Fins al 28 d’abril de 2025, els habitants de la península Ibèrica donaven per segur l’accés a l’electricitat en qualsevol moment del dia i tots els dies de l’any. Però aquell dia es trencà la confiança en un sistema percebut fins aleshores com a segur.
Tot es va apagar i va deixar de funcionar, excepte aquells serveis i edificis que comptaven amb equips generadors d’energia autònoms, alternatives al sistema elèctric nacional. Parlem d’aquells que disposaven de sistemes de suport com grups electrògens i sistemes d’alimentació ininterrompuda: hospitals que mantenien quiròfans, unitats de cures intensives i sistemes per al suport vital, centres crítics de control i de seguretat, centres de coordinació d’emergències, de trànsit aeri i de ferrocarril, o centres de dades crítics.
Des d’aquell dia, possiblement en cada habitatge es disposava d’un aparell de ràdio a piles i en moltes comunitats de veïns es va plantejar la possibilitat d’instal·lar algun tipus d’emmagatzematge d’energia que permetera mantindre de forma autònoma l’activitat dels serveis comuns de l’edifici en cas d’apagó.
Llegir més: Està preparat el sistema de salut per a un apagó elèctric generalitzat?
L’illa energètica va tindre un mal dia
Fins aquell moment, les referències internacionals sobre el sistema elèctric espanyol ressaltaven la seua capacitat per integrar la generació renovable, caracteritzada per la difícil gestionabilitat i la intermitència (REF), dins de les característiques pròpies peninsulars que la defineixen, juntament amb Portugal, com una illa energètica.
Aquesta consideració es deu tant al caràcter geogràfic perifèric en relació amb la resta de la Unió Europea com al fet que la connexió elèctrica terrestre amb el centre d’Europa siga únicament via França. De fet, la capacitat d’interconnexió elèctrica entre ambdós països actualment és molt inferior a les recomanacions de la UE: es disposa només d’un 5 %, mentre que la Comissió recomana valors mínims d’entre el 10 i el 15 % de la capacitat de generació dels estats.
L’informe d’ENTSO-E (la Xarxa Europea de Gestors de Xarxes de Transport d’Electricitat) publicat a mitjan març de 2026 indica que va ser una successió d’esdeveniments el que va precipitar el zero energètic en el sistema elèctric de la península Ibèrica.
Llegir més: Els inconvenients que Espanya i Portugal siguen una illa energètica
El culpable: de les renovables a la multicausalitat
L’informe final dels gestors europeus de xarxes elèctriques apunta un fenomen de sobretensió en cascada com a causa real de l’apagó. Així, les energies renovables no només deixen de ser les culpables, com s’indicava inicialment, sinó que fins i tot s’indica que se’ls va privar de poder ser part de la solució.
Espanya va entrar en un zero energètic a causa d’una inestabilitat de tensió per oscil·lació de baixa freqüència. Es van produir una sèrie d’oscil·lacions de potència (entre 0,21 Hz i 0,63 Hz) que no es van poder compensar a temps. Per protegir-se, el sistema –interconnectat amb França i Portugal– va activar desconnexions automàtiques de generadors i línies d’alta tensió entre Espanya i França. A continuació, i en qüestió de segons, es va produir el col·lapse total i la península Ibèrica va quedar aïllada com allò que és: una illa energètica.
L’informe recull com a element clau el fet que els mecanismes de control de tensió vigents en aquell moment no van saber gestionar les variacions. Precisament en aquest punt, les energies renovables haurien pogut ser part de la solució si s’haguera permés que les plantes de generació renovable participaren activament en el control dinàmic de la tensió. Després de l’apagó, es van modificar les lleis perquè, ara, aquestes plantes puguen ajudar a l’estabilització de la xarxa.
I és que, segons l’informe, el problema no va ser que un excés de renovables en el sistema provocara la pèrdua d’inèrcia (la capacitat dels generadors rotatius per suportar els canvis bruscos de freqüència). Més aviat, uns límits de protecció massa rígids van deixar sense marge de maniobra el propi sistema per ajustar les variacions de tensió.
Evitar una nova ‘ida a negre’
Després de l’apagó, les recomanacions de l’informe per evitar que això es repetisca incorporen, entre altres mesures, l’actualització de protocols perquè totes les tecnologies, incloses bateries i plantes renovables, participen activament en el control de tensió dinàmic.
Es recomana que les plantes renovables tinguen tecnologia Grid Forming per poder donar estabilitat al sistema de forma immediata, injectant o absorbint potència reactiva. Així mateix, es destaca la necessitat d’incrementar els dispositius electrònics (bateries, per exemple) que puguen absorbir o alliberar energia reactiva de forma instantània i amb autonomia.
A nivell intern, l’informe aconsella una major coordinació entre els diferents actors de la xarxa per monitoritzar oscil·lacions en temps real. I a nivell extern, proposa revisar els protocols d’actuació davant oscil·lacions de baixa freqüència entre les empreses que operen i gestionen les xarxes de transport d’energia elèctrica d’alta tensió d’Espanya, Portugal i França (REE, REN i RTE).
