La tarifa regulada de la luz es el precio de la electricidad fijado por el Gobierno bajo un sistema controlado, en lugar de depender completamente del mercado libre. Actualmente se conoce como PVPC (Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor) y bajo su paraguas se encuentran el 29% de los hogares en España. La intención de esta tarifa es dar más estabilidad a lo que cada usuario debe pagar a fin de mes, pero la Comisión Europea considera que este escudo socava la competencia a largo plazo y reduce los incentivos para que los usuarios adopten comportamientos que favorezcan la eficiencia energética. Por ello pide a España y a otros cinco países con la misma regulación (Bulgaria, Francia, Hungría, Lituania y Eslovaquia), una hoja de ruta para su extinción con plazos definidos.

Además, para Europa la intervención en los precios puede actuar como un freno para la participación de los consumidores, ya que se observa que las tasas de cambio de suministrador suelen ser inferiores en los Estados miembros donde este tipo de intervenciones benefician a un mayor porcentaje de clientes. Otra de las razones que esgrime es el riesgo de crear ventajas indebidas para algunos suministradores. “Todas las empresas eléctricas deben disfrutar de igualdad de acceso a los clientes y la carga financiera de las intervenciones debe distribuirse de manera equitativa”, recoge el documento. Pero para las asociaciones de consumidores esta medida solo beneficiaría a las grandes empresas del sector.

Desde Facua critican la posición de Bruselas, ya que actualmente no existe una alternativa a la que los consumidores puedan acogerse. “Es ponerse del lado de las empresas que inflan precios y beneficios. Sería dejar a los consumidores sin una tarifa que les protege y que provocará un encarecimiento generalizado, porque la PVPC está, generalmente, por debajo de la tarifa del mercado libre”, señala su portavoz, Rubén Sánchez. 

Actualmente la factura eléctrica de un usuario medio con la tarifa regulada registró una caída del 14,5% en abril con respecto a marzo, tras la entrada en vigor de la rebaja del IVA al 10% y del impuesto especial de la electricidad al 0,5% dentro de las medidas del Gobierno para combatir el impacto del conflicto en Oriente Próximo. La guerra en Irán no afecta solo al petróleo y al gas, sino que llega al precio que pagamos por encender el interruptor, por ejemplo, a través de las compañías dueñas de las centrales de ciclo combinado (las que generan electricidad con gas), que trasladan el encarecimiento de la materia prima al precio de la energía que producen. 

En España, los consumidores pueden elegir entre una tarifa PVPC, una de libre mercado, una tarifa plana o un bono social. Mientras que este último es un descuento de entre un 25% y un 60% (dependiendo del caso) destinado a familias numerosas, pensionistas o personas con rentas bajas, las otras tres modalidades son contratos con diferentes condiciones de cálculo de precio. El importe del mercado libre depende de las comercializadoras y estas pueden aplicar promociones o descuentos al precio de subasta diario. La tarifa plana, por su parte, supone pagar una cuota estable al mes, aunque a riesgo de que, si los precios bajan o su consumo es bajo, el usuario pueda estar pagando de más. 

Para Sánchez la cruzada de la Comisión Europea contra la tarifa regulada es un error, ya que quienes se vean expulsados de ella no necesariamente podrían acogerse al bono social y terminarían pagando más por la luz. "Seguramente habría un nuevo modelo, pero la inmensa mayoría terminaría en el mercado libre", concluye el portavoz de Facua.

No es la primera vez que Bruselas recomienda a España diluir la tarifa regulada. En 2024 ya había reclamado que se limitase su acceso solo a personas “vulnerables”. En 2025 la polémica continuó y en febrero de ese año la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y Reto Demográfico, Sara Aagesen, salió en defensa de mantener la medida. Aagesen señalaba entonces que el PVPC es una tarifa dinámica que se basa en precios de mercado, pero protege a los consumidores. Insistía además en que no se trata de una tasa fija que perjudique la competencia, sino que está sujeta al mercado mayorista. Además puntualizaba que los consumidores podían elegirla o no, ya que hay otras opciones a nivel nacional. 

En el informe conocido este martes, Bruselas vuelve sobre estos puntos. Señala que una tarifa controlada desdibuja los cambios de precio que pueden percibir los consumidores, por lo que desincentiva el cambio de compañía y también la competencia entre empresas. Aunque paradójicamente el mismo informe señala que en España el cambio de suministrador para mejorar la tarifa es algo habitual, con una tasa de rotación cercana al 20%. Además, señalan que los mercados regulados son menos atractivos para la aparición de nuevos operadores y no favorecen las ofertas.

En España, son cinco grandes compañías las que se reparten el mercado, con un 90% de los clientes domésticos adheridos a alguna de ellas. Son Iberdrola (33%), Endesa (32%), Naturgy (14%), Repsol (7%) y TotalEnergies (4%), por este orden, las eléctricas con mayor tamaño del mercado de hogares, de acuerdo con los datos de la CNMC.

Otro de los argumentos de la Comisión tiene que ver con la eficiencia energética, ya que una tarifa estable no incentiva a los usuarios a desplazar su consumo hacia las horas de menos coste, algo que ayuda, según ellos, a equilibrar el sistema.

Bruselas pide a España una hoja de ruta y plazos concretos para la finalización de esta tarifa que ahora beneficia a los hogares, pero también a las microempresas. Por el momento, el Ministerio de Transición Ecológica no se ha manifestado, aunque en el paquete de medidas para abordar la crisis derivada del conflicto de Irán apuntaba en la dirección contraria. Aagesen no descartaba en ese momento incrementar el bono social eléctrico, como ocurrió en los primeros momentos de la guerra de Ucrania.

Cada día que pasa parece más claro que la crisis energética no será pasajera, sino que afectará al bolsillo de los hogares durante muchos meses más. El impacto en las gasolineras es evidente y la luz se ha encarecido respecto a febrero, pero el gas natural todavía se mantiene contenido porque la demanda en primavera es escasa. Sin embargo, ACER, la organización de reguladores europeos de energía, ha advertido este jueves que en otoño e invierno el recibo del gas subirá con fuerza y, por lo tanto, también el de la electricidad.

La razón es que la Unión Europea debe recargar una cantidad ingente de gas en sus inventarios en los próximos siete meses en mitad de lo que la Agencia Internacional de la Energía considera la mayor crisis energética de la historia. En este momento, el nivel medio de los almacenes de gas en Europa es del 31% y, en teoría, hay que alcanzar el 90% antes del 1 de diciembre, aunque ese objetivo es flexible.

ACER, un grupo del que forma parte la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), ha advertido este jueves que cumplir con esa meta será este año más caro y más difícil. Principalmente porque la competencia por el gas será mayor en todo el mundo ante la pérdida del gas catarí por el cierre del estrecho de Ormuz, por donde el año pasado cruzó el 7% del gas natural licuado que llegó a Europa por barco (el conocido como GNL), así como el 20% del GNL global.

"Recargar los almacenes hasta su capacidad máxima será más costoso y complicado en un mercado del GNL en competencia. Los precios a plazo de principios de abril de 2026 indican que esas importaciones de GNL llegarán a un coste algo superior al de años anteriores", afirman los reguladores en su último informe de monitorización del gas, publicado este jueves.

En concreto, calculan que el coste de la recarga podría aumentar entre 10.000 y 15.000 millones de euros en el invierno de 2026 si los precios del gas de referencia europeo (el conocido como TTF) se estabilizaran en 50 euros/MWh. En este momento el mercado de futuros del gas marca un precio de 44 euros/MWh para la segunda mitad del año, aunque ese valor cambia cada día con las nuevas noticias que llegan desde el Golfo. Antes de la guerra, el TTF cotizaba en esos meses a unos 31 euros/MWh, pero ha subido un 39% en menos de dos meses. 

Ana María Jaller-Makarewicz, analista de Energía en Europa en el Instituto de la Economía Energética y el Análisis Financiero (IEEFA), opina que esta crisis es un enorme toque de atención para Bruselas, que tras la crisis energética de 2022, provocada por el corte de la mayor parte del suministro de gas ruso, decidió buscar nuevos vendedores de gas en el resto del mundo. "Creyeron que la solución era diversificar las compras de gas, pero depender de otros nos ha vuelto a hacer vulnerables. Hay que apostar por la electrificación y las energías renovables", opina la experta.

Otra de las razones que apuntan al encarecimiento del gas este año, según ACER, es que en 2026 los almacenamientos de gas han llegado raquíticos a la primavera, en su nivel más bajo en nueve años, porque el invierno ha sido especialmente frío.

Los reguladores calculan que para cumplir con ese 90% de llenado en invierno hay que mantener "elevada" la entrada de gas por tubería y las compras de GNL tienen que ser un 13% superiores al año pasado. Todo esto, en un escenario de extrema competitividad global por el combustible debido al cierre de Ormuz.

Un tercer factor que complicará la logística, aunque menos importante que los anteriores, es que desde que comenzó la guerra, el gas en Asia tiene un importante sobreprecio sobre el valor del TTF europeo, de entre 5 y 10 euros MW/hora –un premium histórico–, porque en esa región la desesperación por el combustible es mayor. Esta situación podría llevar a que los metaneros "se vean más atraídos por Asia este verano", dificultando todavía más el aprovisionamiento europeo, según el informe de ACER.

España está en principio mucho mejor preparada que otros países de Europa porque sus tres almacenes subterráneos de gas natural están por encima del 60% de capacidad, aunque esto no garantiza que en la península el gas sea más barato que en Países Bajos o Grecia porque el combustible que se almacena en estos depósitos pertenece a compañías privadas que pueden revenderlo a terceros países si esa práctica es más rentable que destinarlo al consumo interno. 

El encarecimiento del gas natural para el consumidor español se puede notar de dos maneras. Si el hogar tiene una tarifa libre, esa subida puede llegar cuando se actualice el precio según lo establecido en el contrato, que suele ser de 12 meses. Incluso puede que ya se haya encarecido en las últimas cuatro semanas. En el caso de la tarifa regulada (conocida como TUR de gas), cuyo precio se actualiza trimestralmente, la fecha clave es el 1 de octubre. Entonces sufrirá el gran repunte porque en ese momento su cálculo incorpora un sobrecoste llamado gas estacional, un concepto que se añade durante los meses de frío.

Esta inflación también afecta al precio de la luz, y de manera mucho más rápida porque las compañías dueñas de las centrales de ciclo combinado (las que generan electricidad con gas) trasladan el encarecimiento de la materia prima al precio de la energía que producen. El sistema de fijación de precios diario mediante subasta limita que en primavera haya un fuerte repunte en la luz, pues las renovables marcan el precio en la mayor parte de las horas, pero durante la noche sí que se nota esa subida. Como en el caso del gas, ese cambio es solo para los clientes con contrato regulado, porque el precio de las tarifas libres depende exclusivamente de lo pactado con la comercializadora.

La Comisión Europea es consciente de la tormenta que se está formando alrededor del precio del gas natural de cara al invierno y este miércoles presentó su paquete AccelerateEU, que impulsa la coordinación de la gestión del gas natural y del combustible de aviones durante los próximos meses. 

Para evitar una ola de compras desesperadas de gas que suban todavía más su precio, la Comisión Europea también instó este miércoles a los países a que aprovechen que la normativa que obliga a rellenar sus almacenes de gas en un 90% antes de diciembre tiene un margen de flexibilidad del 10%, de manera que es suficiente con llenar inventarios al 80% para esa fecha. Bruselas está negociando además flexibilizar otro 5% más, rebajando el objetivo hasta el 75% para el 1 de diciembre. La idea es evitar que unos países pisen a otros comprando más gas del que puedan necesitar. 

Otra de las aristas que aborda el informe de ACER es que Estados Unidos ha disparado sus exportaciones de gas natural a Europa por vía marítima, principalmente para sustituir la desaparición de buena parte del gas ruso que llegaba por tubería. En el invierno 2025-2026, dejó de operar definitivamente el gasoducto ruso que atravesaba Ucrania, y en este periodo Estados Unidos incrementó sus ventas de GNL en un "impresionante" 45%, según los reguladores, alcanzando el 30% del total de importaciones de gas europeas y dos tercios del GNL. 

Rusia, en todo caso, volvió a vender grandes cantidades de gas a Europa este invierno, siendo el tercer proveedor, con el 15% de las importaciones totales de GNL, solo por detrás de EEUU. También sigue activo uno de los gasoductos Europa-Rusia, el TurkStream, que llega a Turquía y de ahí se ramifica para surtir principalmente a Hungría, Eslovaquia y Serbia. En total, Rusia supuso el 14% de las importaciones totales de gas en la UE esta temporada, equivalentes a 10.000 millones de euros anuales.

En sus previsiones para el invierno 2026-2027, ACER subraya que Europa necesita mantener en "niveles altos" las entradas de gas por tubería para poder cubrir su demanda en los meses de frío, y debe importar incluso más GNL que en 2025, lo que se traduce en que el gas ruso será impepinable este año, pese a que los países miembros están en pleno proceso de ruptura con el combustible de Moscú. El 1 de enero de 2027, según ratificó la Unión Europea el pasado 26 de enero, se prohibirá comprar GNL ruso, y el 1 de noviembre de 2027 habrá que poner fin a todos los contratos a largo plazo de gas importado por tuberías, de manera que el invierno siguiente supondrá de nuevo un desafío energético.

Casi un año después del apagón del 28 de abril, un grupo de medio centenar de expertos europeos ha concluido que el origen del episodio fue un problema de sobretensión de la red, una anomalía que no tiene precedentes en el continente. Los autores achacaron el incidente a una "tormenta perfecta" de diferentes problemas mientras subrayan que las energías renovables son absolutamente seguras, incluso si suponen el 100% de la generación de un país.

