España refuerza su sistema eléctrico ante más costes y desequilibrios

El sistema eléctrico español funciona, pero hacerlo funcionar se ha vuelto más complejo y costoso. La incorporación acelerada de energía solar y eólica, el crecimiento más lento de la red, la necesidad de controlar la tensión y el recurso frecuente a centrales de gas y servicios de ajuste están dibujando un sistema con abundante capacidad de generación sobre el papel, pero también con desequilibrios que exigen mucha más vigilancia.

Eso no significa que España esté ante un apagón inminente. Sí significa algo menos espectacular y bastante más importante: la transición eléctrica avanza a velocidades distintas. Hay mucha nueva generación renovable, pero todavía falta almacenamiento, flexibilidad de la demanda, capacidad de transporte y equipos capaces de aportar estabilidad allí donde la red los necesita. El resultado se nota ya en dinero: los servicios de operación acumularon unos 4.100 millones de euros hasta septiembre de 2026, alrededor de un 40% más que durante el mismo periodo del año anterior.

Mucha potencia instalada no garantiza electricidad a cualquier hora

España ha levantado en pocos años una enorme potencia renovable. Al cierre de 2025, contando el autoconsumo, el país disponía de 150,8 gigavatios de potencia instalada; casi el 69% correspondía a tecnologías renovables. Solo la fotovoltaica rozaba los 50 GW y suponía aproximadamente un tercio de toda la capacidad. La eólica representaba otro 22,1%.

La comparación impresiona cuando se mira la demanda. El máximo instantáneo peninsular registrado en octubre hasta el día 15 fue de 33.295 MW, alcanzado la noche del 14 de octubre. La diferencia entre potencia instalada y consumo máximo es enorme, aunque ambas cifras no pueden enfrentarse como si fueran equivalentes: una placa solar no produce de noche, un aerogenerador depende del viento y una central puede encontrarse parada por mantenimiento.

Una red eléctrica no necesita únicamente muchos megavatios. Necesita los megavatios adecuados, en el lugar adecuado y en el segundo adecuado. Esa última parte suele perderse en el debate público, quizá porque cabe bastante peor en un eslogan.

Durante las horas centrales de un día soleado puede existir abundancia de electricidad barata mientras, al caer el sol, el sistema necesita sustituir rápidamente miles de megavatios fotovoltaicos. Si tampoco sopla el viento, entran en juego la hidráulica, el bombeo, las importaciones, el almacenamiento disponible y, de forma destacada, los ciclos combinados de gas.

Los datos del sistema reflejan bien ese cambio. Hasta el 13 de octubre, la producción fotovoltaica peninsular acumulaba un crecimiento del 19,3% respecto al mismo periodo de 2025, mientras la generación mediante ciclos combinados aumentaba un 14,5%. La hidráulica, por el contrario, retrocedía un 8,6%. Parece una paradoja, pero no lo es: cuanto más peso tiene una generación variable, más importantes resultan los recursos capaces de reaccionar cuando esa producción desaparece.

La red se convierte en el gran cuello de botella

Generar electricidad es solo la mitad del trabajo. Después hay que llevarla hasta donde se consume, y ahí aparece uno de los grandes desequilibrios del sistema eléctrico español.

La geografía eléctrica del país ha cambiado. Muchos grandes parques solares se concentran en comunidades como Extremadura, Castilla-La Mancha o Andalucía; buena parte de la eólica se encuentra en territorios con excelentes recursos de viento que no necesariamente coinciden con los principales centros industriales y urbanos.

La vieja lógica de grandes centrales relativamente próximas a determinados polos de consumo ha dejado paso a una generación mucho más dispersa. Eso tiene ventajas evidentes, pero exige una red de transporte más mallada y flexible. Una línea eléctrica de alta tensión, además, no se construye a la velocidad de una planta fotovoltaica: permisos, estudios ambientales, expropiaciones y obras prolongan durante años cada nuevo corredor.

