para todos», según Carolin Dähling, responsable de política y comunicación de Green Planet Energy.

El consumo de energía se desplazaría deliberadamente de las horas punta habituales de mañana y tarde al mediodía. Un comunicado de Green Planet Energy afirma que no hay desventajas para los hogares afectados: «Los controles inteligentes garantizan que las bombas de calor precalienten, por ejemplo, mediante almacenamiento intermedio». En el caso de los coches eléctricos, es posible especificar la hora a la que deben cargarse sus baterías.

El estudio identifica resultados concretos alcanzables con este planteamiento: El número de horas con precios negativos de la electricidad podría reducirse una media de 110 al año entre 2025 y 2035, con los correspondientes efectos en la rentabilidad de los sistemas eólicos y fotovoltaicos. La cantidad de energía perdida por paradas podría reducirse en seis teravatios hora al año, «y también disminuiría el uso de centrales de gas natural, caras y perjudiciales para el clima».

España y Francia dan un paso adelante en la interconexión eléctrica por el Golfo de Vizcaya

La interconexión eléctrica Francia-España por el Golfo de Vizcaya ha dado un nuevo paso con la colocación de la primera piedra de la estación de conversión de Cubnezais (Francia). La puesta en servicio de la línea de interconexión está prevista para 2028 y permitirá duplicar la capacidad de intercambio eléctrico entre España y Portugal hasta alcanzar los 5.000 megavatios, equivalente al consumo de cinco millones de hogares.

Esta interconexión, catalogada como Proyecto de Interés Común por la Comisión Europea y cuyas obras se iniciaron en 2023, casi duplicará la capacidad actual de intercambio entre España y Portugal, de unos 2.800 MW, según informa REE. Aunque el paso es importante, con su entrada en operación se estará todavía lejos de los objetivos marcados por la UE para 2020 del 10% de interconexión de la red con el resto del continente a través de Francia y del 15% para 2030.

España sufrió el apagón con un déficit del 30% en inercia eléctrica.

El 28 de abril de 2025, un apagón masivo dejó sin electricidad a millones de ciudadanos en España. Aunque aún no se han identificado causas definitivas, el grupo de investigación LEMUR de la Universidad de Oviedo ha revelado datos que apuntan a condiciones técnicas críticas en el sistema eléctrico nacional en el momento del fallo. Una de ellas: el sistema operaba con un 30% menos de inercia que el mínimo recomendado por ENTSO-E, la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad.

La inercia eléctrica representa la capacidad del sistema para resistir cambios bruscos en la frecuencia de la red, actuando como un amortiguador frente a perturbaciones repentinas. Se mide en segundos e indica cuánto tiempo tardaría en disiparse la energía cinética acumulada en los grandes generadores rotatorios —como los de las centrales térmicas— si se interrumpiera de golpe la generación. Una red con baja inercia es extremadamente vulnerable: tiene menos margen de maniobra para estabilizarse ante caídas o picos de carga.

Muy por debajo de los estándares recomendados

El informe preliminar de LEMUR revela que, durante el apagón, la inercia de la red rondaba los 1,3 segundos, muy por debajo de los estándares recomendados. Este valor no era inédito, pero sí preocupante, especialmente por coincidir con oscilaciones subsíncronas inusualmente fuertes, detectadas a partir de las 12:13 horas, y que se intensificaron minutos antes del colapso total de la frecuencia en la península ibérica.

Actualmente, no existe una ley específica en España que obligue a operar el sistema eléctrico con un mínimo concreto de inercia eléctrica. La normativa vigente, como la Orden TED/749/2020 y los reglamentos europeos que regula, establece requisitos técnicos para la conexión a la red de instalaciones de generación, pero no fija explícitamente un valor mínimo de inercia que deba mantenerse en todo momento.

La CNMC está preparando una regulación para que las tecnologías renovables comiencen a aportar inercia de forma obligatoria, pero esta normativa aún no está en vigor.

La responsabilidad de decidir cuánta inercia tiene el sistema eléctrico español en cada momento recae en Red Eléctrica de España (REE), que actúa como operador del sistema y custodio de la red de transporte145. Según la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico, REE debe garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico, lo que incluye dimensionar y operar la red para mantener los parámetros de frecuencia y tensión dentro de los rangos establecidos, incluso ante contingencias graves.