Esto no va sobre energías convencionales o renovables, sino sobre control de tensión. Y todos los tipos de generación pueden controlar la tensión", repitió en varias ocasiones este viernes Damian Cortinas, presidente del consejo de administración de ENTSO-E, la Asociación de Gestores Europeos de Redes de Transporte de Electricidad, durante la presentación del informe final sobre las causas del incidente. También han participado en el estudio expertos de todo el continente de ACER, la agencia europea de reguladores eléctricos.

Desde el mismo día del apagón, las renovables han estado en el punto de mira de una parte del sector energético, aunque los expertos en redes eléctricas ya dijeron que la participación ese día de más centrales térmicas no habría cambiado el desenlace. Los críticos subrayaron que ese exceso de solar y eólica redujo la inercia de la red, un parámetro imprescindible para controlar la frecuencia, pero el nuevo informe calcula que un 20% más de inercia no habría ayudado. "Los resultados indican que una inercia adicional habría tenido un impacto mínimo en la evolución del incidente", se lee. De hecho, la frecuencia habría caído incluso más rápido en ese escenario.

Lo que sí avisaron los expertos entonces, y ahora subraya el análisis, es que las renovables deben aportar control de tensión dinámico al sistema, una tarea que en aquel momento solo realizaban las instalaciones tradicionales, principalmente las centrales de gas natural. Esta modificación ya se ha introducido en los procesos de operación de la red eléctrica española y esta misma semana se ha inaugurado con medio centenar de instalaciones, y otras tantas se unirán próximamente.

El problema es que solo las plantas renovables construidas posteriormente a 2020 tienen instalada la tecnología para hacerlo –porque fue entonces cuando se hizo obligatorio en Europa–, y una de las recomendaciones del informe de este viernes es que se obligue también a las renovables más antiguas a adaptarse para realizar ese control de tensión dinámico

Cuando se señala la necesidad de que las renovables controlen la tensión, se apunta a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), la encargada de fijar los conocidos como procesos de operación del sistema eléctrico, los parámetros que deben cumplirse para garantizar la seguridad. Este organismo llevaba cinco años haciendo pruebas sobre cómo las renovables, principalmente la fotovoltaica, pueden inyectar en la red potencia reactiva –una clase de energía que permite controlar la tensión–, y esperaba introducir este mecanismo en 2026, pero con el apagón aceleró el trabajo y estuvo listo en apenas un mes, el 12 de junio.

Como ya ocurrió en el informe preliminar que presentaron en octubre, en el nuevo análisis los expertos no han señalado a ningún culpable concreto, aunque señalan problemas cuya responsabilidad recae en todos los actores del sistema: las grandes empresas eléctricas, el operador de la red (Red Eléctrica), la CNMC y el Ministerio de Transición Ecológica

"Tenemos recomendaciones para que esto no vuelva a ocurrir, pero nuestro cometido no es atribuir culpables. Eso depende de la interpretación que hagan las autoridades nacionales", dijo Cortinas el viernes. Preguntado por si Red Eléctrica tenía más responsabilidad que los demás por su papel de gestor de la red, insistió en que no hubo una única causa. "Fue una combinación de todas ellas, una tormenta perfecta".

El estudio de ENTSO-E volvió a destacar conclusiones ya conocidas, como que "algunas" las grandes plantas de ciclo combinado que debían controlar la tensión no cumplieron con su cometido– pese a que reciben una remuneración por ello, que en 2025 ascendió a 1.200 millones de euros– y no absorbieron toda la potencia reactiva que se ordenó.

También explican que muchas instalaciones de generación se desconectaron de la red cuando la tensión era elevada, pero por debajo de lo que la normativa obliga a soportar, lo que agravó la situación de manera drástica porque eso generó un efecto dominó que aumentó aún más la tensión y provocó que otras plantas se desconectasen. La red de transporte tiene una tensión media de 400 kV, pero todos los que se conectan a ella deben soportar picos de hasta 435 kV. De 19 subestaciones que examina el informe, solo seis se desconectaron dentro del rango legal, nueve incumplieron y del resto no se tienen datos concluyentes.

Lo que sí han aportado nuevo en este análisis es el papel que jugaron las desconexiones de paneles solares de pequeño tamaño (inferior a 1 MW) instalados en casas, oficinas o fábricas, un área gris que es extremadamente difícil de controlar. Aunque individualmente son instalaciones pequeñas, ese día se desconectaron por la inestabilidad de la red una cantidad ingente –alrededor de 800 MW– en los minutos e instantes previos al apagón, según ENTSO-E, incrementando aún más la tensión en el sistema.

También es cierto, destacan los autores del trabajo, que España tiene unos baremos legales de tensión demasiado grandes. Mientras que lo normal en Europa es que el límite de tensión en la red de transporte esté en 420kV (también en Portugal), en tope en España es de 435 kV. Dos horas antes del apagón ya se alcanzaron tensiones en algunos puntos superiores a 420 kV, unas cifras que en otros países habrían levantado las alarmas, pero que en España entran dentro de rango. Por eso los expertos de ENTOS-E piden rebajar ese tope al umbral estándar del continente. La CNMC también solicitó este cambio el jueves al Ministerio de Transición Ecológica dentro de su paquete de respuesta al incidente.

Otro de los problemas que destacaron fue el fallo de respuesta de las reactancias, unas máquinas que se instalan en subestaciones eléctricas para controlar la tensión de la red. En España y en muchos otros países se activan y apagan de manera manual, y eso provocó que no se conectaran a tiempo todas las reactancias necesarias aquella mañana. En los minutos previos al apagón, Red Eléctrica las desconectó para incrementar la tensión de la red, que era inusualmente baja en ese momento, pero cuando la tensión comenzó a subir de manera descontrolada, solo se conectó el 58% de la capacidad de reactancia con la que contaba el sistema eléctrico español. Los expertos proponen que ese mecanismo se automatice, como ocurre en Francia.

Los directivos de ENTSO-E insistieron durante la presentación del estudio en que muchos de las correcciones que proponen no solo van destinadas a España, sino que toda Europa, y la propia organización de gestores tienen que aprender de la experiencia ibérica. "Nunca antes había ocurrido algo así. Lo más importante que sabemos ahora es que estos problemas de sobretensión pueden afectar a gran escala y que pueden apagar un país entero. Y que ahora sabemos qué tenemos que hacer para corregirlo", subrayó Damian Cortinas.

La inflación se mantuvo en el 2,3 % en febrero, la misma tasa que el mes anterior, debido a que el abaratamiento de la electricidad durante ese mes compensó los incrementos de precios en restauración y alimentación.

El Instituto Nacional de Estadística (INE) ha confirmado este viernes los datos adelantados hace dos semanas, que reflejan la estabilidad respecto a enero de la tasa de inflación interanual, a la espera de que el dato de marzo ya recoja el impacto en precios de la guerra de Irán.

La inflación subyacente -que no tiene en cuenta la energía ni los alimentos no elaborados por ser los componentes más volátiles- se situó en el 2,7%, una décima superior a la del mes anterior y la más elevada en el último año y medio.

La tasa interanual de inflación rompe así con la tendencia a la moderación que había registrado en los tres últimos meses y se coloca cuatro décimas por debajo de la subyacente, una diferencia que no se registraba desde octubre de 2024.

Por componentes, a la baja de la inflación tiró la vivienda, cuyos precios bajaron un 1,9%, ocho puntos menos que el mes pasado, debido al abaratamiento de la electricidad, que se encareció un año antes.

Por el lado contrario, al alza tiraron los restaurantes y servicios de alojamiento, cuyos precios aumentaron un 4,8%, tres décimas más, por un mayor encarecimiento de los restaurantes y de los servicios de alojamiento que el registrado en febrero de 2025.

También influyó la alimentación y bebidas no alcohólicas, con un aumento del 3,2%, dos décimas más, principalmente por la estabilidad de los aceites y grasas y del pescado y marisco, frente a su abaratamiento de un año antes.

Las mayores subidas de precio en febrero respecto al mismo mes del año anterior las registraron los huevos, un 30,1%; la recogida de basuras, un 28,6%; la joyería y relojes pulsera, un 27,5%; el transporte combinado de pasajeros, un 26,6%; y las hortalizas, un 15,2%.

Por contra, las mayores bajadas de precios fueron las de los aceites vegetales, que cayeron un 14,1%; los combustibles líquidos, un 10,8%; equipos audiovisuales, un 6,4%; el butano y propano, un 6,3%; y la gasolina, un 6,1%.

En comparación mensual, los precios de consumo subieron un 0,4% en febrero, frente al descenso de enero, debido al encarecimiento de los restaurantes y servicios de alojamiento, de los combustibles para vehículos personales y de los alimentos, especialmente, frutas, frutos de cáscara, hortalizas, legumbres y patatas.

Lo que más subió de precio durante febrero fueron las bayas frescas (51,4%), el alquiler de vehículos (21,6%) y las legumbres (12%), mientras que lo que más bajó fue el transporte por avión (–11,6%), el vestido de bebé (–2,6%) y la luz (–2,4%).

El precio de los huevos no varió durante el mes de febrero, aunque en los doce últimos meses ha sufrido un incremento del 30,1%.

El del aceite de oliva también se mantuvo durante febrero y bajó un 16,8% en tasa interanual, aunque acumula una inflación del 64% desde enero de 2021.

El IPC registró tasas anuales positivas en todas las comunidades autónomas en febrero. Las más altas fueron las de Madrid (2,9%), en tanto que las de Asturias, Castilla-La Mancha, Cataluña y La Rioja fueron las más bajas (2% en todas).

En cuanto a los datos armonizados para la comparación con Europa, la inflación se situó en el 2,5%, una décima por encima de la registrada el mes anterior, y la variación mensual fue del 0,8%.

Medio centenar de plantas solares trabajan ya en España para controlar la tensión de la red, el principal problema que llevó al apagón del pasado 28 de abril. Inmediatamente después de aquel incidente histórico, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) cambió la regulación para que las instalaciones renovables pudiesen regular este parámetro y diez meses después han comenzado a hacerlo, según señaló este miércoles Red Eléctrica (REE), el operador del sistema eléctrico.

Concha Sánchez, directora general de Operación de REE, dijo que ya hay 50 instalaciones de energías renovables, cogeneración y residuos que aportan tensión a la red, sumando una potencia total de 4,4 GW, de las que la inmensa mayoría son plantas fotovoltaicas. Hay otras 50 plantas que ya han superado las pruebas y se sumarán próximamente a este servicio, y se espera que en los próximos meses se sumen cientos de parques más. Por ahora, ninguna cobra por realizar este control de tensión, pero empezarán a hacerlo el 17 de marzo.

Durante la presentación de las magnitudes del sistema eléctrico de 2025, Sánchez comentó que "ampliar el servicio de control dinámico de tensión a un número más amplio de la generación" permite tener "un número más amplio de unidades que aporten ese recurso". Es decir, cuantas más instalaciones puedan controlar la tensión de la red, más eficiente será el proceso y menor será su coste para los consumidores.

El trabajo del control de tensión es imprescindible para evitar apagones. La tensión es un parámetro muy sensible de la red eléctrica que tiene que mantenerse dentro de un umbral (medido en kV) y si se dispara por arriba o por abajo puede provocar averías en todo el sistema, de manera que productores y consumidores de luz se desconectan automáticamente por seguridad cuando se descontrola. Eso es lo que ocurrió el 28 de abril: una subida salvaje de la tensión provocó una cascada de desconexiones por seguridad de plantas de producción eléctrica –algunas antes de tiempo, que están siendo investigadas– hasta que se produjo el apagón.

El control de tensión dinámico siempre ha formado parte de la programación de la red eléctrica, pero hasta ahora solo podían realizarlo las centrales de ciclo combinado de gas, las nucleares y las plantas de carbón. Esas instalaciones son compensadas económicamente por estar encendidas para ofrecer ese servicio y desde el apagón se ha incrementado el número de unidades que reciben esa orden de REE para garantizar que no se repite ese cero eléctrico.

El problema es que mantener encendidas estas plantas solo para ese proceso encarece notablemente la factura de la luz. En 2025, todos los consumidores pagaron unos 1.200 millones de euros por ese trabajo a las grandes energéticas. Pero como ahora ese control lo pueden realizar también las renovables, la factura de ese servicio será mucho menor. En concreto, la CNMC ha decretado que las plantas solares y eólicas que controlen tensión recibirán un euro por cada megavoltio amperio activo por hora (1 €/MVArh) que absorban o inyecten a la red eléctrica. Los MVArh son unidades de potencia reactiva, un tipo de energía que hay que controlar para evitar subidas y bajadas de tensión en la red.

Las empresas de energía solar se quejan de que ese precio que van a cobrar no es suficiente ni para cubrir sus gastos. Según cálculos de UNEF, la patronal fotovoltaica, un ciclo combinado de gas cobra ahora entre 106 y 110 €/MVArh, y ellos van a recibir 1 €/MVArh, insuficiente para cubrir los gastos de realizar ese servicio por la noche. En cambio, solicitan a la CNMC que incremente su retribución hasta los 5 o 10 €/MVArh, que seguiría siendo entre diez y veinte veces menos del coste actual, subraya Héctor de Lama, director técnico de UNEF.

"Si nos habilitamos para controlar tensión, nos comprometemos a hacerlo también en las horas en las que no hay sol. Y para poder soltar reactiva a esas horas necesitamos comprar electricidad en el mercado y aumentar la potencia contratada, y eso es muy caro. Ahora mismo no sale rentable", opina el experto.

