Una lección de vulnerabilidad, desinformación y futuro energético

El apagón del pasado 28 de abril, aunque breve, fue suficiente para evidenciar la enorme dependencia de nuestra sociedad respecto al suministro eléctrico. En apenas unas horas, se hizo patente la fragilidad de un sistema que, pese a su relevancia cotidiana, permanece en gran medida desconocido para la mayoría de la ciudadanía.

A la incomodidad inmediata causada por la falta de energía, se sumó un efecto secundario igualmente preocupante: la desinformación. Esta se propagó rápidamente, alimentada por rumores infundados y por la falta de comprensión general sobre el funcionamiento del sistema eléctrico, cuya complejidad lo mantiene alejado del debate público.

Conviene destacar que Red Eléctrica de España ha demostrado históricamente una fiabilidad ejemplar. Sin embargo, esa misma solidez ha contribuido a que su papel estratégico no reciba la atención que merece. Es momento de cambiar eso: un conocimiento básico de cómo funciona nuestro sistema eléctrico debería formar parte del saber ciudadano común.

Comprendiendo el incidente: frecuencia, inercia y tecnologías de generación

Aunque todavía se investigan las causas precisas, hay algunos conceptos básicos que ayudan a entender lo ocurrido. Uno de ellos es la frecuencia del sistema eléctrico, que en Europa se mantiene coordinadamente en 50 Hz. Esta frecuencia está intrínsecamente ligada a la inercia de los generadores síncronos —como los de las plantas nucleares, de cogeneración, de gas, carbón, petróleo, solar térmica e hidráulica—, cuya masa rotatoria proporciona estabilidad al sistema.

Por el contrario, las tecnologías basadas en energía solar fotovoltaica y eólica dependen de convertidores electrónicos que, salvo en configuraciones específicas (como los inversores grid-forming), no contribuyen actualmente a la inercia del sistema.

Otro criterio esencial para evaluar las tecnologías energéticas es su capacidad de gestión: la posibilidad de ajustar rápidamente su producción según la demanda. Así, aunque la energía nuclear proporciona estabilidad en cuanto a inercia, su rigidez operativa impide que actúe con agilidad en situaciones de emergencia o cambios operativos. Pasadas 24h del 0 en la red seguíamos sin generación nuclear en el sistema.

Desmitificando el 28 de abril

Contrario a algunos discursos alarmistas, el 28 de abril no fue el día con mayor generación renovable. Jornadas anteriores próximas, como el 16 y 17 de abril, registraron un mayor porcentaje de energía verde en las horas centrales del día. Además, la energía nuclear estaba parcialmente operativa, aportando más de 3,5 GW al sistema (de los 7,1 GW totales instalados).

Las 12 h del 28 de abril registran una participación de la fotovoltaica y la eólica del 72,03 % de la generación ibérica, siendo la media entorno al 70 % en las últimas semanas y habiendo alcanzado valores superiores al 78 %.

El factor diferencial del 28 de abril fue otro: la ausencia de energía hidráulica en el mix eléctrico, a pesar de la disponibilidad de embalses llenos gracias a las lluvias recientes. La señal del mercado (con precios negativos) desplazó a la hidráulica, una energía renovable, gestionable y síncrona, fuera de la operación del sistema a decisión de los encargados de su gestión. Es ya un hecho habitual (e insólito, ya que tiene costes marginales tendentes a 0) en el mercado eléctrico que la energía hidráulica fije el precio marginal del mercado, siendo la última tecnología en entrar en la casación justo detrás del gas (que implica un precio caro de la electricidad). Según el informe anual de OMIE del 2023, la hidráulica fijó el precio de la luz en el 34,5 % de las horas del año. Es decir, la hidráulica entra no en función de una lógica de operación del sistema, sino bajo un criterio de oportunidad económica. ¿Será aún mayor en 2024? Tal vez sea el momento de poner sobre la mesa que activos deben pasar a operar en beneficio del sistema y no de los intereses privados de explotación. Ya es el caso real en otros países donde la energía hidráulica es gestionada por el TSO en base a las necesidades del sistema y la planificación estratégica del agua. No necesariamente hablamos del carácter público de la gestión de la hidráulica,  sino de la decisión de cuando tiene que operar.