La diferencia de ritmos se ha convertido en uno de los asuntos centrales de la transición energética. El Gobierno ha elevado a más de 17.000 millones de euros la inversión prevista en la planificación de la red de transporte con horizonte 2030, un 144% más que en la planificación vigente. La red ha dejado de ser la parte invisible del sistema para convertirse en la infraestructura que debe coser todo lo demás.

La tensión, el problema invisible hasta que deja de serlo

La electricidad tiene otra peculiaridad poco intuitiva: no basta con equilibrar cuánta energía entra y sale. También hay que mantener parámetros físicos como la frecuencia y la tensión dentro de márgenes muy estrechos.

El apagón ibérico del 28 de abril de 2025 dejó una lección incómoda. El análisis técnico posterior no atribuyó el cero eléctrico a una única tecnología ni a una sola causa. Identificó una combinación de oscilaciones, problemas de control de tensión y potencia reactiva, diferencias en las prácticas de regulación, rápidas reducciones de producción, desconexiones de generación y capacidades desiguales para estabilizar el sistema.

Conviene detenerse ahí porque simplificar aquel apagón como un fracaso de las renovables, de la nuclear o del operador resulta políticamente cómodo, pero técnicamente pobre. El episodio fue multifactorial, y precisamente por eso las medidas posteriores afectan a muchas piezas diferentes.

Desde entonces se han modificado procedimientos de operación, reforzado la supervisión y desarrollado nuevas herramientas para que tecnologías conectadas mediante electrónica de potencia puedan participar de forma más activa en el control dinámico de tensión.

La regulación también ha cambiado para incentivar esa participación renovable. La idea es sencilla de explicar aunque su aplicación sea bastante menos sencilla: los parques solares y eólicos no deben limitarse a producir cuando hay sol o viento; cada vez se les exige más que ayuden también a sostener eléctricamente la red.

Mantener el equilibrio está costando mucho más dinero

La transformación tiene precio. Hasta finales de septiembre, los servicios de operación acumulaban unos 4.100 millones de euros, alrededor de un 40% más que un año antes. En promedio, estos servicios añadieron durante 2026 cerca de 21,95 euros por megavatio hora.

Aquí existe una disputa semántica que importa. Parte del sector utiliza el término “sobrecostes”. El operador defiende que los servicios de ajuste son mecanismos regulados imprescindibles para conseguir que el resultado económico del mercado pueda ejecutarse físicamente sobre una red real.

Y tiene sentido distinguir ambas cosas. El mercado puede decidir qué centrales venden electricidad para una determinada hora, pero la electricidad obedece a leyes físicas, no al mercado diario. Si esa programación genera congestiones, problemas de tensión o insuficiente reserva en una zona, el operador tiene que modificarla. Ahí entran, entre otras herramientas, las restricciones técnicas.

Estos ajustes han permitido integrar decenas de gigavatios de nueva potencia renovable durante los últimos años. Otra cuestión distinta, y perfectamente legítima, es analizar por qué su factura crece con tanta rapidez y cómo puede reducirse sin comprometer la seguridad del suministro.

Una parte importante de esa labor sigue recayendo sobre los ciclos combinados de gas, capaces de modificar rápidamente su producción y prestar servicios técnicos que otras instalaciones todavía no ofrecen con la misma facilidad. España descarboniza su generación mientras continúa necesitando máquinas térmicas para estabilizar determinados momentos del sistema. La transición energética también tiene estas ironías.

Cuando también se pide a las fábricas que consuman menos

La flexibilidad puede venir igualmente del otro extremo del enchufe. Red Eléctrica dispone del Servicio de Respuesta Activa de la Demanda, conocido como SRAD, mediante el cual determinados grandes consumidores aceptan reducir temporalmente su consumo cuando el operador necesita recuperar reservas.

Para el segundo semestre de 2026 fueron adjudicados 1.775 MW. Es un mecanismo voluntario y remunerado, pensado para situaciones puntuales en las que no existen suficientes recursos para mantener la reserva necesaria; cada activación puede prolongarse como máximo durante dos horas.

