El mayor temor es que vuelva a ocurrir, que el sistema no aguante. Caer en la oscuridad obligó a reaccionar, a buscar por todos los medios blindarse ante otro posible apagón. Los nueve meses que han transcurrido desde el histórico 28 de abril en el que España se quedó sin luz han hecho que el modelo energético de nuestro país cambie como nunca antes lo había hecho. Al ‘cero energético’ le han seguido en este tiempo nuevos sustos, medidas de urgencia, cambios normativos y programas de respaldo.

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En abril fue el apagón, en septiembre las oscilaciones bruscas de tensión que amenazaron con volver a colapsar la red y esta semana ha sido el temporal de frío y nieve que ha obligado a activar el ‘botón de parada’ de la industria para no colapsar. Tres eventos excepcionales que dan muestra del estado de inestabilidad en el que se encuentra un sistema con síntomas de fatiga e insuficiencia, con cada vez más dificultad para satisfacer la demanda y que acelera las reformas normativas para protegerse.

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El SRAD: ¿Qué es el "botón del pánico" de la industria?

La activación del Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) sólo había ocurrido en cuatro ocasiones anteriores desde 2023. El miércoles se pulsó dos veces, a las 8:01 horas y a las 8:16 horas, y permaneció activo durante dos horas. El sistema se había vuelto a demostrar incapaz de solventar de modo ordinario la incidencia propia de una tormenta de invierno: los fuertes vientos que obligan a detener los aerogeneradores y con ello la generación de energía eólica. Esta vez el refuerzo de los ciclos combinados de gas no era suficiente para compensarla y se tuvo que recurrir a una herramienta excepcional como el SRAD.

Creado en 2022, funciona desde 2023 y permite a Red Eléctrica ordenar a un grupo de industrias de sectores con altos consumos de energía parar. Apretar el ‘botón del pánico’ que representa el SRAD supone dar un plazo de 12,5 minutos a las industrias que voluntariamente están adscritas a este sistema para dejar de consumir y liberar así para el resto de la red su energía: en total, 1.716 MWh.

El mecanismo no es nuevo, pero sí se ha reforzado tras el apagón. Las empresas que acceden a prestar este servicio perciben una remuneración por ello. La subasta llevada a cabo en noviembre, en la que se establecía el modelo de SRAD para este año, se ha reforzado. De los 1.148 MW ha pasado a 1.725 MW tras el apagón y de una compensación de 56,4 euros por MW a 65 euros por MW para quienes formen parte de este mecanismo de refuerzo. También la factura que Red Eléctrica asume por este concepto se ha disparado tras el apagón, de 310 millones en 2025 a casi 500 este año. El coste se repercutirá en las facturas de los consumidores en concepto de “ajustes del sistema”.

¿Por qué se refuerza el sistema eléctrico español?

No es el único refuerzo ‘antiapagones’ que se ha adoptado en estos nueve meses de sustos y cambios. Desde el 28 de abril, el operador del sistema ha priorizado la seguridad frente a la eficiencia económica. Así, las dudas de que el excesivo peso de las energías renovables pudiera limitar la capacidad de absorción de nuevos episodios de oscilaciones ha llevado a Red Eléctrica a operar en el llamado 'modo reforzado'. Esta fórmula conlleva reforzar el peso de las energías convencionales, en particular de los ciclos combinados e hidráulica, que aportan mayor estabilidad y capacidad de reducción de oscilaciones de tensión que fuentes como la eólica o la fotovoltaica.

Apostar por el gas en mayor medida también ha supuesto elevar la factura. Sólo entre mayo y octubre del año pasado, Red Eléctrica reconoció que optar por el ‘modo reforzado’ para operar el sistema había supuesto un sobrecoste de 422 millones. La medida supone un desembolso mensual de 70 millones de euros que también se financian en la factura de los consumidores.

