Un año del apagón: las lecciones de una red eléctrica bajo presión

Durante estos doce meses desde el gran apagón, y aunque el suministro eléctrico parece haber seguido funcionando con normalidad a ojos del consumidor, la realidad es que se han producido cambios relevantes. Entre ellos, se han reforzado los llamados ‘servicios de ajuste’, que permiten reaccionar con mayor rapidez ante desequilibrios.  De hecho, en episodios recientes que tensionaron el sistema –como un temporal posterior con viento y nieve en Madrid–, la respuesta fue inmediata gracias a una red más preparada desde el punto de vista operativo.

También ha cambiado la gestión de las centrales. Antes era más habitual apagar determinadas turbinas de gas cuando no eran necesarias. Ahora, muchas se mantienen en funcionamiento a baja intensidad para poder activarse en cuestión de segundos si el sistema lo requiere. Esta medida ha aumentado la seguridad, pero también ha tenido impacto en el precio de la electricidad. Al mismo tiempo, la energía nuclear ha ganado peso en el debate social como una posible vía para garantizar la estabilidad del sistema y reducir la dependencia de los combustibles fósiles.

Principales cambios en el sistema eléctrico

Tras el apagón de 2025 se han reforzado numerosos mecanismos preventivos. Actualmente, el sistema se maneja de forma distinta, con más medidas orientadas a estabilizar la red. Estos son algunos de los principales cambios:

• Operación en modo reforzado: Desde el incidente, Redeia –Red Eléctrica– aplica un protocolo excepcional que prioriza centrales convencionales, como ciclos combinados de gas y nucleares, por su mayor capacidad para regular la tensión. Esto implica mantener muchas turbinas de gas en standby, funcionando a baja carga y preparadas para aumentar su potencia en segundos.
•  Ciclos combinados en guardia: El apagón incrementó de forma notable el uso de gas como respaldo. Actualmente, se programan en torno a 25 ciclos combinados al día, frente a los aproximadamente siete que se utilizaban antes del incidente. Aunque esta medida fortalece la red, también eleva los costes, ya que el gas es una tecnología más cara.
• Record en servicio de ajuste: Los llamados ‘servicios de ajuste’ –mecanismos que corrigen desequilibrios entre oferta y demanda– alcanzaron valores históricos en 2025. Su impacto en el precio medio final fue de 15,78 euros por megavatio hora, el dato más alto registrado hasta la fecha, y supusieron un coste de 3.812 millones de euros ese año, un 43% más que en 2024. En la práctica, la factura eléctrica asumió un mayor coste para reforzar la seguridad de la red.
• Renovables con control dinámico: Tras el apagón se aprobaron cambios normativos para que las energías renovables también colaboren en la regulación del sistema. En noviembre de 2025 se validó el nuevo Procedimiento de Operación 7.4, que permite a parques eólicos y fotovoltaicos aportar control dinámico de tensión. Desde este mismo mes de abril, alrededor de 4,5 gigavatios de instalaciones solares están habilitados para regular la tensión local, lo que reduce la dependencia de las máquinas síncronas convencionales.
• Gestión más conservadora. La planificación diaria de la red incorpora ahora mayores márgenes de seguridad. El día del apagón, por ejemplo, no se sustituyó a una central averiada en San Roque, Cádiz, lo que contribuyó al desequilibrio del sistema. En los últimos meses se ha optado por mantener conectadas centrales críticas, incluso con baja producción, para evitar que se repitan situaciones similares.
• Supervisión reforzada: El incidente motivó múltiples informes e investigaciones. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha abierto decenas de expedientes sancionadores a Red Eléctrica y a varias compañías eléctricas por presuntas irregularidades en la operación. Aunque todavía no hay responsabilidades judiciales determinadas, la presión de ests investigaciones ha obligado a revisar procedimientos internos.

En conjunto, el sistema opera ahora con más gas y con renovables que empiezan a colaborar en la regulación de la red. Estos cambios han aumentado la estabilidad operativa, pero también los costes y la complejidad de gestión.

¿Un sistema mejor preparado?

Es evidente que los cambios se han producido, pero ¿estamos hoy más preparados para afrontar una crisis similar que hace un año? Según explica a Revista Haz el experto Rubén Linacero, docente del Curso de Energía Eólica de MINT –centro de formación especializado en industria inteligente y energías renovables– ,“no ha habido ningún cambio técnico que implique que estamos mejor preparados para afrontar una situación límite que pueda desembocar en un apagón como el del 28 de abril de 2025. Lo que sí podemos afirmar es que somos más precavidos a la hora de gestionar las tecnologías que producen electricidad y su respaldo, el plan B, por si fallan las que están en escena”.

Un ejemplo de ello es lo que sucedió el pasado 28 de enero, cuando fuertes ráfagas de viento obligaron a desconectar varios parques eólicos. A esta situación se sumó una pequeña nevada en los accesos a Madrid, que dificultó el equilibrio entre la demanda y la generación. En este caso, al estar preparados los servicios de respaldo, tanto los ciclos combinados de gas como los servicios de ajuste asociados a la gran industria fueron capaces de coordinar la respuesta energética y reducir el riesgo de un fallo eléctrico.

