A las 12:33:16.442 del pasado lunes España se quedó a oscuras. Un 'cero energético', en la jerga del sector. En lo que dura un suspiro colapsó todo el sistema eléctrico de la Península Ibérica. Aún sin respuestas concluyentes, los técnicos de Red Eléctrica de España (REE), operador del sistema, reconstruyen segundo a segundo lo ocurrido en ese instante crítico. 

Aunque se ha descartado un ciberataque -pese a que el Gobierno mantiene abierta esa hipótesis- y tampoco se ha confirmado un incidente puntual como un incendio o la caída de una línea, crece el consenso en torno a un diagnóstico más estructural: la red no está preparada para sostener el ritmo de la transición energética. "España está siendo víctima de su propio éxito", afirma Michael Hogan, asesor del 'think tank' Regulatory Assistance Program (RAP). En apenas cinco años (2019-2024) la potencia solar instalada se ha multiplicado por siete, mientras que la eólica ha aumentado un 30%. 

Sin embargo, esta expansión acelerada ha superado con creces la capacidad de la red para absorber y distribuir esa energía. Según datos de Ecologistas en Acción, la potencia eólica operativa y con permisos ya supera en un 3% el objetivo fijado por el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). Y si se suman los proyectos en evaluación, el exceso alcanza el 27%. En el caso de la fotovoltaica, el desajuste es aún mayor: un 56% por encima del objetivo con permisos concedidos y un 85% si se añaden los que están en tramitación. No es un problema de generación. "Las renovables han demostrado ser tecnologías maduras y fiables", explica Mar Reguant, investigadora del Instituto de Análisis Económico (IAE-CSIC). El problema está en el eslabón intermedio: la red. "La mayoría de los grandes apagones se deben a fallos en la red de transporte, no en la generación, renovable o no", subraya Hogan. Ignacio Urbasos, analista del Real Instituto Elcano, lo resume con claridad: "La red es el gran cuello de botella de la transición energética". 

Durante la última década y media, las inversiones se han volcado en nuevas instalaciones de generación -paneles, turbinas, hidrógeno-, mientras que la infraestructura de transporte ha quedado rezagada. Esta descompensación ha provocado una doble disfunción: por un lado, proyectos renovables sin posibilidad de conexión; por otro, vertidos de gigavatios que la red no puede asumir, con el consiguiente riesgo de colapso, según la Agencia Internacional de la Energía (AIE).

El reto es compartido: Reino Unido, por ejemplo, está trabajando en una profunda modernización de su red eléctrica y calcula que necesitará cerca de 40.000 millones de euros en cinco años para acometerla. "España debe reforzar urgentemente su infraestructura de red y desarrollar capacidad de almacenamiento, como baterías, que permitan ofrecer respaldo en momentos de tensión", insiste Urbasos. Las redes, diseñadas en su día para un sistema centralizado y estable, no pueden gestionar con eficiencia un modelo descentralizado, variable y con una demanda creciente, alimentada por vehículos eléctricos, bombas de calor e industrias electrificadas. 

Según los plazos actuales, el nuevo sistema comenzará a operar en el primer semestre de 2026, pero los expertos advierten de que la ampliación total podría demorarse entre uno y dos años más. "España necesita seguir apostando por las renovables", aclara José Luis Domínguez, responsable del departamento de Sistemas Eléctricos de Potencia en el Instituto de Investigación en Energía de Catalunya (IREC). Instantes antes del apagón, muchas plantas solares y eólicas se desconectaron automáticamente del sistema eléctrico. No fue un error técnico, sino el cumplimiento estricto de lo que marca la normativa vigente: si detectan inestabilidad, deben apagarse por seguridad. 

A diferencia de otras fuentes como la nuclear o el gas, a las renovables no se les exige hoy que contribuyan activamente a estabilizar la red ni que permanezcan conectadas durante perturbaciones graves. Seguridad, almacenamiento... Según los Procedimientos de Operación de Red Eléctrica -como el P.O. 7.4, en vigor desde 2016-, muchas plantas fotovoltaicas están autorizadas a desconectarse por seguridad ante caídas bruscas de tensión o frecuencia. Es lo que ocurrió el 28 de abril: al detectar inestabilidad, las instalaciones cumplieron exactamente lo que se les exige. "No es un fallo técnico, sino el cumplimiento de la normativa actual, que no les pide más", explica Domínguez. La tecnología ya permite que estas plantas ayuden a mantener el equilibrio del sistema o incluso a reactivarlo tras un corte. La normativa no se ha actualizado al mismo ritmo que el despliegue renovable. 

La solución no pasa por frenar la transición energética, sino por adaptar el sistema que debe sostenerla. Los expertos ponen además el foco en otras dos prioridades: el almacenamiento y la electrificación. De los 22,5 gigavatios de almacenamiento previstos en el PNIEC (2023-2030), España solo cuenta hasta la fecha con 3,35, según el Informe del sistema eléctrico español 2024 de REE. El país necesita extender el almacenamiento para aprovechar ese excedente de las zonas valle de consumo y llevarlo a esas zonas pico en las que no hay energía solar o eólica, así como para dar estabilidad al sistema si, como recoge la hoja de ruta del Gobierno, se mantiene el plan de desmantelamiento nuclear que pactó con el sector en 2019. Por otro lado, la ratio de electrificación prevista en la hoja de ruta del ministerio, del 35% para el horizonte 2030, parece a priori algo más asumible. Se sitúa en el 23,3%, con datos correspondientes a 2023, según la tabla para el seguimiento de los objetivos del PNIEC.