El apagón lo ha cambiado casi todo en el sistema eléctrico español. Diez meses después, ni el 'mix energético' es el mismo, ni el modo de gestión de la red, ni la regulación de la misma. Tampoco la lista de perjudicados y beneficiados por el nuevo ‘mapa’ y sistema operativo de la red. Casi un año después, la lista definitiva de responsables continúa sumida en un cruce de acusaciones e informes entre Red Eléctrica (REE) y las compañías energéticas. Lo mismo ocurre con las evaluaciones de costes añadidos, de perjuicios económicos y de exigencia de indemnizaciones que parecen abocados a largos procesos judiciales.

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Desde el pasado 28 de abril, la red eléctrica opera en el llamado ‘modo reforzado’. O lo que es lo mismo, dotando a las energías convencionales (fósiles) de un mayor peso del que tenían antes del ‘cero energético’. Este cambio intenta fortalecer el sistema ante posibles alteraciones bruscas de tensión, cuya absorción es más sólida en sistemas como los ciclos combinados de gas o las centrales nucleares.

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Una medida que está relegando a las renovables, pese a que siguen suponiendo la mayoría del mix de generación de energía en nuestro país. Sin embargo, los balances de cierre de 2025 ya han registrado el impacto en generación y costes que, para algunas fuentes de energía, está teniendo la decisión de Red Eléctrica de operar los últimos diez meses la red en ‘modo reforzado’.

Sector eólico: ingresos un 15% menores por el cambio de modelo

El sector eólico es el primero en cuantificarlo: un 15% menos de ingresos por culpa del apagón y el cambio de modelo de generación que ha precipitado. El director general de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), Juan Virgilio Márquez, denuncia que han sido “penalizados” pese a que la energía eólica no tuvo responsabilidad alguna en el incidente.

La energía eólica venía cerrando los últimos ejercicios con cifras récord. Encabeza con cierta distancia el ranking energético español, pero el año pasado su ascenso meteórico se frenó. En un contexto en el que la demanda de energía en España aumentó un 2,6%, el peso de la eólica se redujo: en 2025 alcanzó el 22% del 'mix' -la composición de fuentes energética empleada-, mientras que un año antes llegó al 23,2%.

Márquez denuncia que el sector se ha visto perjudicado en costes y en decisiones de inversión futuras por un daño ocasionado a un sector que no “genera inestabilidad”. Por esa razón, reclama que Red Eléctrica ponga fin al modo reforzado cuanto antes. Una petición a la que se ha sumado esta semana José Donoso, director general de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), durante su comparecencia en la comisión del Senado sobre el apagón. El sector recuerda, además, que esta situación ha supuesto un sobrecoste en la generación de 550 millones de euros.

El resurgir del gas y los beneficios de Natugy

En este contexto, la apuesta por el gas se ha convertido para el gestor de la red en un refuerzo de seguridad. Los ciclos combinados han ganado mucho protagonismo: si en 2024 representaron el 13,4% de la generación total, en 2025 el ‘modo reforzado’ los disparó hasta el 17%. Más aún, si se tiene en cuenta el gas empleado específicamente para la generación eléctrica, el incremento fue del 33% respecto a 2024.

Los meses de mayo y junio fueron los de mayor demanda disparada de gas. Sólo en esos dos meses, la demanda para generación eléctrica aumentó hasta un 50%. Este escenario ha beneficiado a compañías como Naturgy, que cuenta con una red de 17 centrales de ciclo combinado, cerrando el año con un beneficio de 2.023 millones de euros, frente a los 1.901 millones de 2024.

Por su parte, Enagás, Gestor Técnico del Sistema Gasista, cerró el 2025 superando sus previsiones con un beneficio de 266,3 millones de euros. España se ha consolidado como un 'hub gasista' para Europa, aumentando las importaciones de GNL procedente de Estados Unidos en un 9% y elevando las exportaciones un 17,3%.

Procedimiento 7.4: ¿La solución de para eliminar el ‘modo reforzado’?

Por ahora, Red Eléctrica no parece plantearse revertir el ‘modo reforzado’. La presidenta Beatriz Corredor ha dejado claro que, hasta que no se logre habilitar un refuerzo de control dinámico de la tensión de la red en tiempo real, no se podrá rebajar.

La aprobación en noviembre del denominado Procedimiento de Operación 7.4 (P.O. 7.4) permitirá finalmente a las renovables participar de este control de tensión, hasta ahora reservado a las convencionales. Al cierre de 2025, ya había 24 instalaciones (eólicas y fotovoltaicas) habilitadas. No obstante, la lista de espera es larga: existen 168 solicitudes, de las cuales 125 son instalaciones renovables no gestionables que buscan adaptarse técnicamente para ayudar a estabilizar la red y poner fin, por fin, a la era del gas obligatorio.