Y sucedió lo inesperado
El 24 de abril publicaba un segundo artículo en esta Sección de Políticas de la Tierra sobre las posibilidades de una España energéticamente autosuficiente. Lo hacía refiriéndome, en primer lugar, a que, este año 2025, el Día de la Tierra de Naciones Unidas se centraba en las energías renovables y en la necesidad de aumentar significativamente la generación de electricidad limpia para 2030, promoviendo que más que se triplique mundialmente la existente en la actualidad, si se quería viabilizar el objetivo de limitar el calentamiento global a cifras no absolutamente catastróficas para la Humanidad.
El último Informe de EMBER[1] con los datos de generación eléctrica mundial, europea y española en el período 2000-2024 permite apreciar las sensibles diferencias en el mix eléctrico registrados en el periodo, donde España se significaba por el fuerte incremento relativo del peso de las renovables (eólica, fotovoltaica, bioenergética, hidroeléctrica y otras) frente a la nuclear –relativamente estabilizada en el período- y la práctica desaparición del carbón junto a una caída significativa del petróleo y gas frente al máximo alcanzado en 2009.
En los dos artículos anteriores se valoraba la capacidad de potenciar, en este país, un autoconsumo energético basado en la generación de energía eléctrica renovable –fundamentalmente fotovoltaica- que, junto a la potenciación del almacenamiento y el apoyo a la creación de comunidades de energía renovable, podía y debía ser parte fundamental de la transformación energética que permita la electrificación y descarbonización de España en una Europa crecientemente electrificada.
Se destacaba que este proceso de descentralización y autogestión que implica el autoconsumo iba a permitir avanzar en la democratización (auto-dependencia) de la energía, en la seguridad energética individual –para familias y empresas- y del país, y en el logro de ventajas comparativas respecto al resto de los países de la UE y del mundo, desde la perspectiva de un precio más reducido de la energía.
El siguiente artículo, estaba pensado para mostrar cómo el PNIEC 2023-2030, en vigor, permitiría lograr avances significativos en este objetivo, valorando aspectos que habría que mejorar en su siguiente adaptación/actualización exigida por la UE.
Y en esto llegó el apagón del 28 de abril, que obliga a revisar qué ha pasado y cuales han podido ser las razones del mismo. Y a reflexionar sobre nuevas urgencias y nuevos cambios potenciales que no abandonen lo fundamental: aprovechar las ventajas comparativas que España presenta en las renovables y el imprescindible camino hacia la mayor autosuficiencia energética posible de este país, en un marco en el que “lo inesperado” –lo que en el argot se denomina “cisnes negros”- empiezan a ser “ilógicamente” parte de la cotidianidad.
Mi primera reacción fue suponer que tal vez no tan “ilógicamente” en el marco de la actual inestabilidad y ámbitos de confrontación y fricciones políticas internas y externas de este país, con aquellos con capacidad de intervenir o condicionar ese avance hacia la autosuficiencia.
El artículo previsto antes del 28 de abril ha necesitado de una fuerte revisión, siendo preciso intentar una aproximación a lo sucedido, por desgracia incompleta hasta la actualidad -a falta de informes técnicos oficiales y solventes de lo sucedido- que, sin embargo, no es de esperar que modifiquen –o no deberían modificar- aspectos fundamentales respecto a lo que siguen siendo cambios fundamentales recomendables para la actualización del PNIEC 2023-2030.
Una aproximación al conocimiento actual de las causas del apagón.
Los informes hasta ahora disponibles nos permiten saber que se produjo una caída de frecuencia en la red, con la posterior desconexión de varias centrales en el sur y suroeste del país; y que la normal reacción de REE para limitar el fallo a los ámbitos involucrados no se llegó o pudo realizarse. Y ello, en un marco en el que Entso-E[2] ha descrito y señalado que la propia red europea sufrió oscilaciones importantes casi media hora antes del apagón, y que la caída de generación correspondió a 2,2 gigavatios de potencia en tres provincias españolas cuya secuencia se ha recogido en el pie de página anterior. Pero falta por precisar qué provocó la caída de frecuencia, la posterior desconexión en cascada de varias centrales en el sur de la Península y la incapacidad de controlar territorialmente el fallo.