Aunque ahora no sea económicamente viable para las renovables participar en el control de tensión, medio centenar de estas instalaciones están adscritas a esta labor porque –aparte de una pequeña retribución– reciben lo que se conoce como prioridad de despacho. La normativa obliga a que las instalaciones que aporten seguridad a la red, como un control de tensión, sean las últimas a las que se puede ordenar apagarse si hay demasiada producción de electricidad. Ocurre a menudo en las horas de mucho sol y baja demanda, durante las cuales, algunas plantas solares se desconectan de manera forzosa porque no hay demanda suficiente de energía.

El hecho de que más plantas controlen tensión –y lo hagan a menor precio– debería reducir próximamente los costes de los servicios de ajuste de la red, los costes que tiene equilibrar la red eléctrica para que funcione de manera segura. No obstante, De Lama no cree que esto vaya a ocurrir a corto plazo porque todavía son pocas las plantas renovables adscritas al nuevo sistema. "Esto debería hacer que trabajen menos ciclos combinados de gas, pero no se notará hasta que haya muchas más renovables. Como el control de tensión es zonal, puede haber un efecto desborde. Si mucha solar que aporta o absorbe reactiva está en un mismo sitio, solo desplazará a un ciclo combinado, y si está muy dispersa por España, no consigues desplazar a ninguno. Probablemente habrá un impacto mayor sobre las plantas de gas de Castilla-La Mancha o Huelva, donde hay mucha fotovoltaica".

Según dijo también Concha Sánchez este miércoles, esa operación en modo seguro que se activó tras el apagón encareció en 516 millones de euros la gestión del sistema en 2025, una subida de la luz del 2%, o unos 3 euros al mes para un consumidor medio. Otro estudio de la consultora energética Nera cifraba ese coste en 1.100 millones, el número que también han replicado las compañías eléctricas y el doble de lo que afirma Red Eléctrica, pero Sánchez cargó contra esos cálculos argumentando que "tienen otra terminología (sic)". 

El Gobierno aprueba este martes en el Consejo de Ministros la nueva y esperada Estrategia de Pobreza Energética, una actualización para los próximos cinco años de la guía que debe resolver el problema endémico de acceso a la energía en España, dado que millones de familias no pueden mantener una temperatura adecuada en su casa. Uno de los puntos a abordar es el reducido número de beneficiarios del bono social eléctrico y térmico. Por ello, el nuevo plan contempla crear una red de puntos de asesoramiento en municipios para darlos a conocer y ayudar con el papeleo.

Según el INE, uno de cada cuatro hogares en España (4,8 millones de viviendas) se encuentra en situación de pobreza o exclusión social, pero los beneficiarios del bono social en diciembre de 2025 eran solo 1,73 millones de hogares, lo que significa que este recurso apenas llega al 36% de quienes lo necesitan. Un estudio de Esade de 2022 llegaba a una conclusión parecida: las ayudas energéticas las reciben el 24,5% de las familias que cumplen con los requisitos.

El Gobierno tiene desde hace años el compromiso de incrementar esa cifra, pero hasta ahora no había desarrollado ningún programa para lograrlo. La nueva Estrategia 2026-2030, sin embargo, incluirá un "programa de apoyo a la constitución de puntos de asesoramiento energético" que podrán ser fijos o itinerantes, según ha podido saber infoLibre. Allí se aclarará si una familia cumple los requisitos para acceder a estas ayudas con el objetivo de captar a cientos de miles de familias.

La nueva estrategia también abordará el problema de los cortes de luz introduciendo el conocido como "principio de precaución", un protocolo para evitar que hogares de bajos recursos se queden sin energía. El problema no se resolverá inmediatamente porque el plan solo emplaza al Gobierno a introducir cambios a través de una futura ley, puesto que la Estrategia no tiene rango normativo. Como ejemplo de lo que podría llegar a ser, Cataluña ya cuenta con una ley autonómica de principio de precaución en los cortes de luz que obliga a las comercializadoras eléctricas a contactar con los servicios sociales antes de desconectar un domicilio. De esta manera, se activa un protocolo para resolver la situación.

Entre otras medidas, el nuevo plan del Ministerio de Transición Ecológica incluye también la introducción de la pobreza energética en la Atención Primaria, de manera que los centros de salud introduzcan en el historial médico si el paciente puede mantener una temperatura adecuada en casa, debido a que este problema también tensa el sistema sanitario, incrementando las enfermedades respiratorias e incluso la mortalidad.

La nueva Estrategia de Pobreza Energética llega un año tarde –debía haberse implementado el 1 de enero de 2025, cuando caducó la anterior– y no tendrá una dotación económica propia. Sus medidas se costearán con el presupuesto que ya tiene el Ministerio de Transición Ecológica y con una partida extra que provendrá del Fondo Social para el Clima, una hucha de 6.800 millones de euros procedentes de fondos europeos que se pondrá en marcha este año.

La primera de las medidas anunciadas, la puesta en marcha de las oficinas de asesoramiento para el bono social eléctrico, era una de las peticiones que habían hecho las organizaciones de consumidores para reducir la brecha entre quienes cumplen con los requisitos y quienes efectivamente lo reciben. Esta ayuda –pagada entre todos los consumidores de electricidad con un suplemento en el recibo– supone en 2026 un descuento sobre el coste de la luz del 42,5% para los consumidores vulnerables y del 57,5% para los vulnerables severos. En el caso del bono térmico, es una subvención cubierta con presupuestos nacionales y autonómicos cuya cuantía varía en función de la comunidad autónoma y la región climática del domicilio.

Cecilia Foronda, encargada de Transición Justa de la Fundación Ecodes, opina que esta red de ayuda presencial o telemática es una buena solución porque el asesoramiento individual tiene muy buenos resultados. Su organización lleva desde 2013 ayudando a familias vulnerables a acceder a ayudas, a mejorar hábitos de consumo energético o a rehabilitar domicilios, con muy buenos resultados. "De las 7.000 familias que atendimos el año pasado, el 74% no disfrutaba del bono eléctrico, y a final de año lo consiguió el 92%. Queda patente que cuando informas y acompañas, logras que las políticas públicas funcionen", valora.

Aunque las organizaciones de consumidores vean con buenos ojos la creación de esta red de oficinas, subrayan que esta no es la mejor política posible para mejorar la penetración del bono social. El Ministerio de Transición Ecológica valoró en la Estrategia de Pobreza Energética pasada (2019-2024) introducir un sistema automático que otorgase el bono eléctrico y térmico a quien cumpliese los criterios de renta, pero se terminó desechando por problemas con la Ley de Protección de Datos, según fuentes del sector.

Soledad Montero, experta en energía de la organización de consumidores CECU, sigue insistiendo en que habría que buscar la fórmula para encajar legalmente ese mecanismo automático. "La automatización de las ayudas energéticas es imprescindible. Si se hace en Portugal, no es posible que no se pueda hacer en España", subraya.

En todo caso, el incremento de los precios de la luz de los últimos años ya ha servido para atraer a 500.000 domicilios al bono social eléctrico en los últimos seis años, hasta superar los 1,7 millones de inscritos. El bono social eléctrico crece al mismo ritmo, ya que al tener el bono social eléctrico se concede automáticamente el térmico.

El último informe de la Universidad Pontificia Comillas sobre pobreza energética demuestra que queda mucho por hacer y que millones de españoles necesitan apoyo urgente para pagar las facturas. En 2024, el 27,1% de los hogares afirmó que no se pudo permitir gastar lo necesario para calentar su casa, y el 9,3% ni siquiera puede pagar una cuarta parte de lo necesario para cubrir sus necesidades energéticas básicas.

El recibo de la luz del usuario medio con la tarifa semirregulada (PVPC) fue en septiembre un 15,4% más caro que hace un año, ya que ha pasado de los 70,62 euros de 2024 a los 81,49 euros del mes de pasado, según un análisis de Facua dado a conocer este martes y recogido por EFE.

La factura de septiembre es la tercera factura más cara del año, aunque muy por debajo de los 95,70 euros de enero, ha explicado en un comunicado. El recibo mensual se ha incrementado en septiembre un 1% frente a los 80,71 euros de agosto para el usuario medio, esto es, un cliente con una potencia contratada de 4,4 kilovatios (kW) y un consumo de 366 kilovatios hora (kWh) mensuales.

En los últimos años, la factura del usuario medio del mes de septiembre fue de 70,62 euros en 2024, de 76,37 euros en 2023, de 137,93 euros en 2022, de 102,71 euros en 2021 y de 66,78 euros en 2020. Para abaratar la factura, Facua reivindica modificaciones de calado en el sistema de fijación de tarifas para evitar que las energías más caras sigan inflando la tarifa semirregulada.

Reclama desde 2021 que la nuclear y la hidroeléctrica salgan de la subasta marginalista diaria y sean sometidas a precios fijos fijados por el Gobierno a largo plazo, ha recordado en la nota.

De esta forma, se evitarían los denominados beneficios caídos del cielo de estas tecnologías gracias al diseño que desde hace décadas tiene el sistema marginalista, donde el precio de mercado lo determina la oferta más cara que permite satisfacer la demanda cada hora, ha explicado.

Asimismo, demanda medidas para fomentar que los consumidores optimicen la potencia contratada en sus viviendas, ya que, según Facua, los consumidores domésticos pagan a las eléctricas cerca de mil millones de euros de más cada año por el exceso de kilovatios que figuran en sus contratos.

El último Panel de Hogares de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), correspondiente al segundo semestre del año pasado, indica que siete de cada diez viviendas tienen contratada una potencia superior a la que necesitan.

El Ministerio de Transición Ecológica ha publicado este jueves su propuesta de nueva Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética 2026-2030, que llega con un año de retraso. Las principales ayudas a las familias vulnerables, el bono social eléctrico y térmico, se quedan por ahora como estaban, pero se quiere agilizar su concesión porque ahora solo lo reciben uno de cada cuatro potenciales beneficiarios. El Gobierno estima que a cierre de 2024 alrededor del 15% de la población vive en pobreza energética (2,9 millones de hogares), pero quiere mejorar la información que tiene de este colectivo y creará para ello el Observatorio sobre Pobreza Energética.

La estrategia tiene ahora que ser consensuada con las organizaciones sociales y echará a rodar antes de 2026. Será una continuación de la estrategia 2019-2024, pero tratará de corregir algunas de sus grandes carencias. Una de las medidas más criticadas es que millones de los hogares más pobres no conocen los bonos energéticos –que cubren hasta el 50% de la factura de la luz y hasta 397 euros al año en gas– o no son capaces de rellenar el papeleo. El ministerio prometió en el pasado desarrollar un sistema de concesión automática que ha sido imposible de implementar, y ahora aboga por buscar fórmulas más realistas que se discutirán en los próximos meses. 

Según un estudio de Esade, en 2022 solo el 24,5% de las familias que cumplen con los requisitos, recibieron las dos ayudas. El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) está realizando un seguimiento de 400 hogares con pobreza energética, y menos de la mitad recibía los bonos al inicio del proyecto. En todo caso, los beneficiarios de la ayuda eléctrica han crecido en 400.000 en seis años, hasta los 1,6 millones.

Otro de los frentes que quiere abordar la ministra Sara Aagesen es el abuso que ejercen las compañías eléctricas sobre los consumidores vulnerables, como las llamadas en frío en las que ofrecen supuestas ofertas que sacan al cliente de la tarifa regulada –la necesaria para acceder al bono social– con la promesa de ahorrarles dinero. Para solucionarlo, el Gobierno va a prohibir cualquier llamada no solicitada de una empresa eléctrica a partir de 2026. La Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC) ya había solicitado esta medida.

En relación con estos abusos, el Gobierno también quiere acabar con las facturas sorpresa en las que, por un error de la compañía, se reclaman cantidades excesivas al cliente. Por ejemplo, si una persona no recibe facturas durante meses y le llegan todas de golpe, o si por un fallo en el contador se exigen pagos de hace meses. Entre las soluciones propuestas, se exigirá que el pago se fraccione en el tiempo o que caduque si corresponde a periodos de más de un año.

El Gobierno también prepara cambios profundos sobre la prohibición actual de los cortes de luz, gas y agua a personas en riesgo. En este momento, ningún cliente considerado vulnerable, vulnerable severo o atendido por los servicios sociales puede ser dado de baja por impago, pero tras cuatro años de excepción, los técnicos del ministerio reconocen que este sistema no es sostenible.

El ministerio quiere desarrollar una ley que proteja de estos cortes a las familias con problemas económicos y a los enfermos que necesiten acceso a la luz mediante "mecanismos efectivos basados en el principio de la precaución", pero sin abrir la veda a más de un millón de potenciales morosos, como en la actualidad. Por ahora no tiene claro cómo hará esa criba, pero quiere tener lista una alternativa a corto plazo.

La razón de este cambio es que algunos hogares simplemente han dejado de pagar por completo y han acumulado deudas astronómicas que alguien tendrá que abonar algún día. El segundo motivo es que hay familias con ingresos medios y altos que han aprovechado para ahorrarse las facturas porque están en uno de estos tres grupos, ya que hay excepciones como familias numerosas, monoparentales o personas con discapacidad que pueden acceder a estas casillas con requisitos económicos más laxos.

Las familias numerosas han tenido un acceso preferente a estas ayudas desde que se creó el bono social eléctrico en 2009. A diferencia del resto de aspirantes, no tienen que cumplir ningún criterio económico para ser catalogadas como "vulnerables". La anterior ministra de Transición Ecológica, Teresa Ribera, prometió en 2023 que establecería un requisito de renta para estas familias, pero el Gobierno tiene todavía pendiente esta reforma.

