Lecciones del colapso del sistema eléctrico ibérico

En la jornada del 28 de abril de 2025 se ha vivido una imagen inédita: España ha colapsado por la caída de su sistema eléctrico. Las probabilidades de que este hecho ocurriese eran extremadamente bajas y, dejando aparte las especulaciones sobre sus causas, el episodio es de suma gravedad por la conmoción social que provoca y las pérdidas económicas a todos los niveles.

El mercado eléctrico en España

La electricidad se genera mediante recursos renovables —que son intermitentes y variables—, recursos fósiles —con plantas térmicas de diversos tipos— y energía nuclear. Un operador del sistema centraliza las ofertas de energía de los generadores (una cantidad a un precio para una hora concreta), creando una oferta agregada que casa con los requerimientos de demanda de las empresas distribuidoras. Estas, finalmente, comercializan la energía eléctrica directamente o la venden a empresas comercializadoras independientes (en muchos casos pequeñas empresas locales o regionales).

Estas casaciones de mercado tienen lugar con 24 horas de antelación (day-ahead market), dejando abierto un mercado diario (spot) para fluctuaciones puntuales que evitan cualquier caída del sistema (fall-out). Además, hay contratos a medio y largo plazo que los generadores se comprometen a cumplir, sirviendo la energía eléctrica comprometida en cada período. Todo ello genera una amalgama de precios mayoristas que el sistema debe administrar, al tiempo que REDEIA (la antigua Red Eléctrica de España) distribuye la energía generada.

La energía renovable tensa el sistema

Además de los precios mayoristas y las distintas tarifas de consumidores finales, el aumento de energía renovable está provocando, paradójicamente, una desestabilización del sistema. En efecto, la energía generada con recursos renovables representa, de media, más de la mitad de la generación total y es benigna en muchos aspectos: tiene un coste de instalación en caída libre, es respetuosa con el medio ambiente y casi ausente de mantenimiento.

Pero las plantas de generación con recursos fósiles son necesarias para cualquier eventualidad durante el día (bajo rendimiento de instalaciones fotovoltaicas, escaso viento, sequías) y en las horas de oscuridad (por la ausencia de fotovoltaica), y deben ser remuneradas en todo momento, lo que contribuye a elevar sustancialmente el precio de mercado, aunque las renovables lo disminuyan.

Además, el incremento de energía fotovoltaica y eólica vertida a la red puede provocar oscilaciones severas de energía en las redes actuales, que no están preparadas para transportar cantidades desmesuradas de energía de manera puntual (una de las causas que se barajan como causa del apagón), por lo que el sistema las elimina de la oferta.

Por otro lado, la red debe administrar flujos de energía en ambos sentidos debido a los vertidos excedentarios de los pequeños productores de renovables (hogares en su mayoría), lo que supone un esfuerzo extra de la red, a nivel físico, y de administración del sistema, a nivel burocrático, que afecta a su resiliencia.

Al mismo tiempo, en España sigue adelante el proceso de apagón de las plantas nucleares —lo que va a suponer un escalón negativo en la producción—, hecho que debería justificarse no solo a nivel técnico sino también social, ya que la Unión Europea ha declarado que la energía nuclear es energía limpia.

Una demanda dinámica y fluctuante

Todos estos argumentos plantean un interrogante: ¿puede el sistema de generación actual satisfacer las necesidades de una demanda cada vez más ávida y fluctuante? La respuesta inmediata es no. Porque no solo la demanda de electricidad es cada vez más dinámica y fluctuante —hecho que se acentúa con el aumento de servidores y centrales de datos que alimentan a la inteligencia artificial (IA)—, sino que la generación de electricidad también es más diversa en su composición y origen. Es decir, el coste de generación y transmisión de un kilovatio depende de si está generado totalmente con energía renovable y nuclear o en plantas térmicas, de a qué hora se ha generado, y de la distancia a recorrer por la red entre el origen y el destino final.

La unificación de sistemas de generación eléctrica y el trasvase de energía entre los sistemas nacionales es una tendencia en la UE, donde ya existen mercados unificados como Mibel (Mercado Ibérico Eléctrico, que engloba a España y Portugal) o el NordPool (países nórdicos), con permeabilidad a otras redes (intercambios de energía con mercados limítrofes). Incluso hay proyectos que sugieren llegar más lejos y centralizar el despacho de energía a nivel europeo.

Una ventaja notoria de un sistema de despacho de energía centralizado es la diversificación de la producción, al poder disponer de mayor flexibilidad, no solo a nivel de plantas de generación, sino también a nivel de los recursos utilizados. En este sentido, la racionalización del sistema se incrementa por la mayor eficiencia técnica y la posibilidad de ofrecer precios finales más cercanos al coste marginal de producción, disminuyendo el poder de mercado de las empresas generadoras.

Sin embargo, con este sistema aumenta también el riesgo de contagios ante cualquier shock negativo, como puede ser un ciberataque, un problema técnico severo o un desastre natural. Así, lo acontecido en la jornada del 28 de abril, es un claro ejemplo de esta tendencia: casi la totalidad de España y Portugal y algunas zonas del suroeste de Francia se vieron afectadas. La desconexión del subsistema ibérico evitó que hubiera caídas en el resto de Europa pero, a la vez, impidió trasvases de energía desde otras regiones europeas a la zona afectada.

Aunque el mercado Mibel y los trasvases de energía con la vecina Francia aseguran un despacho de electricidad más eficiente y seguro, si se produce una caída masiva del sistema las consecuencias son impredecibles.

El futuro: un sistema mixto

Lo expuesto anteriormente deja abiertos interrogantes sobre el futuro de la producción de energía eléctrica y cómo se debe distribuir y comercializar. El incremento de la generación de energía fuera del sistema centralizado —con unidades de generación y consumo a pequeña escala— parece una buena forma de gestionar la demanda, haciéndola menos vulnerable a un shock o apagón generalizado y trasladando al consumidor la gestión de los recursos, lo que, sin duda, aumenta la eficiencia.

Al mismo tiempo, debe existir un sistema centralizado para asegurar un suministro suficiente para determinadas actividades económicas con alta demanda de electricidad, asegurar el funcionamiento de redes como el ferrocarril y la telefonía, además de por motivos de precaución.

El incremento de la demanda y la mejora de las tecnologías de generación mediante renovables deben configurar un mercado eléctrico con menos poder de las empresas generadoras, una racionalización de las redes de distribución y un incremento de la versatilidad entre la energía producida de forma centralizada y los aportes al sistema de excedentes de producción de usuarios finales. Para ello es necesario mejorar tanto la red física como la arquitectura del sistema de despacho de la electricidad.

El apagón ha ocurrido y la realidad supera una vez más a la ficción. El desafío sobre la reforma del sistema eléctrico debe traspasar el debate político para convertirse en un plan de acción a corto plazo.