La caída de frecuencia tras la desconexión de 2,2 GW de potencia podría haberse debido a la descompensación entre la generación síncrona de las fuentes generadoras tradicionales (hidroeléctricas, térmicas, nucleares, etc.) y la asíncrona de la fotovoltaica y eólica que no dan firmeza al sistema. En ese sentido, ya desde 2023 se había avanzado por REE (incluida una comunicación oficial de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia -CNMC) cómo la caída de la demanda eléctrica y el incremento de la generación distribuida, sin el paralelo aumento de las redes que permitieran su evacuación, estaban aumentando el riesgo de un desacoplamiento del sistema que llevara a una desconexión automática de instalaciones, de consumo o de generación de determinadas tecnologías o centrales de la red, para no colapsar ante el exceso de tensión. También podría pensarse, por ahora, aunque sea muy poco probable, que la desconexión hubiera sido voluntaria, ante la evolución de los precios de la energía, o por fallo técnico o de otro tipo. Y se desconocen, o no se han hecho públicas todavía, las razones por las que no actuó la selectividad de protecciones, para aislar zonas concretas, como Francia se aisló de España.
Saber qué provocó el mayor apagón de la historia de España y uno de los más significativos de la UE desde hace más de 22 años, cuando la caída de un árbol dejó sin luz a más de 50 millones de habitantes en Italia y Suiza, es una labor urgente para España y para la UE. Como también lo es poner en marcha las medidas que eviten que el suceso se vuelva a producir en una red eléctrica europea integrada, en la que España y Portugal sufren un grave aislamiento por la oposición de Francia al incremento de las interconexiones, pero que es imprescindible que pueda proporcionar garantías de que la probabilidad de la situación “cero energía” sea mínima. Lo que, como es sabido desde hace tiempo, exige mejoras en la coordinación transfronteriza, en la operación del sistema y en la integración del mercado.
Es evidente que hay que esperar a los informes técnicos solventes que, partiendo de toda la información exigible puedan explicar lo sucedido y sirvan de base a las propuestas de soluciones previsoras de posibles nuevos fallos. Lo que de partida es evidente es que no existe una relación causal entre una elevada cuota de renovables y los apagones, ya que la aportación de las renovables al mix eléctrico ha sido superior en muchos otros momentos sin problemas. Y Dinamarca, por ejemplo, supera la cuota española de renovables en el mix, al igual que, más o menos sucede con Alemania, sin presentar problemas de sincronización; aunque el hecho diferencial fundamental es su mayor conexión con el resto de la red eléctrica europea.
De las causas a las consecuencias
El sistema energético, como el resto de infraestructuras que soportan los servicios a la sociedad empezaron a ser, desde la década de los ochenta del siglo pasado, un elemento significativo de intervención por parte de las sociedades de gestión de activos, si bien el verdadero salto cuantitativo en su relevancia se produce tras la crisis financiero-especulativa de 2008, cuando las restricciones derivadas para la inversión pública se ven compensadas por la intervención privada en un marco en el que, simultáneamente, la caída de los tipos de interés de los bancos centrales hasta casi cero, llevaron a los inversores institucionales (seguros, planes de pensiones, etc.) a buscar fórmulas alternativas para obtener remuneración adecuadas, sostenibles en el tiempo y fiables, a sus altos niveles de liquidez.
La creciente preocupación medioambiental y su incidencia en las políticas públicas ayudaron a poner el foco de estas sociedades de gestión de activos en el agua, la economía/infraestructuras circulares o la energía renovable, entre otras. Pero las sociedades de gestión de activos, para intervenir en el campo de la inversión en infraestructuras, exigen regulaciones y condiciones de concursos públicos que minimicen su riesgo de inversión y garanticen su rentabilidad por la doble vía del cobro por los servicios de la infraestructura y de revalorización de los activos que estas significan.
En el caso de las energías renovables solar y eólica hay que destacar el particular atractivo que presentan para las sociedades gestoras de activos, ya que implican reducidas inversiones y, sobre todo, reducidos gastos de mantenimiento y personal operativo (normalmente subcontratado a un contratista local), con remuneraciones a la inversión y potencial de revalorización, en un marco de supuesto crecimiento de la demanda eléctrica, que se estiman significativos. Adicionalmente, desde el punto de vista de las obligaciones empresariales de sostenibilidad, son un elemento claramente beneficioso con positiva influencia (inversión verde) para acceder a recursos financieros.
El problema principal de las sociedades de gestión de activos es que su dinámica es fundamentalmente especulativa. Su actuación suele estar acotada a un máximo de seis u ocho años, con inversiones fuertemente apalancadas que les aseguren rentabilidades de dos dígitos por la revalorización en el plazo previsto. Su gestión se centra en asegurar que esta revalorización, a sumar a los ingresos por la prestación de servicios corrientes, se produce.