En septiembre los problemas en la red eléctrica con nuevos episodios de sobretensión dispararon el temor. La operadora reclamó a la CNMC autorizar cambios normativos que afectaban al papel de las energías renovables, a las condiciones de las plantas para poder desconectarse o refuerzos en la red de control dinámico, en tiempo real, de la red eléctrica.

Más centrales vigilando la tensión en tiempo real

Las medidas y los cambios en el servicio de ajustes para aportar robustez al sistema debían ser provisionales, de octubre a enero de este año, pero finalmente Red Eléctrica solicitó extenderlas durante un año más. La CNMC las ha autorizado hasta enero del próximo año.

Red Eléctrica también ha instado a que sean más los agentes que estén pendientes del comportamiento de la red. Una suerte de ‘ejército’ de plantas dispuestas a aportar o amortiguar tensión en tiempo real en caso de que sea necesario. Por el momento, según los últimos datos de Red Eléctrica, el proceso de habilitación para formar parte del Servicio de Control Dinámico de Tensión ha contado con 168 solicitudes. De ellas, 24 plantas ya han completado el proceso de habilitación para controlar en tiempo real la red.

La red eléctrica española soporta cada vez más un incremento de demanda que es incapaz de satisfacer. El colapso de muchos nodos de conexión alcanza el 90% y la posibilidad de que nuevas industrias y demandas de conexión y consumo de energía puedan satisfacerse se complica. Una carencia que fuerza a modernizar y ampliar la capacidad de la red eléctrica y a invertir en ella, según viene reclamando el sector.

Invertir en la red española ¿es rentable?

En estos meses el pulso por la llamada tasa de retribución financiera con la que se intenta captar inversiones ha sido foco de enfrentamiento. La CNMC ha impuesto su modelo que apuesta por el 6,48%. El sector venía reclamando una tasa de al menos un 7,5% para poder competir con otros países en la captación de inversores dispuestos a apostar por España.

Los grandes fondos de inversión como BlackRock o CVC, presentes en las energéticas españolas, presionarán para que el capital se destine a redes donde el retorno sea mayor, lo que podría ralentizar las obras en España. En nuestro país la demanda de energía, y con ella la necesidad de reformzar la red eléctrica, se disparará en un corto plazo no sólo por la necesidad de nuevos proyectos de renovables, sino también para dar suministro a sectores en alza como los centros de datos.

En este contexto, el cambio de modelo energético previsto por el Gobierno también se ha reconsiderado tras el apagón. Si hasta entonces la decisión de cerrar las centrales nucleares parecía firme, tras el 28 de abril la situación ha cambiado. La energía nuclear representa actualmente el 19% del 'mix energético' en España.

La energía nuclear: Almaraz y el cambio de postura del Gobierno.

La central de Almaraz es la primera que debería cerrar -en noviembre de 2027 el primero de sus reactores- según el cronograma acordado en 2019 para el final de los siete reactores españoles. Sin embargo, la disposición de sus propietarias (Iberdrola, Endesa y Naturgy) a mantener su actividad al menos hasta 2030 ha hecho al Ejecutivo reconsiderar su posición.

El Gobierno de Pedro Sánchez insistió en que la continuidad de las nucleares no podría costar más dinero a los contribuyentes. Así, las energéticas han retirado de su petición la necesidad de reducir la carga tributaria en el sector nuclear y están dispuestas a mantener el modelo actual.

El caso está ahora en manos del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), quien emitirá un informe preceptivo sobre la situación de la central para continuar con su actividad hasta 2030. Está previsto que se dé a conocer el próximo verano. Si el informe fuera negativo por motivos de seguridad, la central tendría que cerrar obligatoriamente. Si, como se espera, es positivo, establecerá las condiciones técnicas para seguir operando. Hasta febrero de este año, las eléctricas tienen de plazo para entregar toda la documentación requerida por el CSN.

Después, será el Gobierno quien tendrá la última palabra para decidir si autoriza la prórroga o la rechaza.