¿Se ha estancado la transición energética?

El lunes 28 de abril de 2025, muchas partes de España y Portugal se sumieron en la oscuridad, sufriendo lo que desde entonces ha resultado ser uno de los cortes de electricidad o apagones más disruptivos de Europa en décadas. La atención de los medios de comunicación fue intensa, especialmente en la extensa área metropolitana de Madrid, con una población estimada de casi siete millones de personas¹. Medios de todo el mundo ofrecieron una amplia cobertura de la brusca interrupción de la vida cotidiana: los trenes de larga distancia quedaron varados, el sistema de metro se paralizó y la gente era incapaz de pagar bienes y servicios, pues las redes móviles y las conexiones a Internet no funcionaban y los cajeros automáticos no dispensaban efectivo. También se registraron consecuencias no financieras más graves, con algunas muertes que, lamentablemente, podrían estar relacionadas con el apagón. Creemos que todo este episodio pone de relieve algunas cuestiones muy importantes que afectan a todos los países del mundo que están impulsando la descarbonización de sus redes eléctricas.

¿Qué causó el apagón?

El 17 de junio de 2025, los investigadores españoles emitieron un informe que apuntaba a un pico de tensión que la red fue incapaz de controlar como principal causa del apagón. Sara Aagesen, ministra española para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, confirmó que habían intervenido varios factores y rechazó cualquier sugerencia de que este suceso pueda cambiar el modelo español de energías renovables². Sus motivos para hacer estas declaraciones son importantes, ya que se había especulado con la idea de que el apagón era consecuencia del alto porcentaje de fuentes de energía renovables (FER) en la cesta energética minutos antes de que se produjera el suceso. Como se puede comprobar en el siguiente gráfico, España disfruta de un nivel saludable de energías renovables en su cesta energética: aproximadamente el 60 % de la combinación energética en 2024 procedió de FER como la eólica, la solar y la hidráulica. Sin embargo, momentos antes de que se produjera el apagón, el porcentaje de FER en la cesta energética se disparó por encima del 80 %. Dada la naturaleza intermitente de las FER y la volatilidad adicional que esto supone para la red eléctrica, numerosos analistas sugirieron que ésta fuese una causa probable del apagón.

Dado que España tiene la ambición de aumentar hasta el 81 % la energía renovable en su generación de electricidad para 2030³, cabe preguntarse si su red eléctrica está adecuadamente preparada para tal aumento. Es importante destacar que esta cuestión es pertinente para todos los países con aspiraciones similares. De hecho, hay que admirar a España por sus ya elevados niveles de FER en su cesta de generación eléctrica y por sus ambiciones de aumentarlos todavía más. Por su parte, la Directiva revisada de la Unión Europea (UE) sobre energías renovables pretende alcanzar al menos un 42,5 % de fuentes de energía renovables para 2030, con la aspiración de llegar al 45 %⁴. Según la Comisión Europea, alcanzar este objetivo supondría «casi duplicar la cuota actual de energías renovables en la UE»⁵. Por su parte, el Reino Unido tiene planes ambiciosos para producir al menos el 95 % de su energía a partir de fuentes limpias para 2030, con el objetivo de alcanzar el 100 % para 2035⁶.

Plasmadas estas ambiciones en la legislación de diferentes países europeos, creemos que existe la oportunidad de aprender de los posibles problemas asociados con el apagón de abril y que los países comiencen a realizar las inversiones necesarias en sus redes eléctricas. De este modo, podrán garantizar que sus redes eléctricas tengan una mayor resiliencia según aumente de forma sostenida el peso de unas fuentes renovables más volátiles. Esta conversión de la cesta energética plantea inevitables retos de carácter técnico, económico y normativo, y su gestión resulta fundamental para mantener la fiabilidad, la eficiencia y la estabilidad de la red. Las inversiones y el diseño de la red deben permitir la incorporación de nueva generación de electricidad que esté abierta a diferentes tecnologías más modernas, desde las FER hasta los reactores nucleares modulares pequeños, sin dejar de integrar las centrales eléctricas tradicionales existentes.