Naturalmente, cuando aparecen problemas o dudas sobre el potencial de revalorización o sobre los ingresos por los servicios, el atractivo de las energías renovables se reduce muy considerablemente. Y esto es lo que ha acontecido con el apagón del 28 de abril y con el inesperado estancamiento de la demanda eléctrica en España en los dos últimos años, frente a la fuerte presión de la oferta potencial de energías fotovoltaicas por obtener derechos de conexión a una red eléctrica restringida en su capacidad de expansión y gestión de nuevas conexiones.
El resultado es que se ha producido rápidamente un fuerte incremento en las dificultades para captar financiación e inversión para proyectos renovables, a la vez que se ha registrado una caída en la valoración de los activos ya existentes, que está complicando la obtención de plusvalías especulativas en la venta de infraestructuras solares para las sociedades de gestión de activos, las empresas o los bancos de inversión posicionados en las mismas.
Aunque también parece evidente que la alta penetración renovable sin las medidas complementarias para incrementar la firmeza del sistema, en el señalado marco de escasa interconexión con Francia, ha llevado a que REE esté utilizando los ciclos combinados, y por lo tanto la generación con gas, en proporciones inusualmente elevadas en primavera para aportar firmeza y flexibilidad al sistema eléctrico.
Como apreciamos, la variación más significativa está en la participación de la nuclear entre el lunes previo al apagón (21/04/2025) y el último dato de REE (lunes 19/05/2025), que pasa de representar el 9% al 16% de la demanda de distribución total, mientras que disminuye la participación de la hidráulica (del 26% al 20%), se mantiene el ciclo combinado (del 16% al 15%) y se incrementa la eólica más fotovoltaica (del 44% al 49%), aunque con una reducción muy significativa respecto al mismo mes de 2024 (descenso de la eólica en un 25,4% y de la fotovoltaica en un 10,7%), suplidas en esta variación por el incremento de la hidráulica (+41,1%) y del ciclo combinado (+58,5%), ambas síncronas y garantistas de la firmeza del mix.
Evidentemente este cambio en la generación tiene repercusiones en el precio de la electricidad para los que no tienen contrato de precio fijo, al sustituir la eólica y la fotovoltaica por ciclo combinado y nuclear, si bien los precios mayoristas del mercado diario eléctrico siguen siendo bajos. Así, el precio medio del 20/05/2025 se situaba en 49,39 €/MWh frente a los 100,45 €/MWh del martes 22 de abril, con una senda, desde entonces descendente, hasta llegar a un precio nulo varios días, con un repunte al martes 13 de mayo en que llegó a los 87,14 €/MWh, volviendo a descender hasta los 49,39 €/MWh del día de hoy.
En todo caso, las limitaciones de las energías renovables, como energías asíncronas, está llevando a la reducción de su participación en el mix eléctrico y a la generación de nuevos problemas para las empresas especializadas en el sector[3]. Y la dependencia de la producción hidroeléctrica de la disponibilidad de agua en un país en que el estrés hídrico es muy elevado y su gestión privada centrada en el beneficio por encima de sus indudables ventajas comparativas para generar electricidad a coste óptimo, no ayudan a aprovechar sus óptimas condiciones para el sistema.
Enseñanzas.
Los cada vez más frecuentes “cisnes negros” nos muestran que la estabilidad y seguridad absoluta son inalcanzables en la actualidad. Los shocks socioeconómicos externos, el calentamiento global y sus efectos, la revolución científico-técnica y los procesos de transición ecológica, digital, energética, sociodemográfica y política a los que se enfrenta la sociedad actual hacen impensables garantías de funcionamiento ni siquiera en el corto plazo. Y mucho menos en un sistema energético con intereses y políticas globales marcadas por grandes intereses económicos y geoestratégicos en los que los lobbies y su influencia sobre las grandes potencias condicionan la dinámica del conjunto del mundo, de la UE y, por supuesto, de España.
Como antes señalábamos, los retos para la UE y España están, en primer lugar, en mejorar la coordinación transfronteriza, doblegando la oposición de Francia a una mayor conectividad eléctrica y exigiendo que se cumpla el 10%, que ya se debería haber producido, y llegando al previsto 15% para 2030. En segundo lugar, ante la transición energética correctamente asumida en el PNIEC y en la propia UE, es preciso adecuar la operación del sistema por REE que garantice la estabilidad y firmeza del sistema. Garantizando, igualmente, con las inversiones y cambios regulatorios precisos, las necesidades de intervención, ya previstas en el PNIEC 2023-2030, al menos para lograr los objetivos, alcanzables, en almacenamiento, comunidades energéticas renovables e híbridas, o para garantizar la capacidad de funcionar “en isla” por parte de los autoconsumidores, individualmente o en colectivos integrados; y todo ello, con la imprescindible urgente mejora de la capacidad y adecuación de las redes eléctricas necesarias para el horizonte del 2030, garantizando que todo el proceso no incide en un incremento del precio de la electricidad que arruine las ventajas comparativas que posee España respecto al resto de la UE.