Fuentes de este ministerio habían manifestado en el pasado que la Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética de 2026 sería el momento perfecto para corregirlo, pero por ahora no está claro que vaya a ocurrir. Según ha podido saber infoLibre, en los próximos meses se va a "reevaluar qué colectivos tienen que tener derecho al bono social", donde se valorará cambiar las condiciones de este colectivo, pero de manera consensuada con los afectados.

La trampa ha sido tan explotada que infoLibre lleva años publicando como diferentes políticos, como Alfonso Serrano –número dos del PP de Madrid–, pueden acceder a estos descuentos por su condición de familia numerosa.

Este martes el sector eléctrico ha desvelado un dato clave para el futuro de la industria española: la capacidad que tiene la red para que se conecten a ellas nuevos centros de demandas, como fábricas, hogares o puntos de recarga para vehículos. Las compañías creen que el sistema está "saturado" y son necesarias inversiones milmillonarias para hacer hueco a toda la industria y las nuevas necesidades del país. El Gobierno contesta que en los últimos cinco años ha dado accesos suficientes para "doblar la demanda nacional" de energía y que hay que mantener un equilibrio entre la dimensión de la red y el coste de mantenerla.

Los mapas de capacidad publicados este lunes por las distribuidoras eléctricas recogen que en total hay espacio para conectar a la red 27,6 gigavatios de demanda, según el conteo que ha hecho infoLibre con los datos publicados por las cinco principales distribuidoras, que están en manos de Iberdrola, Naturgy y EDP. El problema es que prácticamente la mitad de las provincias de España tienen efectivamente la red saturada, y no tienen nada de espacio para dar energía a nuevos clientes.

Como se observa en el mapa, salvo la Comunidad de Madrid, Comunidad Valencia y algunas provincias del norte del país, el resto tienen sus subestaciones eléctricas trabajando a pleno rendimiento, y hace falta invertir en mejorar estas instalaciones –o construir nuevas– para que las zonas puedan prosperar. Esto ocurre en un momento en el que multitud de empresas apuntan a la península para producir hidrógeno verde, fabricar baterías o montar centros de datos, sectores muy intensivos en electricidad.

Hay lugares especialmente preocupantes como Aragón, que aspira a ser el epicentro de la construcción de los centros de datos. En Zaragoza apenas están libres el 9,2% de la capacidad de sus nudos eléctricos, en Teruel el 1,29% y en Huesca no hay ni un hueco. Lo mismo ocurre en Cataluña, tanto en Barcelona como en Tarragona, dos epicentros turísticos e industriales del país. Málaga, Cádiz y Huelva también están totalmente saturados, una zona copada por las grandes tecnológicas y que aspira a convertirse en un valle del hidrógeno.

Desde el Ministerio de Transición Ecológica matizan que la red está abarrotada porque en los últimos cinco años se ha concedido acceso a cientos de proyectos de gran consumo eléctrico, por un valor total de 43 gigavatios –equivalentes a lo que consume ya el país– y la gran mayoría están pendientes de construirse.

Es decir, los grandes proyectos que ya llevan años apalabrados como fábricas de coches y baterías, centros de datos o polos de hidrógeno que se van a levantar de aquí a 2030 tienen sus conexiones garantizadas. En concreto, se ha concedido acceso a 12 GW de permisos son para centros de datos, 11,3 GW para proyectos industriales, 6 GW para proyectos urbanísticos, 3 GW para hidrógeno y 2,3 GW para recarga de coches eléctricos.

Las empresas eléctricas han aprovechado la presentación de estos datos para presionar al Gobierno para que les dé rienda suelta a la hora de ejecutar estas inversiones. Lo que gasten en esta transformación lo recuperarán a través de la remuneración anual que entrega la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) a cambio de realizar inversiones estratégicas, con un fondo que se financia a través de los peajes del recibo de la luz. 

"El Gobierno tiene que cubrir las necesidades de la red al mínimo coste posible para los ciudadanos. No puedes dedicarte a sobredimensionar la red para que se pueda poner una fábrica de baterías en cualquier punto del país y que lo paguen los consumidores", apunta un experto del sector. 

Un representante de una de las grandes eléctricas subraya sin embargo que "la situación es crítica", y pide a la CNMC que mejore las retribuciones a las empresas para que estas puedan invertir y resolver el atasco de la red. "La industria y las administraciones autonómicas llevan meses alertando de la falta de infraestructuras eléctricas, que dificulta la atracción de inversiones y la ejecución de proyectos estratégicos. Si no se acelera la inversión en redes y se revisa el modelo retributivo propuesto por la CNMC, el crecimiento económico y la competitividad quedarán seriamente comprometidos", señala este portavoz. 

La disputa no es baladí porque precisamente ahora la CNMC está debatiendo cuál será la retribución que recibirán estas compañías durante los próximos seis años –de 2026 a 2031– a cambio de explotar la red de distribución, la que transporta la energía de media y baja tensión desde las subestaciones hasta el cliente final. El organismo dirigido por Cani Fernández también debate cuál será el techo de las inversiones y cuáles se priorizarán.

En julio, la CNMC publicó una propuesta que todavía debe ser ratificada, y que eleva la retribución financiera al 6,46% para el próximo periodo. Se trata de casi un punto por encima del periodo pasado (5,58%), pero un punto porcentual por debajo de lo que reclama la patronal Aelec (7,5%), donde están agrupadas Iberdrola, Endesa y EDP.

"El nuevo sistema que propone la CNMC es continuista, pero es evidente que no ha gustado a las compañías", valora Tomás Gómez San Román, profesor de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Comillas ICAI. "Plantea un sistema de incentivos para incrementar la eficiencia de las instalaciones que ya están construidas, y eso es positivo porque hay que aprovechar lo que se tiene. En el anterior esquema (2019-2025) no se discutían las inversiones, las empresas construían y se les pagaba, aunque con un tope, pero es que todo lo que se gasten corre a cuenta del bolsillo del consumidor", añade el experto.

Las cinco grandes eléctricas de España crecieron como la espuma durante la crisis energética aprovechando la crisis de precios, pero el tiempo pasa y su dominio del mercado parece haberse consolidado. Es la conclusión de los datos publicados este lunes por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que calcula que la cuota de mercado de esas compañías ha subido cinco puntos en cinco años, hasta abarcar el 90% de los contratos de luz de los hogares. 

Iberdrola (33%), Endesa (32%), Naturgy (14%), Repsol (7%) y TotalEnergies (4%), son por orden las eléctricas con mayor tamaño del mercado de hogares, mientras que el grupo otros operadores del mercado, donde se aglutinan el resto de compañías, apenas concentraba a cierre de 2024 el 10% de los clientes. En diciembre de 2020, dos meses antes de que estallase la guerra de Ucrania, este último grupo dominaba el 15% del mercado.

Durante los meses más duros de la crisis energética, en primavera y verano de 2022, las principales eléctricas aprovecharon para engordar su lista de clientes de hogares con ofertas que no podían igual las pequeñas comercializadoras porque toda la cadena de valor, desde la generación hasta la distribución y la venta. Durante esos meses, decenas de pequeñas eléctricas tuvieron incluso que cerrar porque no podían funcionar en ese mercado extremo. Y aunque lo peor de la crisis energética se dieron por terminados a finales de 2023, la diversificación del mercado eléctrico no ha regresado.

De entre las grandes, Repsol y TotalEnergies son las comercializadoras de luz que más ha crecido en estos cinco años, y han comido parte del mercado a Iberdrola y Endesa, que en ese mismo periodo han perdido cada una dos puntos porcentuales del pastel. Por su parte, Naturgy permanece congelada en el 14% de cuota de mercado.

Mientras en el sector de los hogares se asientan las grandes eléctricas, estas han sufrido una fuerte caída en su dominio de la venta de luz a pymes e industrias, según la CNMC. En estos dos sectores, el grupo otros operadores del mercado es el que concentra el mayor número de clientes, superando a cualquier gran compañía. Ese pedazo del mercado está compuesto por compañías que tienen un 3% o menos de los clientes totales, de manera que en tanto el sector oficinas como industrial está bien segmentado en decenas de eléctricas.

Otra de las conclusiones del informe del regulador es que la tarifa regulada de la luz para hogares, la conocida como PVPC, ha perdido una gran popularidad estos años. Pese a que el precio de la luz ha subido respecto a los años anteriores a la pandemia, la sensación de bajada respecto al pico de 2022 ha provocado que muchas eléctricas hayan convencido a sus clientes de pasarse a una tarifa del mercado libre, generalmente más caras porque aplican recargos superiores.

En concreto, la tarifa regulada de la luz (o PVPC) perdió más de 1,6 millones de clientes entre diciembre de 2021 y diciembre de 2024, hasta quedarse en los 8,32 millones de puntos de suministro sobre un total de 28,47 millones que hay en España con una potencia inferior a 15 kW. En este caso, el descenso no está relacionado con la crisis energética, sino que la cifra ha menguado año a año desde su creación en 2013, pero sí que se ha agravado. 

“Durante el año 2023, se había observado una desaceleración en el ritmo de dicha migración hacia el mercado libre, en parte debido a la significativa reducción de los precios en el mercado mayorista, lo que hizo más atractiva la permanencia en la opción del PVPC. Sin embargo, en 2024 esta tendencia se revirtió, intensificándose nuevamente el trasvase de consumidores desde el PVPC hacia ofertas en mercado libre”, concluye el informe de la CNMC. En este momento, el 29% de los españoles tiene una tarifa PVPC, mientras que el 71% ha contratado una libre.

En cuanto al mercado del gas, la competencia es superior a la del mercado eléctrico, como subraya el regulador, aunque Naturgy es la líder indiscutible sobre todas las compañías. A cierre de 2024, la CNMC concluye que esta empresa controlaba el 40% de las ventas a domicilios, aunque ha caído respecto al 45% de cuota que tenía en 2019. La gran diferencia frente a la luz es que el segundo gran actor son los otros operadores del mercado, una prueba clara de que el mercado esta repartido, y ese grupo concentra el 17% de los clientes. Le siguen Endesa (17%), TotaEnergies (10%), Iberdrola (10%), Repsol y Eni.

La investigación sobre el apagón del 28 de abril tendrá repercusiones mucho más profundas de lo que se esperaba en un principio. El Gobierno ha presentado este martes un "calendario intensivo" de trabajo para Red Eléctrica y las grandes compañías energéticas, que serán auditadas durante los próximos meses por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y tendrán que tomar numerosas medidas de mejora durante los próximos años. La regulación de la tensión de la red será el principal campo de trabajo tras demostrarse lagunas de seguridad en todos los niveles del sistema.

La investigación del Ministerio de Transición Ecológica sobre el cero eléctrico demostró que el sistema ibérico soporta a menudo problemas de sobretensiones locales y que la mañana del día 28 el operador del sistema programó un número excepcionalmente bajo de centrales para proteger la red en caso de picos de tensión. Paralelamente, las once centrales térmicas que debían reducir la tensión fallaron en su tarea e incluso una de ellas aportó tensión extra a la red, empeorando la situación.

El Gobierno ha respondido ante este fallo general ordenando este martes a la CNMC que en los próximos seis meses investigue a "todos los operadores" del sistema eléctrico que tienen obligación de controlar la tensión, con un primer informe que deberá estar listo a finales de septiembre. Este estudio abarcará tanto a Red Eléctrica (REE) como a las grandes compañías generadoras, entre ellas Naturgy, Iberdrola y Endesa, que son las que fallaron esa mañana.

El problema es que esta investigación y el resto de cambios propuestos este martes se han aprobado vía real decreto ley. Este miércoles entran previsiblemente en vigor, pero tienen que ser ratificados en el Congreso en el plazo de un mes y el Gobierno necesitará a sus socios en un momento político extremadamente volátil por la corrupción. Fuentes del ministerio transmiten que el paquete normativo "es viable, también políticamente".

La regulación de la tensión es solo la punta del iceberg de lo que quiere abordar el Gobierno en los próximos meses. El real decreto incluye un mandato a Red Eléctrica para que en los próximos 15 meses elabore propuestas normativas para reformar hasta seis áreas diferentes de su operación. De aquí a tres meses tendrá que desarrollar una propuesta para mejorar las amortiguaciones de las oscilaciones de frecuencia en la red. Esta actuación es prioritaria porque el apagón del día 28 se inició precisamente cuando REE trató de amortiguar una de estas vibraciones y provocó una subida de tensión que fue imposible de corregir.

También se ha encomendado al operador de la red que haga una propuesta normativa sobre cuál es la variación de tensión que puede soportar la red, sobre la calidad de la inyección de potencia de las instalaciones generadoras, sobre el mercado de restricciones técnicas y de ajustes, sobre la coordinación de la red y sobre la calidad de la información que remiten todas las empresas que participan en el sistema.

El Gobierno ha introducido además por vía urgente dentro de la planificación de Red Eléctrica 2021-2026, que ya está en su fase final, la construcción de compensadores síncronos, nuevas reactancias y otras máquinas para regular la tensión y la frecuencia de la red. El operador tendrá ahora que estudiar dónde hacen falta en la península y licitar su instalación en los próximos meses. 

Por último, Transición Ecológica ha ordenado a Red Eléctrica elaborar un plan más completo sobre cómo recuperar el suministro eléctrico en caso de apagón. "La reposición fue ágil y exitosa, pero entendemos que es importante recoger las lecciones aprendidas ese día", dijo este martes la ministra Sara Aagesen. La también vicepresidenta añadió la semana pasada que durante la investigación del apagón se detectaron lagunas relevantes en la seguridad cibernética de las compañías eléctricas y que se tomarán medidas, pero no han sido incluidas finalmente en este paquete.