Assegurar l’estabilitat del sistema
Per evitar una nova caiguda del sistema, Red Eléctrica d’Espanya ha endurit els protocols a través de la seua operació reforçada. Hi ha hagut un canvi substancial en la definició i disponibilitat dels serveis d’ajust, és a dir, mecanismes que equilibren l’oferta i la demanda en temps real per assegurar l’estabilitat, la freqüència i la tensió de la xarxa.
Entre algunes de les mesures tècniques relatives als serveis d’ajust estarien l’augment de la reserva de potència, obligant a mantindre més centrals (principalment cicles combinats i grans hidroelèctriques) enceses i dormint (acoblades a la xarxa), encara que no siga necessària la seua energia. Amb això s’obté inèrcia síncrona amb la qual solucionar oscil·lacions de tensió semblants a les que van causar l’apagó.
A més, es va reduir el flux d’electricitat amb França, exportant i important menys energia del que tècnicament seria possible. I s’obliga certes plantes locals a entrar en generació, encara que impliquen majors costos de producció, per aconseguir el manteniment de la tensió en nivells de seguretat.
A major seguretat, majors costos
Segons informes de la Comissió Nacional dels Mercats i la Competència (CNMC) i dades de Red Eléctrica d’Espanya (REE), el cost dels serveis d’ajust del sistema ha pujat un 50 % si es comparen les dades de 2024 i 2025.
L’operador del sistema ha passat de desemborsar 2.668 milions d’euros en 2024 a més de 3.800 milions en 2025 per assegurar l’estabilitat de la xarxa. Així, l’impacte final en la factura ha passat dels 10 €/MWh a més de 15 €/MWh. Es pot afirmar, doncs, que l’increment en seguretat del sistema per evitar futurs apagons té un cost d’uns 5 €/MWh. A més, possiblement aquest cost continue incrementant-se, atenent les millores tècniques empreses en el sistema, que no han fet més que començar després del zero energètic.
Seguint les dades d’Eurostat, els preus majoristes ibèrics abans de l’apagó estaven per davall de la mitjana europea. Tanmateix, a partir de maig de 2025 van passar a situar-se en valors similars als socis europeus.
Per a això, la CNMC ha introduït una sèrie de modificacions en la normativa de subhastes de generació que eviten que s’assolisquen preus prop de zero o negatius i, per tant, la desconnexió d’aquelles plantes que aporten inèrcia al sistema (com els cicles combinats o les d’energia nuclear). Amb això s’intenta garantir la presència d’aquest tipus de generadores de suport, que aporten robustesa en l’operativa i eviten possibles inestabilitats tècniques provocades per les plantes renovables.
Llegir més: El mercat regulat de l’electricitat a Espanya busca ser menys volàtil en 2026
Aquest fet ha repercutit a l’alça en els preus. En abril de 2025, el preu mitjà del mercat d’electricitat estava al voltant de 27 €/MWh, mentre que la mitjana en els cinc mesos següents (maig-setembre) va arribar als 38,50 €/MWh, xifra que s’incrementà encara més entre octubre de 2025 i març de 2026 fins a arribar als 45 €/MWh i situar-se aquest mes d’abril al voltant de 41 €/MWh. Es tracta d’una pujada de preus majoristes de quasi el 50 %, que reflecteix l’esforç per garantir la disponibilitat del sistema.
Reconfigurar el sistema
L’impacte més important després de l’apagó va estar en la reconfiguració del funcionament del sistema elèctric. La decisió de la REE de mantindre una reserva de potència superior a l’habitual per evitar oscil·lacions de freqüència ha incrementat els costos i el preu de la factura. A més, les expectatives apunten que, en els pròxims anys, les inversions per millorar la seguretat del sistema elèctric s’aniran incrementant.
D’altra banda, el Ministeri per a la Transició Ecològica i el Repte Demogràfic (MITECO) ha anunciat inversions fins a 2030 per al manteniment dels sistemes de transport i distribució que superen els 13.000 milions d’euros.
Repensar el disseny del sistema elèctric
Potser cal pensar si el més eficient a nivell econòmic i tècnic és continuar alimentant el sistema elèctric actual, dissenyat a la meitat del segle passat i basat a transportar l’electricitat a llargues distàncies, des de les grans regions productores cap a les consumidores. O si, al contrari, ha arribat el moment de plantejar un conjunt de subsistemes elèctrics regionals interconnectats.
Amb això s’aconseguiria protegir el sistema elèctric en el seu conjunt, ja que, en cas de fallades, es desconnectarien només els subsistemes afectats. No hi hauria un zero energètic total perquè s’activarien els tallafocs regionals. Seria més fàcil la recuperació d’un subsistema regional que la del conjunt actual. En definitiva, es tractaria de replicar a la península el model europeu i els insulars (Balears i Canàries).
Està en joc no només l’eficiència tècnica d’un sistema elèctric que ha de continuar incorporant renovables, sinó la viabilitat econòmica d’un sistema que ha de completar el procés de transició energètica.
Fernando de Llano Paz no rep salari, no exerceix tasques de consultoria, ni posseïx accions, ni rep finançament de cap companyia o organització que puga obtindre benefici d’aquest article, i ha declarat no tindre vincles rellevants més enllà del càrrec acadèmic citat.
Fernando de Llano Paz, Professor Titular d’Universitat al Departament d’Empresa. Línia de recerca: Economia de l’Energia, Universidade da CoruñaPublicat a font d’aquest article