De este conjunto de actuaciones, el apagón exige que se prioricen las inversiones en almacenamiento, en línea con lo señalado en el artículo anterior[4], dentro del cual destacaría, con una posición óptima, por su firmeza, sincronía y relativa seguridad e inmediatez en el suministro, el apoyo a las centrales de bombeo hidroeléctricas, si bien es discutible que su funcionamiento quede solo al albur de la optimización de beneficios por parte de las empresas a las que pertenecen. En todo caso, para la producción hidroeléctrica sería preciso una regulación estricta que conjugue las inversiones precisas con la función e interés público de un uso del agua, que es dominio público y del que España presenta tensiones para satisfacer su demanda, junto a sus condiciones óptimas para servir de respaldo a las energías eólicas y fotovoltaicas, y que no solo funcionen para optimizar los beneficios derivados de su funcionamiento o de la diferencia entre precio de bombeo y el precio de volcado a la red para las centrales de bombeo.
En el próximo artículo consideraremos el grado de cumplimiento de los objetivos del PNIEC 2023-2030 atendiendo a los datos disponibles para 2024 y a las nuevas medidas en estudio tras el apagón, así como posibles recomendaciones para la revisión del PNIEC para su próximo ciclo de planificación, con especial referencia a las controversias surgidas sobre el papel de las energías nucleares y el cierre previsto de las existentes en España, cuyas propietarias, y los fuertes lobbies de apoyo a las nucleares, están presionando al Gobierno para la concesión de nuevas subvenciones a su mantenimiento, que empresas y lobbies visten como rebajas de sus impuestos.
No obstante, es evidente que el apagón implica nuevas exigencias de inversión y apoyo al sistema eléctrico y que se precisa una evaluación urgente de cuales deben ser las prioridades de intervención y si han de modificarse las previstas en el PNIEC 2023-2030.
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[1] https://ember-energy.org/data/yearly-electricity-data/
[2] Durante la media hora previa al incidente, se observaron dos periodos de oscilaciones (oscilaciones de potencia y frecuencia) en la zona síncrona de Europa continental, entre las 12:03 y las 12:07 CET y entre las 12:19 y las 12:21 CET, respectivamente. Los GRT de España (Red Eléctrica) y Francia (RTE) tomaron medidas para mitigar estas oscilaciones. En el momento del incidente, no se registraron oscilaciones y las variables del sistema eléctrico se encontraban dentro del rango de operación normal. Antes del incidente, los programas de intercambio internacional de España eran de 1.000 MW a Francia, 2.000 MW a Portugal y 800 MW a Marruecos, todos en sentido exportador. Los datos hasta el momento han arrojado la siguiente secuencia de eventos durante el incidente: A partir de las 12:32:57 CET y en los 20 segundos siguientes, se registraron presuntamente una serie de cortes de suministro en el sur de España, con una potencia estimada inicialmente de 2200 MW. No se observaron cortes en Portugal ni Francia. Como consecuencia de estos eventos, la frecuencia disminuyó y se observó un aumento de la tensión en España y Portugal. Entre las 12:33:18 y las 12:33:21 CET, la frecuencia del sistema eléctrico de la Península Ibérica continuó descendiendo hasta alcanzar los 48,0 Hz. Se activaron los planes de defensa contra el deslastre automático de carga de España y Portugal. A las 12:33:21 CET, las líneas aéreas de corriente alternan entre Francia y España fueron desconectadas por los dispositivos de protección contra la pérdida de sincronismo. A las 12:33:24 CET, el sistema eléctrico ibérico colapsó por completo y las líneas HVDC entre Francia y España dejaron de transmitir energía. https://www.entsoe.eu/news/2025/05/09/entso-e-expert-panel-initiates-the-investigation-into-the-causes-of-iberian-blackout/
[3] En general, empresas como Acciona energía o Solaria, entre otras, están registrando fuertes caídas en su cotización (superiores al 60%) en lo que va de año, en parte como consecuencia de la caída de los precios medios de la electricidad y del aumento del tiempo en que los precios de vertido son nulos (curtailments).
[4] Como señalábamos en el artículo anterior, se supone que la puesta en marcha del mercado de capacidad, que habría que agilizar, con sus previsiones de establecer una forma competitiva de remuneración del almacenamiento, va a implicar, sin duda una potenciación del mismo, con un papel creciente para la hibridación en el conjunto del sistema.