¿Pensar y actuar como antes, o sacar lecciones para repensar el futuro? Más recursos distribuidos versus a modelos centralizados y en pocas manos

Ante los desafíos que ha puesto en evidencia el reciente apagón, la agregación de pequeños recursos de generación, almacenamiento y gestión de la demanda surge como una alternativa robusta, resiliente y democratizadora del sistema eléctrico.

Los recursos distribuidos proporcionan redundancia natural, reduciendo riesgos de interrupciones al diversificar las fuentes de energía. A través de tecnologías avanzadas e innovadoras, pueden ofrecer servicios de balance y respaldo equivalentes a grandes instalaciones, optimizando la red y reduciendo pérdidas. Además, priorizar la fabricación y el control europeo refuerza la soberanía tecnológica, la calidad y la ciberseguridad del sistema. Apostar por la agregación y los recursos locales es esencial para un mercado más inclusivo, resiliente y sostenible, alineado con los retos de la transición energética.

Lecciones del apagón: hacia un sistema más robusto y distribuido

La respuesta al incidente del 28 de abril debe ser reflexiva y orientada al futuro, no reactiva ni basada en intereses particulares:

1. Mix energético equilibrado: Debemos priorizar un conjunto de fuentes energéticas que sean limpias, rentables, robustas y gestionables. Si entendemos que la generación renovable es estratégica, con un claro liderazgo de eólica y fotovoltaica, la hidráulica emerge como la tecnología renovable clave, por su capacidad de responder rápidamente a variaciones de la demanda.

2. Almacenamiento y sistemas distribuidos: Es imprescindible acelerar el despliegue de sistemas de almacenamiento, tanto de baterías como de hidráulica reversible, y promover el autoconsumo inteligente, capaz de operar de forma aislada en momentos puntuales.

3. Ciberseguridad y digitalización: Tanto grandes plantas como pequeñas instalaciones deben adaptarse a los estándares de protección de datos y ciberseguridad que exige la integración de múltiples recursos en el sistema. Y deben gestionar sus datos y operación des de la UE.

4. Más interconexiones: Este es un debate que puede resultar controvertido. Más interconexiones para exportar energía, o más interconexiones para dar robustez al sistema. En cualquier caso, un sistema con un fuerte componente renovable, si además quiere ser robusto, necesita de una mejor interconexión. Las otras opciones son claras: más dependencia de los combustibles fósiles y más emisiones. O más renovables sin interconexión, pero menor robustez del sistema.

Un momento crucial para definir nuestro futuro energético

No debemos permitir que un incidente excepcional como este sirva de excusa para frenar la transición hacia un modelo renovable y distribuido. Sería un error mayúsculo retroceder hacia sistemas más centralizados y dependientes de combustibles fósiles, especialmente cuando los retos climáticos, sociales, económicos y geopolíticos urgen un cambio estructural.

No debemos concluir que tras el apagón la respuesta es dar frenazo a las renovables, limitando nuestra soberanía energética, y haciendo que perdamos automáticamente competitividad.

España lidera en energía renovable y está sentando las bases de una reindustrialización sostenible gracias a unos costes energéticos competitivos. Ahora es el momento de consolidar un modelo energético donde el interés público sea el principio rector: renovable, competitivo, participado, seguro y resiliente.

El apagón del 28 de abril debe ser, sobre todo, un punto de inflexión para reforzar nuestras fortalezas, corregir nuestras vulnerabilidades y avanzar hacia un sistema energético más inteligente, justo y sostenible.

Joan Herrera es exdirector general del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) y socio de samso.eco.