Estas actuaciones aportarán más seguridad a la operación diaria del sistema eléctrico, pero el paquete normativo del Gobierno no se queda ahí. Aprovechando la urgencia del apagón, Transición Ecológica ha introducido en la legislación cambios que llevaban años reclamando empresas eléctricas y organizaciones de consumidores para culminar el proceso de transición energética de aquí a 2030.

Se va a facilitar, por ejemplo, el proceso para instalar cargadores eléctricos en gasolineras y la conexión de demanda industrial a los nudos de la red. El autoconsumo para comunidades va a vivir un importante impulso porque se va a permitir que los paneles solares se ubiquen hasta a cinco kilómetros de los usuarios y se va a crear la figura del gestor del autoconsumo para facilitar la coordinación de los proyectos. Los parques de baterías, que hasta ahora son residuales, van a tener a partir de ahora una tramitación mucho más laxa.

También se va a habilitar a los ayuntamientos para que puedan reducir un 50% el IBI y el 95% de los ICIO (impuesto de construcción) a los edificios que introduzcan bombas eléctricas de calor, más eficientes que las calderas de gas. Asimismo, se han reducido un 80% los peajes eléctricos para la industria electrointensiva.

El objetivo de todo este paquete es impulsar la demanda eléctrica, una política imprescindible para que el abaratamiento de la luz con las renovables se traduzca en un ahorro real en la economía y en la reducción de consumo de gasolinas y gas importados.

Reparto de culpas sobre el día del apagón. El Gobierno atribuye el origen del cero eléctrico del pasado 28 de abril a que el sistema eléctrico español era especialmente vulnerable debido a la programación que hizo Red Eléctrica, avalada por los cálculos de sus ingenieros. Al mismo tiempo, las compañías energéticas también incumplieron con su obligación de regular la tensión de la red, de manera que después de mes y medio de investigación no hay un responsable claro del suceso.

La ministra de Transición Ecológica, Sara Aagesen, ha presentado este martes el primer informe oficial desde el cero eléctrico ocurrido hace siete semanas, y ha subrayado que su intención no es buscar culpables, sino identificar las causas y buscar soluciones para que no vuelva a ocurrir. Fuentes del ministerio han trasladado que las posibles sanciones administrativas o penales, si llegan, será de las investigaciones que realiza por su cuenta la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y la Audiencia Nacional. Está por ver si las conclusiones conocidas este martes serán suficientes para reclamar las pérdidas económicas millonarias de esa jornada.

Este primer análisis técnico de lo ocurrido arroja luz sobre multitud de incógnitas que rodean a esos minutos previos. El resumen que ha hecho el ministerio es que el sistema eléctrico español se desestabilizó en varias ocasiones en la media hora anterior al apagón, y que el operador del sistema, Red Eléctrica (REE), trató de compensar esos vaivenes reprogramando la generación, pero esas actuaciones —aunque cumplieron con su función— descontrolaron la tensión del sistema gasta el punto de que fue imposible recuperarlo.

A esto se suma que esa jornada la red eléctrica del país era especialmente vulnerable porque había solo once centrales térmicas disponibles encargadas de regular la tensión por orden del operador, la cifra más baja de este año. El día anterior se habían programado diez para esa jornada, pero a última hora del domingo una de ellas notificó que pasaba a estar inoperativa y aun así REE calculó que el sistema era suficientemente seguro.

En todo caso, el Gobierno ha subrayado que REE no fue el único responsable del cero, sino que las compañías eléctricas tampoco cumplieron con su obligación legal de regular los picos de tensiones en el sistema. De las once centrales térmicas (nucleares y de gas) que había en reserva para proteger el sistema eléctrico, ninguna cumplió con su cometido correctamente. "La información que se nos ha remitido es que todas ellas tenían algún grado de incumplimiento", ha señalado Aagesen en una rueda de prensa tras el Consejo de Ministros. "Alguna, incluso, produjo energía reactiva, lo contrario de lo requerido, contribuyendo a incrementar el problema", añaden desde su ministerio.

En las últimas semanas las grandes eléctricas, a través de la patronal Aelec (Iberdrola, Endesa y TotalEnergies) han tratado de volcar toda la culpa del apagón sobre REE (participada en un 20% por el Gobierno) y han reiterado su completa colaboración con la investigación. Sin embargo, Aagesen ha desvelado este martes que las compañías han dejado claro que sus nombres y sus instalaciones no pueden aparecer en el informe público. "A los agentes les hemos solicitado dar toda la información, pero respetando esa confidencialidad no vamos a poder dar nombres de instalaciones concretas", ha dicho. Personal del ministerio ha aclarado después que algunas compañías pidieron anonimizar cierta información, mientras que otras empresas no han dejado publicar al Gobierno absolutamente nada que las pueda implicar dentro del documento.

Esta información es clave porque los ciudadanos no puede saber cuáles son las once centrales que no cumplieron con su obligación de corregir los picos de tensión en la red, labor por la que además reciben millones de euros cada día —600 millones en 2024—. Además, también es confidencial la zona cero del evento, la instalación que desencadenó el desequilibrio de la red media hora antes del gran apagón.

Aunque ya se habían producido picos de tensión en días anteriores y en horas previas al cero, la ministra ha señalado que a las 12.03 horas (el cero fue a las 12.33 horas) los expertos han detectado una vibración de la frecuencia anormal en el sistema ibérico. Fue provocada por "una instalación fotovoltaica del suroeste de España que falló o funcionó de manera incorrecta", según apuntan desde Transición Ecológica, aunque no tienen permiso para decir cuál. A las 12.19 se volvió a producir otra vibración de la frecuencia en la red, que esta vez una oscilación habitual que reverbera por toda la red de Europa.

REE trató de amortiguar las dos oscilaciones de frecuencia mediante los procedimientos habituales: abrir nuevas conexiones de alta tensión, reducir la exportación de electricidad a Francia y cambiar esta interconexión fronteriza a corriente continua. Las maniobras contuvieron las vibraciones en la red, pero provocaron una subida de la tensión, que a partir de ahí continuó escalando durante los siguientes minutos de manera irremediable.

La subida de la tensión provocó primero el apagón de algunas centrales que se desconectaron para no sufrir averías, y esto inició una caída en cadena del resto de la generación. Si la demanda de electricidad se mantiene intacta y la producción eléctrica cae, la tensión sube, de manera que se produjo un efecto bola de nieve que hizo imposible devolver la red eléctrica a sus valores seguros. Se activaron los mecanismos de protección de la red, los llamados sistemas de deslastre, pero estos no son capaces de corregir grandes picos de tensión.

"La gran pérdida de generación ocurre en solo cinco segundos, pero la escalada de sobretensión era tal que no había nada que hacer", ha reconocido la ministra. "Su contención solo habría sido posible con una capacidad enorme de controlar la tensión. Lo que faltaba en el sistema era capacidad para regular tensión", ha insistido en la rueda de prensa.

Estos mecanismos de control de tensión eran las once plantas térmicas privadas que no actuaron como recoge la ley, aunque también habría ayudado que REE programase más centrales síncronas el día anterior. Fuentes del ministerio añaden además que ninguna de las compañías eléctricas ha reconocido en las reuniones a puerta cerrada haber incumplido los parámetros de regulación de tensión, y el Gobierno cree que esto probablemente se estudiará en profundidad en las investigaciones abiertas por la CNMC y la Audiencia Nacional.

La auditoría dirigida por el ministerio que se acaba de conocer es una de las múltiples investigaciones oficiales sobre lo ocurrido el día del apagón y ha sido elaborada por el Departamento de Seguridad Nacional y personal de cuatro ministerios, entre ellos especialistas en energía de Transición Ecológica y analistas de ciberseguridad de Defensa, Interior y Transición Digital. El comité fue creado 48 horas después del apagón y se ha reunido en 14 ocasiones.

En 2024, Iberdrola ganó más de 5.600 millones de euros. La mitad de esos beneficios provienen de su negocio en España. Sin embargo, quienes garantizan el suministro eléctrico día a día —técnicos, ingenieros, operarios, personal de soporte— apenas han visto una subida del 2,8% en cuatro años, frente a una inflación del 19,4%. Esta brecha no es solo injusta: es peligrosa.

¿Queremos tener a los técnicos que operan nuestras centrales nucleares cobrando sueldos congelados? ¿Queremos que los profesionales en ciberseguridad que protegen nuestras redes eléctricas estén mal pagados, desmotivados o en fuga hacia el sector privado extranjero? ¿Qué nivel de resiliencia puede ofrecer un sistema eléctrico en manos de fondos que solo buscan rentabilidad?

Porque Iberdrola ya no es una empresa nacional. Su mayor accionista es Qatar Investment Authority (8,7%), seguido por BlackRock (6,6%), Vanguard (4%) y otros fondos especulativos. Más del 70% del capital está en manos de inversores extranjeros que no tributan aquí, no emplean aquí y no responden ante la ciudadanía española

La presencia de estos fondos buitre en una infraestructura crítica es una amenaza a la soberanía energética. No se trata solo de dividendos: hablamos de seguridad nacional. La energía es esencial para hospitales, defensa, industria, comunicaciones y vida cotidiana. No puede depender de las decisiones de accionistas anónimos en Nueva York, Londres o Doha. 

Nacionalizar Iberdrola no es una consigna radical: es una respuesta necesaria. Significa recuperar el control sobre un bien esencial, invertir en talento técnico y profesional, garantizar precios justos y reinvertir beneficios en la transición ecológica del país. Porque la energía no es un negocio, es un derecho. Y porque un país que no controla su energía, no controla su futuro.

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Alberto García Fernández es socio de infoLibre.

Donald Trump se ha dedicado desde el primer día en la Casa Blanca a enterrar toda política relacionada con el impulso de las energías limpias y ha difundido bulos descarados sobre estas tecnologías. La primera consecuencia fue una caída de la inversión en la solar y la eólica, así como la cancelación de proyectos en el país, pero la idea ha taladrado poco a poco en la opinión pública y el apoyo de los estadounidenses a las energías renovables ha caído en picado en cuatro años. La noticia es una advertencia de que la proliferación del discurso anti renovables, en auge en Occidente, está calando y pone en riesgo la lucha contra el cambio climático. 

El centro de estudios Pew Research publicó esta semana que desde que acabó el primer mandato de Trump en enero de 2021 hasta mayo de 2025, la popularidad de la energía fotovoltaica y la eólica se ha desplomado. Hace cuatro años, el 90% de los estadounidenses apoyaba los paneles solares y el 83%, los molinos de viento; ahora lo hace el 77% y el 68% de la población, respectivamente. En general, siguen viéndose como necesarias, pero su popularidad está en decadencia. 

En la última década, Trump ha frivolizado a menudo con el calentamiento global, pese a que Estados Unidos sufre huracanes y olas de calor cada vez más agresivas. El sector que más contribuye al cambio climático es, por mucho, la generación de electricidad, pero el presidente estadounidense se ha declarado abiertamente anti energías limpias. Desde que empezó la campaña electoral en 2024, ha dicho que los molinos de viento construidos en el mar son culpables de la muerte de las ballenas porque "las vuelven locas", que afean el paisaje y que amenazan a la agricultura y la pesca. Lo mismo con el coche eléctrico, que considera un capricho ideológico de su predecesor, Joe Biden.

Pero su cruzada no se queda en las palabras. Hace dos semanas, el Congreso de Estados Unidos dio su visto bueno a un recorte de decenas de miles millones de dólares a las ayudas fiscales que habían aprobado los demócratas en la famosa Inflation Reduction Act de 2022, la mayor legislación pro renovables de la historia del país. Incluía por ejemplo una ayuda de 7.500 dólares para comprar un coche eléctrico y subvenciones para plantas de baterías. También ha paralizado indefinidamente la concesión de permisos para construir instalaciones eólicas y ha impuesto aranceles a productos imprescindibles para la transición energética.

Pedro Fresco, autor del libro Energy fakes, sobre los bulos energéticos, opina que esta campaña contra la energía limpia es absolutamente ideológica. "La extrema derecha tiene una serie de enemigos como la inmigración, el feminismo, el ecologismo y las renovables. Lo importante es que si el argumento climático no es suficiente para convencer, tienes la garantía de que la energía solar es la más barata del mercado", explica. Paradójicamente, recuerda, Texas es la segunda potencia fotovoltaica del país, pese a ser un estado profundamente republicano.

La encuesta de Pew Research muestra no solo la caída del apoyo a las renovables, sino el crecimiento de la energía nuclear, el carbón y el fracking, tres tecnologías arropadas por Trump y por los partidos ultra de Europa. En 2021, el 40% de los adultos estadounidenses creía que había que aumentar el parque nuclear y ahora lo hace el 59%. Sobre los combustibles fósiles, el apoyo general del país se mantiene más o menos estable, con una pequeña subida, pero entre los votantes republicanos ha subido con muchísima fuerza.

"Hoy, el 67% de los republicanos y simpatizantes republicanos afirman que el país debería priorizar el desarrollo de combustibles fósiles como el petróleo, el carbón y el gas natural. En 2020, el 65% de los republicanos afirmó que el desarrollo de las energías renovables debería ser la mayor prioridad del país", recoge el estudio de Pew Research. En abril, la Casa Blanca aprobó una ley para incentivar la minería de "carbón limpio", pese a que es la energía más contaminante del planeta.

La batalla cultural contra las renovables se replica también en los partidos ultra de toda Europa, desde Polonia hasta Alemania, pasando por Italia o España. Durante la campaña electoral de Alemania, en enero, el partido de extrema derecha AfD prometió derribar los molinos de viento del país, pero perdió los comicios. En Italia, el partido de Giorgia Meloni ha dado los primeros pasos para construir centrales nucleares a final de esta década, aunque por ahora apuestan por pequeños reactores nucleares y de fusión, dos tecnologías todavía en investigación.

