El apagón sin precedentes que vivió el lunes España ha puesto el foco sobre varias cuestiones cruciales: cómo funciona realmente el sistema eléctrico español, cuáles son sus vulnerabilidades, qué implicaciones tiene que España sea una «isla energética» en caso de apagón y cómo un exceso de confianza en las renovables llevó al desastre.
El sistema eléctrico español, gestionado principalmente por Red Eléctrica de España (REE), es una compleja red interconectada que abastece a más de 47 millones de ciudadanos a lo largo de más de 44.000 kilómetros de líneas de alta tensión. Su potencia instalada –es decir, la capacidad máxima teórica de generación– supera actualmente los 130.000 megavatios (MW). Sin embargo, la demanda real nunca alcanza ese límite: en los picos de consumo más altos, como en olas de calor o frío extremos, se llega a cifras en torno a los 40.000 a 45.000 MW.
Esta enorme infraestructura energética está alimentada por una mezcla cada vez más diversificada de fuentes: energía eólica, solar, hidráulica, nuclear y ciclos combinados de gas natural. En 2024, más del 50% (56,8%) de la electricidad generada en España procedía de fuentes renovables, con la energía solar y eólica a la cabeza, seguidas de cerca por la nuclear.
La caída masiva del suministro renovable que estaría detrás del apagón del lunes pone en el foco del debate el exceso de confianza en las renovables como fuente infalible de suministro eléctrico. La propia Redeia (matriz de Red Eléctrica de España) reconoció en su informe anual de 2024 el riesgo de «desconexiones» en el sistema por la elevada penetración de renovables sin las capacidades técnicas necesarias.
El Gobierno español ha fijado como objetivo que, para el año 2030, el 81% de la energía eléctrica generada en España sea de origen renovable, a la vez que se ejecuta el cierre de las nucleares de forma escalonada entre 2027 y 2035. Que el cierre de las nucleares sea inamovible mientras que el desarrollo de las energías renovables está abierto supone un gran riesgo. Si las redes eléctricas y el almacenamiento no crecen lo suficiente para hacer frente al crecimiento de las renovables, garantizar el suministro energético sería un tarea más ardua, con mayores riesgos de apagón.
Los gestores de redes de transporte de electricidad europeos (Entso-e), que incluyen los propios criterios de Red Eléctrica, aseguran en su informe de 2024 que el riesgo de apagones en España se va elevar significativamente en 2028, coincidiendo con el cierre de los dos reactores de la central nuclear de Almaraz, los primeros en apagarse a finales de 2027 y 2028.
Héctor Dominguis, consejero delegado de GD Energy Services (GDES) y expresidente de la Sociedad Nuclear Española, explicó ayer que si tres de los siete reactores nucleares españoles que estaban el lunes sin actividad sí que hubiesen estado operativos la red hubiese sido más sólida. Así, para muchos expertos, el suceso histórico de ayer deja patente que el sistema eléctrico español no puede prescindir de la energía nuclear para garantizar el suministro.
Otro factor determinante en el apagón y en posibles futuros apagones es el aislamiento energético de España. Aunque geográficamente no lo sea, energéticamente España se comporta como una isla por su limitada capacidad de interconexión con el resto del continente. Esta condición implica tanto riesgos como oportunidades. Por un lado, limita el acceso a mercados eléctricos más baratos o a energía de respaldo en momentos de escasez. Por otro, ha incentivado una fuerte apuesta por las energías renovables y una autosuficiencia cada vez mayor, que se traduce en menor dependencia de combustibles fósiles importados.
La Unión Europea aboga por el desarrollo de un mercado interior de la energía suficientemente interconectado para que la energía pueda circular libremente entre todos los Estados miembros en un sistema más robusto, eficiente y descarbonizado. En este sentido, el Consejo Europeo estableció como objetivo a los países miembros, incluido España, alcanzar un nivel de interconexión de al menos el 10% en 2025 y del 15% en 2030, con el resto de la UE.
Actualmente, sus principales conexiones transfronterizas son con Francia, Portugal, Marruecos y, de forma más simbólica que operativa, con Andorra. La interconexión con Francia –la más estratégica– se realiza principalmente a través de dos líneas en los Pirineos: una en el País Vasco y otra en Cataluña, con una capacidad conjunta cercana a los 2.800 MW. En comparación con su capacidad de generación, la ratio de interconexión de la Península Ibérica con el resto de Europa continental representa poco más del 2%, cuando la Comisión Europea recomienda que al menos el 10% de la electricidad pueda importarse o exportarse en situaciones de necesidad.
Con Portugal, la integración es más fluida gracias a la Red Ibérica, pero esto no ayuda a la conexión con el corazón de Europa. Y aunque Marruecos permite cierta exportación, su sistema eléctrico es mucho más pequeño y no puede actuar como respaldo real.
Una de las grandes esperanzas del sistema eléctrico español para salir de su histórica condición de «isla energética» es la futura interconexión submarina con Francia a través del Golfo de Vizcaya. Se trata del primer proyecto de estas características entre ambos países y promete incrementar la capacidad de intercambio eléctrico desde los actuales 2.800 MW hasta 5.000 MW –un aumento de casi el 80%–.
El proyecto, bautizado como Inelfe (Interconexión Eléctrica Francia–España), es una empresa conjunta entre Redeia y su homóloga francesa RTE. La nueva conexión consistirá en una línea submarina de alta tensión en corriente continua (HVDC), de aproximadamente 400 km de longitud. Sin embargo, no estará operativa antes de 2028, incluso en el mejor de los escenarios. Quedan, por tanto, al menos tres años críticos en los que España seguirá dependiendo de un sistema vulnerable ante desastres climáticos, fallos técnicos o desequilibrios de oferta y demanda.