Red Eléctrica de España (REE) es una sociedad anónima unipersonal filial del holding Redeia Corporación, S.A. (Redeia), cuyo principal accionista es la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI), que pertenece al Gobierno de España y posee un 20% del capital, mientras que el 80% restante está en manos de accionistas privados (capital flotante).

La CNMC confirma otro fallo de Red Eléctrica: el sistema no aisló los focos de inestabilidad y acabó en apagón general

El sistema estaba técnicamente preparado para aislar esas zonas problemáticas y evitar el colapso total, pero ese mecanismo de protección no funcionó correctamente, lo que permitió que la inestabilidad se propagara y terminara afectando a toda la red nacional. Se ha abierto investigación.

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La mayor gestora de fondos del mundo dedicada 100% a la inversión en renovables declara España "mercado prioritario"

Ni las presuntas insuficiencias de la red, ni el misterioso apagón del 28A parecen haber hecho mella en Copenhagen Infrastructure Partners (CIP), que celebra estos días su quinto cumpleaños en España. La que presume de ser "la mayor gestora de fondos del mundo dedicada exclusivamente a inversiones en energías renovables" no solo declara a día de hoy una cartera REN en el país de más de tres gigas (más de 3.000 megavatios), sino que adelanta que está explorando "nuevas posibilidades de inversión en proyectos que abarcan distintas tecnologías renovables incluyendo el almacenamiento en baterías".

La compañía multinacional danesa ya está explorando en el mercado español además "opciones de inversión" en proyectos de almacenamiento en baterías (Battery Energy Storage Systems, BESS), solución en la que CIP presume de ser "líder en Reino Unido con 4,5 GW de proyectos en desarrollo en Escocia e Inglaterra".

Fundada en 2012, CIP presume de ser la mayor gestora de fondos del mundo dedicada exclusivamente a inversiones en energías renovables "y líder mundial en energía eólica marina". Los fondos gestionados por CIP se centran en inversiones en energía eólica marina y terrestre, energía solar fotovoltaica, biomasa y energía a partir de residuos, transmisión y distribución, capacidad de reserva, almacenamiento, bioenergía avanzada y Power-to-X (energía eléctrica empleada como vector para la producción de otras fuentes de energía).

El Sol de España produce la electricidad más barata de toda Europa

No hay país en toda Europa que oferte electricidad FV (producida por parques solares fotovoltaicos) a un precio menor que el que oferta España. El Sol generoso de la península y un sector (el fotovoltaico nacional) con mucha experiencia, capaz de instalar y operar parques a precios sin competencia, han logrado convertir la FV made in Spain es la más barata de toda Europa. 

El dato es del último informe trimestral (PPA Price Index Report) de LevelTen Energy, la plataforma digital especializada en la elaboración de información mercantil, información muy demandada por responsables de compra de electricidad para industrias, vendedores, asesores, propietarios de activos y financieros del sector de las energías renovables. 

¿Y los precios? Pues menos de cuarenta euros el megavatio hora en España (37 €/Mwh), 57 en Alemania (donde también el sector es muy experimentado), 69 en Italia, ó 92 en el Reino Unido. En fin, sin competencia.

El Gobierno prevé una subida de la factura de la luz por el apagón

El sistema eléctrico español está funcionando estos días de manera reforzada para garantizar su funcionamiento estable, tras el apagón general del lunes de la semana pasada, que afectó a toda la península. Para garantizar esa mayor solidez se está prescindiendo de las energías renovables y se está potenciando el servicio de otras fuentes como las centrales de gas. A causa de este refuerzo, el Gobierno espera que suba el precio del mercado de la electricidad y, en consecuencia, que lo haga también la factura de la luz en los hogares. Así lo han confirmado este jueves en declaraciones a El Periódico fuentes del Ministerio de Transición Ecológica, las cuales admiten que habrá un "coste adicional".

Las mismas fuentes señalan que este aumento en la factura de la luz durará mientras lo haga la situación de emergencia energética, si bien esperan que sea un aumento "mínimo" del precio. Desde el Gobierno, sin embargo, no han dado todavía ninguna pista sobre cuando se producirá la normalización definitiva de la situación energética, por lo que esta situación podrá prolongarse.