En España, el apagón sirvió para alimentar toda clase de bulos y teorías conspiranoicas para alimentar el miedo hacia las energías renovables y aupar a la energía nuclear en un momento clave en el que se discute alargar la vida de los reactores atómicos del país. De hecho, las grandes eléctricas (Iberdrola, Endesa y Naturgy) han multiplicado desde el 28 de abril sus peticiones públicas de alargar la vida de las nucleares, y este mes presentarán una petición formal al Ministerio de Transición Ecológica.

La organización de estudios sociológicos More in Common hizo una encuesta dos semanas después del apagón para estudiar cómo había afectado a la opinión pública. Luis Aguado, director asociado de la organización, explica que afortunadamente no ha habido grandes cambios, aunque parece que las nucleares han ganado un pequeño apoyo que llega en el momento más importante.

"En marzo hicimos una encuesta y el 51% de los españoles estaban a favor de la nuclear. Ahora es el 56%. Aunque también hay que decir que no son la tecnología mejor valorada y pese a todo el revuelo de estos días, la energía solar sigue siendo la favorita", señala Luis Aguado, director de More in Common en España. "Otra cosa que ya sabíamos y que volvemos a confirmar es que la política energética está muy polarizada en España: los votantes del PP y Vox son pro nucleares y los de izquierdas, pro renovables.

El encarecimiento drástico de la energía derivado de la invasión de Ucrania ha transformado el mercado gasista en España. Los hogares se han refugiado en el mercado regulado del gas para evitar sorpresas en la factura y en apenas tres años más de 1,5 millones de clientes se han pasado a la llamada tarifa de último recurso (TUR), cuyo precio se fija cada trimestre a partir de un cálculo establecido por el Gobierno que impide a las compañías inflar sus beneficios. En el mercado eléctrico hay una tarifa similar, la conocida como PVPC, pero en este caso se han perdido más de 1,6 millones de clientes en el mismo periodo.

Los últimos datos publicados este lunes por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) desvelan que a cierre del año pasado había en España 3,1 millones de puntos suscritos a una TUR, frente a los 1,52 millones que había en diciembre de 2021. Aunque haya habido este trasvase masivo, la TUR de gas sigue siendo la opción minoritaria, con el 39% de los clientes totales en España, que ascienden a 7,98 millones. El 61% restante tiene una tarifa libre.

El principal subidón de la contratación de TUR en España se produjo entre el otoño y el invierno de 2022, cuando más de un millón de clientes se movieron a esta tarifa después de que el gas natural disparase su precio a cotas nunca vistas en Europa. En 2024, dice la CNMC, el trasvase "se moderó respecto a 2023", pero continuó con un incremento de 93.500 nuevos usuarios.

La principal consecuencia es que los hogares y microempresas con la TUR han disfrutado de unos precios inferiores, especialmente entre enero de 2022 y julio de 2024, porque a sus habituales beneficios se sumó que estuvo subvencionada. La segunda consecuencia es que las grandes energéticas han perdido una enorme masa de clientes a los que venden tarifas libres porque solo hay cuatro compañías que pueden vender la TUR: Naturgy, Endesa, Iberdrola y TotalEnergies. Estas cuatro energéticas han perdido 1,7 millones de clientes libres en los últimos tres años. La mayoría se han pasado a la TUR —dentro de la misma compañía—, aunque también ha habido una pequeña fuga a la competencia, principalmente a Repsol.

Las comunidades de propietarios con una caldera común también pueden desde 2022 contratar una TUR vecinal, aunque el éxito ha sido limitado. Hay unas 6.000 comunidades que la tienen contratada, una cifra que sigue congelada desde 2023.

El comparador de precios de la CNMC continúa situando a la TUR como la tarifa más barata de gas del mercado, de lejos. Un hogar medio en España (7.500 kWh de gas al año) pagaría ahora 491,09 euros al año si está suscrito a la TUR, mientras que las ofertas libres de las compañías parten de los 625 euros para ese consumo, casi un 30% más, e incluso llegan a superar los 900 euros al año, en función de la gasista. La tarifa de último recurso ya no está subvencionada porque lo peor de la crisis ha pasado, pero sigue siendo más barata porque los parámetros para su cálculo están fijados por el Gobierno.

José Luis Sancha, profesor de Modelado de Sistemas de Energía en la Universidad Pontificia Comillas, subraya que ha habido una importante incorporación de clientes a la TUR de gas, pero que por desgracia todavía no la conoce todo el mundo. "Tiene el 40% de la cuota de mercado cuando tendría que tener el 100% porque la diferencia de precio es clarísima".

El responsable comercial de una gran compañía española lo resume así. "Nosotros solemos comercializar un buen precio, pero la TUR nos ha batido todos los meses desde que comenzó la guerra de Ucrania. Si durante más de dos años bate todas las ofertas, es que está por debajo de precio de mercado", afirma.

Pese a que el precio de la luz ha sufrido las mismas subidas que el gas natural, la tarifa regulada de la luz (o PVPC) perdió más de 1,6 millones de clientes entre diciembre de 2021 y diciembre de 2024, hasta quedarse en los 8,32 millones de puntos de suministro sobre un total de 28,47 millones que hay en España con una potencia inferior a 15 kW. En este caso, el descenso no está relacionado con la crisis energética, sino que la cifra ha menguado año a año desde que fue creada en 2014. El 29% de los españoles tiene una tarifa PVPC, mientras que el 71% ha contratado una libre.

Sancha explica que, al contrario que ocurre con el gas natural, la PVPC eléctrica es más complicada de entender y genera confusión entre la población. Si en la TUR de gas el precio es fijo durante todo el trimestre (solo depende de si se consume más o menos), en la PVPC los precios de la electricidad varían cada hora en función de la subasta diaria, y hay que prestar además atención a las horas punta y valle de los peajes y la potencia.

"En la PVPC hay muchas variables y eso genera aversión entre los consumidores, y además hay algunas ofertas de comercializadoras que se acercan mucho al precio regulado, por lo que no es tan atractiva como la TUR de gas. Evidentemente, también entra en juego la publicidad. Ninguna compañía te va a llamar para ofrecerte una tarifa regulada de la luz, pero sí te fríen cada día con llamadas para que te pases a sus tarifas libres", señala Sancha.

Según el comparador de la CNMC, en este momento la tarifa regulada de la luz también es más barata que todas las alternativas del mercado libre. En el último mes, para un hogar medio, marca un precio de 58,58 €/MWh, mientras que las ofertas libres parten de los 62 €/MWh, e incluso marcan 80 y 90 €/MWh, en función de la compañía.

El profesional que también ha participado en este artículo, y que prefiere omitir su nombre, también destaca que en la elaboración de la PVPC el margen de beneficio de las comercializadoras está topado para que el producto sea más atractivo que las alternativas libres. "Si el margen comercial en la PVPC es de 1 o 2 €/MWh, el de un producto similar para hogares en el mercado libre supera las dos cifras. La diferencia es muy importante", revela.

También recuerda que una parte de los clientes españoles que han abandonado en los últimos años la PVPC lo han hecho porque son empresas. Históricamente, cualquier consumidor con menos de 10 kW de potencia contratada y una tensión inferior a 1 kV podía contratar una PVPC, pero el Gobierno incluyó en 2024 la condición de que las empresas solo podrían acogerse si son micro, es decir, menos de 10 trabajadores. El sector estimó entonces que 40.000 compañías saldrían de la tarifa regulada de la luz.

La ministra de Transición Ecológica, Sara Aagesen, ya da por buena la versión que atribuye el apagón a una sobretensión en la red. Lo adelantó el miércoles pasado en su comparecencia del Congreso y lo volvió a repetir este miércoles en el Senado, donde confirmó que "es la principal causa que aportan los diferentes operadores" del sistema español. El problema es que estos picos de tensión se repiten desde hace semanas, e incluso años, y no se abordaron a tiempo.

Las grandes eléctricas (Iberdrola, Endesa y EDP), a través de la patronal Aelec, emitieron un comunicado este martes quejándose de que llevaban produciéndose "variaciones extremas y generalizadas de tensión" durante "los días previos" al apagón, y que la investigación debe abarcar también registros anteriores de la red. Aagesen ya dijo la semana pasada en el Congreso que la investigación liderada por su ministerio, y que durará seis meses, también analizará los días anteriores.

Diferentes expertos ya habían puesto sobre la mesa tras el incidente que la sobretensión era una de las explicaciones más coherentes para el apagón, pero que los picos de voltaje son fenómenos locales y que hacía falta tener acceso a los datos de las eléctricas para estudiar esta vía. Este martes, Aelec publicó por primera vez registros de dos estaciones peninsulares con picos de tensión que superaron los límites de seguridad y que explican el apagado automático de las plantas de generación.

En la subestación eléctrica de Lancha (Córdoba) se registraron en los instantes previos al apagón "valores cercanos a 250 kV en una red cuya tensión nominal es 220 kV, valor que sobrepasa los límites considerados admisibles y que provocaron la desconexión de las instalaciones conectadas a la red, al activarse las protecciones automáticas que actuaron de acuerdo con la normativa vigente", explica la patronal.

Lo mismo ocurrió en una subestación de Badajoz, de 400 kV, donde la tensión superó los 470 kV antes del apagón y provocó la desconexión de la planta. El problema, subrayan las eléctricas, es que además de estos eventos extremos, llevaban registrando desde las 10.00 horas de esa mañana subidas y caídas fuertes de la tensión que superaban los umbrales de operación estándar. "Ya en los días 22 y 24 de abril se habían observado variaciones que provocaron la desconexión automática de instalaciones de generación y de clientes (caso de la refinería de Cartagena y de líneas de alta velocidad de ADIF)", recuerdan además las eléctricas.

El problema, en realidad, se remonta meses, e incluso años. El pasado 9 de enero la central nuclear de Almaraz II (Cáceres) interrumpió su suministro por un problema técnico derivado de "oscilaciones en la red de alta tensión". Además, la propia Red Eléctrica (REE) ya reconocía en 2020 que el sistema español estaba evolucionando con las renovables y generando "severos problemas especialmente de sobretensión en periodos valle y llano", y pidió entonces permiso entonces a la CNMC para desarrollar un mecanismo para intentar corregirlo. "Estas elevadas tensiones en la red podrían provocar el desacoplamiento intempestivo de instalaciones conectadas a la misma", subrayó también en 2023 la CNMC como respuesta a REE.

Hay diferentes razones que justifican estos sobresaltos en el voltaje de la red, y todas ellas convergen en primavera, el periodo de mayor riesgo de sobretensiones. La generación renovable es muy elevada por el sol y el viento, mientras que la demanda de energía es baja porque no se encienden ni las calefacciones ni los aires acondicionados. A esto se suma que el papel cada vez mayor de las renovables, que reduce la sincronía del sistema y no tiene los medios para equilibrar la tensión.

Luis Badesa, experto en redes eléctricas de la Universidad Politécnica de Madrid, explica que, cuando las redes transportan una carga baja de electricidad, se producen picos de la llamada energía reactiva en la red, que a su vez desembocan en una subida de la tensión que las plantas fotovoltaicas no pueden compensar. "Desde luego no es un problema nuevo", afirma Badesa. "Ya parece bastante claro que fueron la causa de las tres primeras desconexiones, y probablemente también de la estocada final que provocó el apagón", añade.

Carlos Batlle, experto en redes de la Universidad Pontificia Comillas, también publicó hace dos semanas un extenso análisis que apuntaba a la sobretensión como el origen del suceso. Y aporta diferentes soluciones para el futuro. Una es la instalación de equipos que controlen la tensión, como reactancias, compensadores síncronos o baterías, pero con las dos primeras no ha habido una política eficaz de desarrollo, y las baterías todavía no han aterrizado a gran escala porque no son rentables.

Otra alternativa es utilizar a plantas generadoras que no sean imprescindibles para que absorban la energía reactiva de la red sobrante y equilibrar la tensión. Para ello habría que pagar a embalses, ciclos combinados de gas o nucleares para que se mantengan encendidos a mínima potencia por si hace falta que actúen en caso de desajuste, con el consiguiente "coste no despreciable, porque arrancar el grupo requiere incurrir en un coste fijo que no depende de si termina produciendo muchas o pocas horas".

Red Eléctrica apostó por esta fórmula y en 2023 realizó un proyecto piloto en Galicia y Andalucía, que luego repitió en 2024, pero esta vez con la participación de la demanda (empresas y fábricas), no de la generación. En enero de 2025, la CNMC prorrogó el proyecto otros 12 meses para tener unas conclusiones más precisas. "Sus resultados serán valiosos para el diseño del futuro mercado de control de tensión", dijo entonces el regulador.

En las últimas semanas se ha debatido si el origen del apagón estaba en la frecuencia de la red, otro de los parámetros —junto con la tensión— que pueden provocar la desconexión automática de plantas de generación por seguridad. Pero los datos disponibles descartan que la frecuencia llegase a niveles peligrosos para el sistema ibérico.

El principal mecanismo para corregir rápidamente la frecuencia es la inercia de la red, que también se ha utilizado para atacar a las energías renovables, pero el Gobierno confirmó este miércoles que "el sistema eléctrico contaba con un nivel de inercia acorde a las recomendaciones" de los operadores europeos. Si se exige que la inercia pueda cubrir 2 segundos de demanda, en el instante del apagón había en España una cobertura de 2,3 segundos, según dijo Aagesen en el Senado este miércoles.