Dicho en lenguaje de fábrica: en ciertos momentos resulta más eficiente reducir temporalmente una gran carga industrial que arrancar nueva generación con prisas.

El instrumento no implica por sí mismo una situación de emergencia y forma parte de los mecanismos modernos de balance utilizados en Europa. Pero su creciente relevancia revela hacia dónde se dirige el sistema: ya no basta con ordenar a las centrales que produzcan más o menos. También el consumo tendrá que aprender a moverse.

Vehículos eléctricos cargando cuando sobra solar, industrias desplazando procesos unas horas, bombas de calor respondiendo a precios horarios, baterías absorbiendo electricidad al mediodía y devolviéndola por la noche. Ese es el modelo que se intenta construir. Una parte importante todavía está por desplegar.

Baterías, bombeo y nuevos estabilizadores para ganar margen

El almacenamiento aparece una y otra vez porque resuelve dos problemas de una tacada: guarda electricidad cuando sobra y la devuelve cuando hace falta.

España parte con una ventaja apreciable en centrales hidroeléctricas de bombeo, auténticas baterías de agua que elevan el líquido a un embalse superior cuando existe electricidad disponible y vuelven a turbinarlo durante las horas de necesidad. Hasta el 13 de octubre, la producción mediante bombeo acumulaba un crecimiento del 12,2% frente al mismo periodo de 2025. Las baterías electroquímicas conectadas al sistema, en cambio, todavía mantienen un peso energético comparativamente pequeño.

El Gobierno también ha aprobado 51 actuaciones específicas para reforzar la red, con una inversión de 615 millones de euros. Entre ellas figuran equipos destinados a controlar tensión y amortiguar oscilaciones sin tener que mantener centrales de gas funcionando únicamente para prestar esos servicios.

El cálculo oficial estima que esas actuaciones podrían ahorrar entre 440 y 460 millones de euros al año. También están previstos compensadores síncronos, máquinas capaces de aportar características eléctricas que históricamente venían incorporadas casi de serie en grandes generadores convencionales.

A esto se suma el nuevo mercado de capacidad, diseñado para remunerar recursos que quizá no produzcan muchas horas al año pero estén disponibles cuando el sistema los necesite. Podrán participar generación, almacenamiento y gestión de demanda. En el fondo, significa pagar no solo por producir electricidad, sino también por estar preparado para responder.

Una transición que necesita red, no solo megavatios

España no tiene un problema de falta de centrales instaladas. Tiene un desafío bastante más sofisticado: convertir un parque enorme y cada vez más renovable en un sistema capaz de responder con precisión durante las 8.760 horas del año.

Eso obliga a abandonar una idea demasiado cómoda, la de medir el éxito energético únicamente contando gigavatios solares y eólicos. Importan, claro. Pero también importan los kilómetros de red, las interconexiones, las baterías, el bombeo y la respuesta de la demanda, junto con la capacidad de las plantas para soportar perturbaciones y controlar tensión.

El sistema mantiene, pese a todo, indicadores elevados de calidad. La disponibilidad de la red de transporte nacional fue del 97,4% en septiembre de 2026 y la energía no suministrada atribuible a la red de transporte quedó en apenas 0,76 MWh durante ese mes. Son cifras difíciles de reconciliar con la imagen de una España permanentemente al borde del apagón.

Pero tampoco conviene mirar hacia otro lado. Los costes de operación han aumentado, el sistema demanda más recursos de estabilización y las inversiones previstas en redes y equipos se cuentan por miles de millones. Son señales bastante claras de que el modelo eléctrico necesita una segunda fase.

La primera consistió en instalar enormes cantidades de renovables. La siguiente es más gris, menos fotogénica y seguramente más decisiva: construir la red, el almacenamiento y la flexibilidad capaces de gobernarlas. Porque producir electricidad limpia es una parte del trabajo. Conseguir que llegue exactamente cuando se necesita, sin que la red pierda el equilibrio, es la otra.