Red Eléctrica Española (REE) mantiene encendidos cada día entre 20 y 30 ciclos combinados para estabilizar la tensión en la red, seis meses después del gran apagón que dejó al país en vilo. La situación no es solo técnica: también tiene un fuerte componente geográfico, según fuentes de la propia compañía.
Medio año después del apagón, España sigue atrapada entre dos Españas eléctricas
El 28 de abril de 2025, España vivió su apagón más serio: el “cero eléctrico”. Desde entonces, Red Eléctrica Española (REE) mantiene una operación reforzada, encendiendo cada día entre 20 y 30 ciclos combinados de gas para estabilizar la tensión en la red. Sin embargo, seis meses después, el problema persiste y no se debe a falta de energía, sino a un desfase geográfico: el gas está concentrado en el norte, y la energía solar en el sur.
Norte vs sur: la geografía marca la inestabilidad
- Norte y litoral mediterráneo: concentran centrales térmicas y ciclos combinados, capaces de aportar inercia y potencia reactiva para estabilizar la red.
- Sur peninsular (Andalucía, Extremadura, Castilla-La Mancha): lleno de plantas solares y autoconsumo, tecnologías basadas en electrónica de potencia que no generan inercia natural.
El resultado: durante horas de máxima radiación solar, el sur produce más energía de la que consume y la red se vuelve extremadamente sensible. La electricidad generada en el norte no puede estabilizar la tensión en el sur, porque la potencia reactiva no viaja bien y los efectos son locales, afectando tramos de entre 5 y 80 km según la tensión de la línea.
Medidas de REE y CNMC
- La CNMC aprobó medidas de urgencia que obligan a que las plantas renovables ralenticen sus transiciones de potencia de 2 a 15 minutos, para dar tiempo a las centrales de gas a compensar cambios bruscos.
- Estas medidas han generado un aumento de costes de más de 1.000 millones de euros desde abril, y podrían sumar hasta 3.000 millones más.
- Los servicios de ajuste para mantener la red estable pasaron de 240 millones en 2019 a 4.000 millones en 2025.
El problema: ralentizar no equivale a estabilizar, porque los desequilibrios ocurren en segundos y en puntos concretos del sur.
Perspectivas de futuro
La solución pasa por acercar la capacidad de control a donde se produce la energía:
- Inversores grid-forming en plantas solares y eólicas que simulan generadores síncronos.
- Baterías distribuidas en nodos del sur, para aportar potencia activa y reactiva instantánea.
- Dispositivos FACTS y compensadores síncronos en subestaciones críticas.
- Demanda flexible de grandes industrias para ajustar consumo en tiempo real.
- Algoritmos predictivos que anticipen inestabilidades locales.
Actualmente, España prepara 8 compensadores síncronos y 2.600 MW de baterías, con 340 MW ya aprobados, capaces de ahorrar 200 millones de euros anuales reduciendo el uso de gas.
Una transición incompleta
España se encuentra entre dos modelos eléctricos: uno que depende de la inercia mecánica y otro que exige inteligencia digital para gestionar renovables. La frase de Joaquín Coronado resume la situación:
“Una planta solar con grid-forming en Andalucía vale más para la estabilidad local que diez ciclos combinados en el norte.”
El país tiene la generación del futuro, pero sigue dependiendo de las muletas del pasado. La electricidad del siglo XXI no se mide en megavatios, sino en milisegundos, y la estabilidad ahora depende de rapidez e inteligencia, no del gas que arde en el norte.
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