El apagón del pasado 28 de abril ha resucitado uno de los debates más ásperos del sector energético, el vacío que lleva haciendo años Francia a la península ibérica en la mejora de las interconexiones eléctricas. En consecuencia, España y Portugal acordaron este lunes enviar una carta a la Comisión Europea para acelerar unas obras que llevan pendientes más de una década y que ayudarían a la península a reforzarse ante los desequilibrios de la red. Los dos países también han acordado mandar una misiva al ministro de Energía francés, Marc Ferracci, para presionar en la misma dirección.

Según explican fuentes de Transición Ecológica a infoLibre, en las comunicaciones "se solicitará un mayor impulso, en el ámbito de sus respectivas competencias, para la construcción de las interconexiones previstas entre la península ibérica y el resto del continente europeo". La carta dirigida a Bruselas tendrá como destinatario el comisario de Energía, Dan Jørgensen, quien ha manifestado en las últimas semanas su apoyo a las infraestructuras para facilitar el comercio de electricidad.

La posición conjunta de España y Portugal se ha fraguado durante la reunión que ha mantenido este lunes la ministra de Transición Ecológica, Sara Aagesen, con su homóloga portuguesa, María da Graça Carvalho. El encuentro telemático se ha celebrado en el marco de las investigaciones sobre el apagón de hace tres semanas, y una mejor interconexión habría ayudado a que el impacto del cero eléctrico fuera menor, según los expertos.

Aagesen ya subrayó la semana pasada en una entrevista en RNE que es el momento de que la Unión Europea actúe porque "no es un tema bilateral o trilateral", entre España, Portugal y Francia, "sino una prioridad para la Unión". "Entiendo que la fuerza de Europa va a hacer que Francia se posicione", añadió la ministra. La también vicepresidenta tercera no ocultó que el Ministerio de Transición Ecológica lleva años muy molesto con los funcionarios franceses debido a este asunto. "Las dos interconexiones que llevan pendientes muchos, muchos años, son las transpirenaicas. Y siempre ha habido una oposición por parte de Francia. Primero por cuestiones ambientales y luego de coste-beneficio".

La ministra portuguesa también adelantó este domingo al diario británico Financial Times que estaba preparando un comunicado contundente para que Francia se tome en serio el déficit que sufre la península en términos de interconexiones energéticas. "Involucraremos a la presidenta de la Comisión Europea en esto para asegurarnos de que todos estemos integrados", y se refirió a Francia como "una barrera" energética para España y Portugal. En ese artículo también participó Xavier Piechaczyk, presidente del operador eléctrico francés, RTE, que negó el boicot: "Siempre hemos tratado las interconexiones con España como un asunto muy serio, en el que existen compromisos franceses y europeos. Es erróneo decir que Francia no impulsa las interconexiones con España".

El dilema fronterizo se ha agudizado en las últimas semanas, pero en realidad lleva décadas sobre la mesa porque las interconexiones a través de los Pirineos son técnicamente difíciles de resolver, son muy caras y en los últimos años también despiertan una rivalidad comercial. José Luis Sancha, experto en Energía de la Universidad Pontificia Comillas, explica que cuando Red Eléctrica se fundó en 1985, una de sus primeras tareas fue intentar construir una interconexión con Francia desde Zaragoza hasta Cazaril-Tamboures a través de los Pirineos, pero al final se descartó por las dificultades del terreno y la protección del paisaje. Ese fue el primero de los baches que se sucederían durante los siguientes 40 años.

En este momento hay cinco interconexiones a través de los Pirineos, tres de 400 kilovoltios y dos de 220 kilovoltios, pero son extremadamente insuficientes, hasta el punto de que España es el único país de Europa con una interconexión inferior al 10% de su potencia instalada. En concreto, a cierre de 2023 era del 6,8% en España, y para el conjunto de la península de solo el 2,7%, según el Plan Nacional de Energía y Clima (Pniec). La Comisión Europea tiene el objetivo de que todos los países lleguen al 15% de interconexión para 2030.

En 2015 se instaló el último cableado con Francia a través del Pirineo Oriental y la capacidad total de importación-exportación alcanzo los 2.200-2.800 megavatios (MW). En 2013, Bruselas también declaró proyecto de interés común la interconexión submarina por el Golfo de Vizcaya, una red de corriente continua de alta tensión (400 kilovoltios) con dos cables, cada uno con capacidad para mover 1.000 megavatios. Pero Francia lleva desde entonces poniendo trabas a su construcción, ya sea por cuestiones ambientales o de costes, y no se espera para antes de 2028. Con este nuevo cable y mejores en los existentes, se espera alcanzar una interconexión de 5.000 megavatios para 2030.

José Luis Sancha explica que en el sector energético se habla desde hace años que Francia no estaría interesada en estos nuevos cables porque el extremo sur del país tiene una red eléctrica muy pobre, y aumentar las conexiones con España obligarían al operador francés a reforzar la zona para hacer frente al mayor tráfico de energía, con un fuerte sobrecoste. "La versión extraoficial", añade el experto, "es que son una potencia nuclear y no tienen ningún interés en que las renovables de la península compitan con sus reactores". Se refiere a que la entrada de energía muy barata a través de los Pirineos podría suponer un problema de precios para su parque atómico, igual que en España obligan a muchas centrales a apagarse durante los meses de primavera.

Sobre el papel de las interconexiones durante el apagón, no está claro hasta qué punto habría evitado que se produjese. Raquel Martínez, investigadora en el Grupo de Tecnologías Electro-Energéticas Avanzadas de la Universidad de Cantabria, subraya que "cualquier interconexión extra siempre va a mejorar el sistema, porque cuanto más grande sea, más estabilidad tiene". Pero recuerda que el evento se inició por el apagón de varias centrales en Granada, Sevilla y Badajoz, fruto de una sobretensión. "Si el problema inicial fue de sobretensión, poco pueden ayudar. Las interconexiones pueden regular los desequilibrios de la frecuencia que se producen cuando cae la generación, como ocurrió el día 28, pero la tensión es un fenómeno local, y por mucho que Francia inyecte o absorba potencia reactiva, la tensión en el sur de España no habría cambiado".

José Luis Sancha añade otro problema. Tanto la interconexión con Francia activada en 2015, como la que se prepara a través del Golfo de Vizcaya, son de corriente continua, en lugar de corriente alterna, como sería deseable, debido a cuestiones técnicas. Esto provoca que los extremos de los cables no estén en sincronía y no puedan transmitir inercia a través de ellos, la fuerza que ayuda a mantener la frecuencia estable en la red, por lo que el apoyo que puede dar Francia al sistema eléctrico español es muy limitado.

El Ministerio de Transición Ecológica reconoce que hay que tomar medidas para adaptar el sistema eléctrico español a la oleada de energía renovable que ya está en marcha. Red Eléctrica, el operador del sistema, recoge en informes desde hace meses que la solar y la eólica tienen dificultades para gestionar desequilibrios de oferta y demanda en la red, y hace falta adaptarse, como ha demostrado el cero eléctrico del día 28. Las baterías, los condensadores síncronos y los volantes de inercia son la solución, según los expertos.

Estos días se han escrito ríos de tinta sobre la inercia de la red, una cualidad del sistema eléctrico que aportan las máquinas de generación tradicionales, principalmente los ciclos combinados de gas o las nucleares. También hay energías renovables que generan inercia, como la hidroeléctrica, la biomasa o la solar termoeléctrica. Todas estas plantas tienen en común que generan electricidad mediante la rotación de turbinas muy pesadas, y se las denomina generadoras síncronas.

La fuerza de esos motores, que giran de forma coordinada en toda Europa, da una estabilidad a la red que es imprescindible para mantener a raya la frecuencia y la tensión, dos parámetros que tienen que estar estabilizados para evitar averías en el sistema. La frecuencia tiene que marcar siempre 50 hercios, o valores muy cercanos, y la tensión, 400.000 voltios en la red de transporte. Otro aspecto incuestionable es que la oferta y la demanda de luz tienen que casar al milímetro en cada instante para que la tensión y la frecuencia no se disparen o se hundan, y provoquen apagones locales o generales.

El problema es que los paneles solares y los molinos de viento son las únicas dos tecnologías que, en principio, no ayudan al sistema a equilibrar la tensión y la frecuencia. La fotovoltaica no tiene turbinas y la eólica no está conectada a la frecuencia de la red, por lo que ninguna de las dos puede trabajar como "amortiguador" del sistema.

La clave de las tecnologías síncronas es que los pesados motores que giran en su interior almacenan grandes cantidades de energía cinética. Si la frecuencia de la red baja —los motores de estas plantas giran más despacio de 50 rotaciones por segundo— todas las turbinas conectadas al sistema liberan por las leyes de la física su energía cinética en forma de energía eléctrica y la inyectan al sistema, compensando la pérdida de suministro y elevando de nuevo la frecuencia.

Esta inercia también se puede fabricar mediante las baterías, los condensadores síncronos y los volantes de inercia, que de aquí a 2030 serán la nueva norma, debido a que el peso de la fotovoltaica y los molinos de viento cada vez será mayor en el mix eléctrico.

Las baterías son la tecnología más conocida y aportan la conocida como inercia sintética. Como almacenan electricidad, pueden liberarla a la red eléctrica en el caso de que en un momento dado haya ligeramente menos generación que demanda, lo que ayuda a compensar una caída de frecuencia en la red. 

En este tipo de aparatos, la velocidad de respuesta lo es todo, porque un segundo es un periodo muy largo de tiempo dentro del sistema eléctrico. Los expertos señalan que las baterías son muy buenas aportando energía extra rápidamente, pueden actuar en menos de dos segundos, pero no son tan veloces como las máquinas síncronas, que compensan los desequilibrios de manera instantánea porque funcionan por la ley de la física.

Los compensadores síncronos todavía tienen un uso muy limitado en España, pero probablemente ganen peso en los próximos años. Son turbinas alimentadas con energía eléctrica que al girar aportan una pequeña inercia al sistema. En realidad, los compensadores síncronos se han utilizado tradicionalmente en subestaciones eléctricas para equilibrar los picos y hundimientos de la tensión de la red, pero a partir de ahora pueden empezar a ayudar a regular la frecuencia gracias a su masa rodante.

Jesús Illana, experto en motores de la empresa ABB, añade que su principal ventaja frente a las baterías es la velocidad de reacción. "Su tiempo de respuesta es mucho más rápido porque tiene sincronía y actúa inmediatamente, como un reactor nuclear o un ciclo combinado. La única diferencia es que no genera energía", dice el ingeniero. Además, el compensador también aporta capacidad de cortocircuito, para hacer saltar las protecciones de una planta en caso de desequilibrios de una red.

Red Eléctrica, de hecho, recoge en uno de sus informes de 2024 que la entrada masiva de renovable puede "afectar al correcto funcionamiento de las funciones de protección" del sistema en caso de cortocircuito, y para resolverlo los compensadores son una herramienta clave. Illana explica que su equipo está instalando los cuatro primeros compensadores síncronos de España en Canarias y en Baleares.

Los volantes de inercia son parecidos a los compensadores síncronos. Consisten en una turbina que gira a gran velocidad y que está conectada a la red eléctrica, de manera que aporta inercia al sistema. Raquel Martínez, doctora en Ingeniería Industrial y profesora en la Universidad de Cantabria, resume que básicamente "son una rueda que se recarga cuando sobra electricidad en la red, y se descarga cuando escasea". 

La diferencia con los compensadores es que no son capaces de equilibrar la tensión de la red, pero tienen una capacidad mucho mayor de aportar inercia al sistema, por lo que a menudo los volantes y los compensadores síncronos se instalan unidos para que sean lo más eficientes posibles.

Estas tres tecnologías son clave porque el sistema eléctrico necesita siempre una buena cantidad de inercia. De lo contrario, una desconexión por sorpresa de varias plantas eléctricas, o una rotura de un cable o una subestación, se puede llevar por delante la luz de todo un país, como ocurrió el lunes 28. Ese día, hubo tres desconexiones casi simultáneas de las que el sistema no se pudo recuperar porque alteraron demasiado la frecuencia y la tensión de la red y fue imposible devolver sus valores a la normalidad.

Cuando la generación y el consumo de energía se descompensan, el protocolo tiene tres tipos de cortafuegos, comenta Raquel Martínez. "Primero actúa la respuesta inmediata, la inercia, que equilibra la oferta y la demanda lo suficiente para que no haya un colapso. Eso te da unos segundos de margen para que entre a actuar la respuesta primaria, que son instalaciones que suben o bajan su potencia para terminar de equilibrar la balanza. Por ejemplo, un embalse empieza a soltar más agua. Y por último, está la respuesta secundaria, que actúa a partir de los 120 segundos para terminar de reparar la frecuencia y que consiste en un mercado de generadores que se mantienen en reserva", concreta.

El presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, se vio obligado este miércoles a empezar a introducir tecnicismos para tratar de explicar lo poco que se conoce sobre el apagón del lunes. Habló sobre la "electrónica de potencia", de la "sincronía" y de cómo las plantas fotovoltaicas y eólicas van a tener que adaptarse en España para empezar a aportar "inercia" a la red eléctrica. Y todo esto ocurrirá "tan pronto como la CNMC culmine la regulación" y Red Eléctrica trasponga esta normativa, dijo el presidente.

A medida que pasan los días, la explicación sobre lo ocurrido el día 28 se vuelve más compleja, e incluso los mayores expertos en redes de Europa tienen lagunas en sus datos que les impiden dar respuestas. En el centro del debate se ha situado la inercia de la red eléctrica, que es la fuerza o la resistencia que aportan las centrales eléctricas tradicionales para compensar los desajustes en la oferta y la demanda de electricidad, que siempre deben casar al milímetro. Esta inercia permite regular los picos de frecuencia y de tensión de la red eléctrica, dos parámetros que hay que mantener estables para evitar apagones localizados o generales en la red.