Pero ¿qué medidas concretas se han implementado en nuestra red para evitar que suceda un nuevo apagón? “La principal medida que se ha tomado es habilitar mayores servicios de respaldo que garanticen la estabilidad en el funcionamiento de la red eléctrica. No obstante, estos han supuesto un coste superior a 500 millones de euros en el último año, que se ha trasladado a los consumidores”, remarca el experto.

Este cambio, señala Linacero, “también se traduce en un incremento en las emisiones medias por kilovatio hora generado de electricidad. Hay que tener en cuenta que las tecnologías gestionables de respaldo, principalmente ciclos combinados alimentados con gas natural, están funcionando al ralentí para poder suministrar energía cuando se producen desequilibrios entre la producción y la demanda. Por lo tanto, somos menos verdes”.

Sin embargo, esta situación también abre, en su opinión, una oportunidad para desarrollar nuevas tecnologías de control de la frecuencia a través de fuentes renovables. Una posibilidad sería reservar una parte de su potencia nominal para ajustar la frecuencia cuando sea necesario. Otra, impulsar de forma definitiva el almacenamiento energético, ya sea mediante baterías o mediante instalaciones hidroeléctricas de bombeo. Estas soluciones permitirían almacenar la electricidad renovable excedente en momentos de máxima producción y utilizarla cuando no haya viento ni sol.

Incertidumbres y retos de futuro

En opinión de Linacero, hay dos factores clave que pueden tensionar el sistema eléctrico nacional en los próximos años. El primero es el incremento de vehículos eléctricos e híbridos enchufables, que provocará un aumento de la demanda de energía en zonas domésticas. “En muchos casos, estas redes no están dimensionadas para ese incremento, ni en términos de potencia demandada cuando se cargan los vehículos —generalmente a la vez y en horario nocturno— ni en términos de energía consumida”, explica.

Para el experto, esta situación hace más necesario que nunca reforzar la red eléctrica, desde los centros de transformación hasta la entrega de energía de última milla, en la zona donde trabaja el distribuidor eléctrico. “Esta debe ser una prioridad, incluso por encima de aumentar la producción de energía”, añade.

NOTICIAS RELACIONADAS
– Almacenamiento, el reto pendiente de la transición energética
– Cuando la electricidad limpia no encuentra por dónde pasar

El segundo gran hito es la incertidumbre sobre el futuro de la energía nuclear. “Actualmente, esta energía aporta en torno al 20% de electricidad que consumimos en nuestro país cada año. El escenario actual, en el que no se sabe si las plantas van a ampliar su vida útil o se verán obligadas al cierre —cuando han demostrado ser una tecnología segura y estable—, crea incertidumbre en un sector que no sabe muy bien cómo va a responder ante la caída de ese suministro eléctrico”, apunta Linacero.

El experto advierte, además, de que esta posición contrasta con la de otros países europeos que han vuelto a impulsar la tecnología nuclear. Es el caso de Francia, donde nunca se abandonó esta fuente de energía y donde hay más de 50 reactores nucleares en servicio.

Más allá del transporte eléctrico y la nuclear, otros factores también pueden tensionar el sistema. Uno de ellos es la electrificación de la industria, impulsada por la descarbonización del sector. Actividades intensivas en energía, como la química o la siderurgia, están sustituyendo progresivamente combustibles fósiles por electricidad. Este cambio incrementará la demanda en determinadas franjas horarias y zonas geográficas, lo que obligará a reforzar tanto la capacidad de generación como las redes de transporte y distribución.

A ello se suma el desarrollo del hidrógeno verde, una tecnología muy alineada con las tendencias actuales de descarbonización, pero cuya producción requiere grandes cantidades de electricidad renovable. La entrada masiva de electrolizadores podría generar tensiones adicionales si no se coordina adecuadamente con la disponibilidad de generación renovable y con la capacidad real de la red.

Otro desafío es la creciente digitalización del sistema eléctrico. Las redes son cada vez más automatizadas y dependen de sistemas de control avanzados. Esto permite una gestión más eficiente, pero también introduce nuevos riesgos asociados a fallos tecnológicos o a la ciberseguridad, que podrían comprometer la estabilidad del suministro si no se gestionan adecuadamente.

También preocupa el aumento de fenómenos meteorológicos extremos derivados del cambio climático, como olas de calor, sequías o temporales. Estos episodios pueden afectar tanto a la generación —especialmente hidráulica y renovable— como a las infraestructuras de red, incrementando la volatilidad del sistema.

Por último, la limitada capacidad de interconexión eléctrica con otros países europeos sigue siendo un desafío estructural. Esta limitación reduce la posibilidad de importar o exportar energía en situaciones de desequilibrio y dificulta una mayor integración de España en el mercado energético europeo.

Un año después del apagón, el sistema eléctrico español parece más vigilante y prudente, pero también más caro y complejo. La transición energética no dependerá únicamente de instalar más renovables, sino de reforzar las redes, desplegar almacenamiento, gestionar mejor la demanda y definir con claridad el papel de las tecnologías de respaldo. El reto ya no es solo producir electricidad limpia, sino garantizar que esa electricidad llegue de forma estable, asequible y segura en un sistema sometido a una presión creciente.