El problema es que la inercia solo la aportan las plantas que producen energía con turbinas que rotan, como los ciclos combinados de gas, los embalses o la nuclear, porque los motores giran a una velocidad altísima (50 veces por segundo) y tienen una masa que llega a superar la tonelada y acumula energía en su interior, que pueden liberar en casos de emergencia.

Un símil que emplean los expertos es el de un tándem en el que están subidos varios ciclistas: cuantos más haya, menos fuerza perderá la bicicleta si uno de ellos deja de pedalear. En el sistema eléctrico ocurre igual. Cuanto mayor peso en la producción de electricidad tienen las plantas con turbinas, mayor es la inercia del sistema eléctrico y mayor es su estabilidad.

Como los paneles solares y los molinos de viento no aportan inercia a la red, estas dos tecnologías renovables han sido muy criticadas en los últimos días, y algunos expertos incluso las señalan como el origen del cero eléctrico. Sin embargo, poco a poco empieza a desmentirse que el exceso de renovables sea el origen del apagón. Y además, hay técnicas para que la solar y la eólica aporten inercia a la red, y el Gobierno quiere asegurarse de que empiecen a hacerlo cuanto antes para que su política energética basada en la generación limpia no se ponga en entredicho.

A esto último es a lo que se refirió Pedro Sánchez durante su discurso del miércoles. Las instalaciones solares pueden ir acompañadas de sistemas que les permitan amortiguar frecuencia y tensión de la red, pero por ahora no son obligatorios y no funcionan en la península ibérica porque no están regulados por el operador, Red Eléctrica. Sí que hay ejemplos de ellos en los archipiélagos, como condensadores síncronos o volantes de inercia, en Canarias y Baleares, porque las islas son sistemas eléctricos muy vulnerables. Las baterías, que están ahora despegando, también pueden aportar esta estabilidad.

Como señaló el presidente este miércoles, la CNMC está ya preparando una regulación para hacer que estas tecnologías se comiencen a utilizar de manera masiva para evitar que esta inestabilidad pueda ser un riesgo en el futuro, a medida que las renovables cada vez tienen más peso en la generación. Sánchez desveló también que el 50% de las plantas fotovoltaicas de España ya tienen instalados estos aparatos para fabricar inercia, y solo hace falta que el regulador y el operador del sistema den el visto bueno para empezar a utilizarlos.

Leonhard Probst, especialista en energía solar del Instituto Fraunhofer, en Alemania, ahonda en que las renovables, por sí mismas, no son el problema, pero pueden serlo si las autoridades no toman medidas para adaptar su red al incremento de la solar. "La inestabilidad de la red podría estar relacionada con una menor masa giratoria del sistema en los momentos en que la cuota de renovables es muy alta. Pero no es un problema inherente a las renovables. Esto se puede conseguir con baterías de almacenamiento con inversores que den apoyo al sistema", opina el experto.

Aunque estos días se ha demostrado que una parte de las energías renovables suponen un riesgo para la estabilidad del sistema eléctrico, cada vez surgen más voces que descartan que el apagón del día 28 esté relacionado con la energía solar. Hay altas probabilidades de que las primeras plantas que se desconectasen fuesen fotovoltaicas, ya que el Gobierno ubica los primeros apagones en Andalucía y Extremadura, pero la caída en cascada de todo el sistema pudo iniciarse con un pico de tensión ajeno a las plantas solares.

"Se está hablando mucho de que nos mataron las renovables, pero no es así", explica Luis Badesa, experto en redes eléctricas de la Universidad Politécnica de Madrid. Con la poca información que hay, cree que los famosos tres incidentes previos al apagón provocaron la desconexión con la red eléctrica de Francia, y eso derivó en un hundimiento de la frecuencia tan grande que apagó la península.

"Si hubiéramos tenido más inercia, ¿habríamos podido recuperar la frecuencia y habríamos sobrevivido parcialmente? Posiblemente. Pero lo que importa realmente es lo que pasó antes. Para que todo el mundo lo entienda, si tienes un paciente terminal que termina muriendo de un infarto, la solución no habría sido ponerle un marcapasos", resume el ingeniero a Infolibre.

Los expertos que critican las renovables señalan que el día del apagón las plantas de generación que aportaban inercia al sistema apenas representaban el 35% de la generación eléctrica, y que una cantidad mayor de energía nuclear o de plantas de gas habría evitado el cero. Pero con la información que hay hasta ahora, parece que incluso un sistema de alta inercia no habría podido con los apagones en cadena que se produjeron.

De hecho, Leonhard Probst calcula que la inercia que había en España en el momento del apagón era capaz de proporcionar 300 MW de energía, pero el Ministerio de Transición Ecológica calcula que se cayeron más de 15.000 MW de generación a las 12.33 horas, justo después de los tres eventos desconocidos. "La reserva momentánea no puede compensar ni la caída de un reactor nuclear (1.400 MW). Si la pérdida es directamente de 15.000 MW no hay manera de superar la situación sin grandes deslastres, simplemente es imposible".

La siguiente pregunta es: ¿qué desencadenó entonces los tres eventos previos que arrastraron con ellos al sistema? Las famosas incógnitas que ocurrieron 19 segundos antes del apagón, 5 segundos antes y 3,5 segundos antes. Badesa cree que "los tres eventos fueron sobretensiones". Según especula, esos picos de tensión ocurrieron en alguna zona del suroeste de España, y provocaron el apagón de, por ejemplo, tres mega parques fotovoltaicos.

"En los tres segundos siguientes, el sistema ya se va al traste. Se desconecta Francia y se produce el apagón masivo, que yo relaciono más con un RoCoF de frecuencia", añade. Un RoCoF de frecuencia es un cambio muy brusco de frecuencia en la red que hace saltar las protecciones de todas las centrales si la caída supera un umbral de 2 hercios por segundo.

La teoría de Badesa coincide con eventos ocurridos en los últimos meses de sobretensiones. Por ejemplo, la central de Almaraz (Cáceres) sufrió un apagón de emergencia en enero por un evento de sobre frecuencia inesperado. También coincide con avisos que han hecho diferentes técnicos energéticos de que en la mañana del día 28 se registraron niveles altísimos en varios puntos de la península, con números que alcanzan los 470.000 voltios en la red de alta tensión. La tensión normal en estos cables de 400.000 voltios, y cuando se superan los 440.000, las plantas que vierten ahí su electricidad se apagan automáticamente, según los procesos de operación de Red Eléctrica.

Hace una semana que España vivió su primer cero eléctrico de la historia reciente y ni el operador del sistema (Red Eléctrica) ni el Gobierno han ofrecido todavía la explicación de su origen. La versión que se ha trasladado hasta ahora es que tres eventos desconocidos provocaron una brusca variación de la frecuencia de la red y ese shock hizo saltar las protecciones de seguridad de las plantas de generación de todo el país, desencadenando el apagón total. Sin embargo, los registros de frecuencia de la red española apuntan a que sus valores se mantuvieron muy lejos de los límites de seguridad y los expertos creen que si las plantas se desconectaron por seguridad, fue debido a un pico en la tensión.

La frecuencia ha estado hasta ahora en el centro del debate porque es un parámetro muy sensible que cuando supera un umbral obliga a desconectar inmediatamente las centrales de una zona o un país para evitar averías y puede desencadenar un apagón masivo. La frecuencia de la red en Europa debe situarse en los 50 hercios, o muy cerca de esa cifra, y durante los cinco segundos previos al cero eléctrico, la frecuencia de la red en España llegó a caer a un mínimo de 49,26 hercios antes de que el sistema entero se desplomase, según datos de UK Network Services, una consultora energética.

Esa cifra, aunque supone una desviación importante, se encuentra dentro de los parámetros que Red Eléctrica considera como seguros. Según la normativa del sistema eléctrico, la Orden TED/749/2020 del 1 de agosto de 2020, los generadores tienen la obligación de mantenerse conectados a la red siempre que la frecuencia sea superior a 47,5 hercios, o lo que es lo mismo, tienen que poder generar luz siempre que la frecuencia de la red esté por encima de esa cifra. De esta manera, se descarta la idea de que el origen de la cadena de apagones esté en la caída de la frecuencia.

Como se ve en el gráfico, todas las plantas de generación que operan en España deben estar técnicamente preparadas para soportar frecuencias que oscilen entre 47,5 y 48,5 hercios durante al menos 30 minutos, tiempo suficiente para que el operador del sistema pueda poner en marcha mecanismos para corregir la caída. La misma norma contempla también que todas las centrales, sean renovables o no renovables, grandes o pequeñas, o viertan a la red de alta tensión o de distribución, deben ser capaces de soportar frecuencias de 48,5 a 51 hercios por tiempo ilimitado. Los valores mínimos alcanzados el lunes pasado estaban en este último rango y duraron apenas unos segundos, por lo que deberían haberse superado sin problema. Los cambios bruscos de frecuencia, medidos en caídas de hercios por segundo, también pueden desencadenar parones inmediatos, pero tampoco se superaron esos parámetros.

Raquel Martínez, doctora en Ingeniería Industrial y profesora en la Universidad de Cantabria, tomó sus propias medidas de frecuencia en los momentos previos al apagón y señala que siempre se mantuvieron sobre los límites que establece la ley. Una vez que se descarta el desplome de la frecuencia como el origen del apagón, la hipótesis que gana peso es la de la subida de tensión, otro de los parámetros clave del sistema eléctrico.

"Sin saber realmente qué ocurrió, una teoría que tiene sentido es que una serie de plantas solares se desconectasen por excesos de tensión. Una vez perdida esa generación, la frecuencia se desploma y cae toda la red", explica la experta en redes eléctricas. Los datos recopilados por UK Network Services revelan que a las 12 horas, 33 minutos y 21 segundos la frecuencia cae a cero. A esa hora desapareció la luz en la península y se cortaron automáticamente las interconexiones con Francia, Marruecos y Baleares para no contagiar el problema a sus sistemas.

El Gobierno ha reiterado que los tres eventos desconocidos —el primero, 19 segundos antes de los dos consecutivos— se habrían registrado en el sur y el suroeste de España. Martínez añade que esto encajaría con los problemas de exceso de cantidad de proyectos renovables en Cáceres, Badajoz, Ciudad Real y algunos puntos del sur de Andalucía, donde ha habido un aluvión de fotovoltaica. "Las renovables, por sí solas, no generan tensión en la red. Pero hay zonas muy sobrecargadas donde los cables se llevan al límite de su capacidad", comenta.

Esa misma normativa también obliga a los generadores a soportar picos y caídas de tensión de entre el 10% y el 15% durante 60 minutos o del 0% al 10% de forma ilimitada. El problema es que la tensión varía mucho por zonas geográficas —mientras que la frecuencia es prácticamente la misma en toda Europa—, de manera que no es posible saber por ahora si el 28 de abril hubo picos de tensiones en España y dónde se produjeron. Hace falta tener acceso a los datos de las compañías eléctricas, los mismos que ahora está estudiando el Ministerio de Transición Ecológica.

Un consultor energético que trabaja en plantas de toda España corrobora la teoría de que un pico de tensión fue el responsable de apagar las centrales del sur del país y desencadenar el apagón. "Todos nuestros sistemas cayeron por exceso de tensión, ninguno por la caída de la frecuencia", afirma.

Aunque la principal hipótesis cambie del hundimiento de la frecuencia a un escenario de sobretensión, las renovables continúan en el punto de mira. La generación de energía tradicional, como las centrales de ciclo combinado de gas, los embalses o la nuclear, tiene una gran capacidad para compensar los picos de tensión o las variaciones bruscas de frecuencia gracias a que utilizan turbinas giratorias para producir electricidad y su inercia da estabilidad al sistema. Estas fuentes son conocidas como generación síncrona.

Pero ni las plantas fotovoltaicas ni los molinos de viento tienen estas ventajas de serie —se pueden añadir con costosas inversiones que, por ahora, no son obligatorias— y a medida que ganan peso en el mix eléctrico hacen que la red sea más inestable. En el momento del apagón del lunes, estas dos tecnologías representaban más del 60% de la generación, aunque uno de cada cinco días del año tienen una presencia similar y hasta ahora nunca se había producido un apagón.

El riesgo de que esto ocurriese ya había sido recogido en diferentes informes del operador Red Eléctrica, que era consciente de que la entrada de renovables aumentaba el peligro de incidentes importantes. Según adelantó Libremercado este domingo, el estudio "Criterios Generales de Protección del Sistema Eléctrico Español, CGP-SEE", de mayo de 2024, advertía de que "mientras se mantenga un nivel de generación síncrona suficiente no se esperan cambios significativos, no obstante, en el futuro, en zonas donde exista una alta penetración de generación basada en electrónica de potencia, podrían darse situaciones en las que el comportamiento de algunas de las funciones de protección actuales no fuera el esperado". 

Diferentes medios han publicado que el estudio está en manos del Gobierno desde el pasado enero. Sin embargo, Sara Aagesen, ministra de Transición Ecológica, negó este lunes que recibieran esta información. "Absolutamente no, nunca nos advirtieron de que podría ocurrir algo así. Desde luego que no y nada relacionado con un incidente como el del día 28", contestó en el programa La Hora de la 1.

Paralelamente, todavía quedan otras tantas preguntas sin respuesta que tanto el Gobierno como el operador del sistema y las eléctricas deben resolver. Por ejemplo, cuáles fueron las centrales que se desconectaron en un primer momento y por qué lo hicieron. O por qué los cortafuegos que deben aislar geográficamente un incidente no se activaron.