En el caso de la red eléctrica española, por ejemplo, las inversiones en transmisión y distribución (TyD) no han alcanzado el nivel necesario para modernizar una red de redes eléctricas que ya tiene aproximadamente 40 años⁷. Esta opinión se vio reflejada en nuestras recientes conversaciones con Iberdrola, en las que sus representantes defendieron que es esencial que exista una estrecha colaboración entre el gobierno, el operador de la red y las eléctricas para desarrollar la red de manera que satisfaga todos los requisitos futuros. Una vez más, esto no es exclusivo de España, sino que se trata de un problema que afecta a toda Europa, pues se estima que los planes de inversión de los operadores de red europeos ascenderán a un total aproximado de 1,8 billones de euros entre 2024 y 2050, por debajo de la estimación de la Comisión Europea sobre las necesidades de inversión, de entre 2 billones de euros y 2,3 billones de euros⁸.

Además, hay que tener en cuenta el lado de la demanda, especialmente con el auge de la inteligencia artificial y la necesidad de velocidad. Volviendo al ejemplo español, actualmente hay 19 gigavatios (GW) de solicitudes de conexión de centros de datos en España, lo que representa más del 60 % de la demanda eléctrica total media actual del país. Una vez más, esto no es exclusivo de España ya que la demanda de los centros de datos en los principales núcleos europeos de Frankfurt, Londres, Ámsterdam, París y Dublín (o FLAPD, como se conoce a los núcleos de centros de datos de Europa) supera con creces la oferta⁹.

Si bien la necesidad de invertir en la red eléctrica ha quedado patente con la reciente experiencia de España y Portugal, es algo que lleva tiempo formando parte de nuestra estrategia Global Environmental Change (GEC). Nuestro pilar de Infraestructuras de Energía Limpia es donde mejor queda ilustrado este extremo: llevamos años realizando importantes inversiones en empresas de infraestructuras y equipos de red (véase el gráfico 3). A finales de diciembre de 2024, estas empresas representaban algo menos del 50 % de nuestra asignación al pilar, principalmente a expensas de las compañías de tecnología de energía limpia, como los productores de energía solar y eólica. Desde nuestro punto de vista, esta creciente asignación de recursos a los facilitadores de la red se debe al reconocimiento de que estas empresas están produciendo tecnologías y soluciones que son estructuralmente necesarias si queremos alcanzar nuestros objetivos de un mundo con cero emisiones netas, lo que las hace atractivas desde una perspectiva fundamental con visión de futuro.

El almacenamiento puede ayudar a proporcionar aún más estabilidad

Además de la inversión necesaria en la red eléctrica, el aumento de la capacidad de almacenamiento de la red también puede contribuir a proporcionar más estabilidad a medida que se incremente la cuota de las energías renovables. Las FER son de naturaleza intermitente y la capacidad de almacenar el excedente de energía durante periodos especialmente productivos (como los días muy ventosos o soleados) podría ser clave para proporcionar más estabilidad. Por supuesto, esto también ofrece la oportunidad de liberar parte de esta energía almacenada en los días en que las FER no son tan eficaces, lo cual reduce la necesidad de recurrir a fuentes emisoras de carbono, como el gas. Tomemos como ejemplo el Reino Unido. Un informe reciente describía lo costoso que pueden resultar los casos en que la red no puede hacer frente al excedente de energía generada por las FER y hay que recurrir a combustibles fósiles como el gas. Se calcula que este enfoque para equilibrar la red ha costado a la economía del Reino Unido más de 500 millones de libras (aproximadamente, 590 millones de euros) solo este año¹⁰.

Hay que recordar que las soluciones de almacenamiento no son nuevas, ya que, por ejemplo, las centrales hidroeléctricas de bombeo llevan décadas existiendo. En el Reino Unido, por ejemplo, actualmente hay cuatro centrales hidroeléctricas o de almacenamiento por bombeo en funcionamiento y está previsto que otras cinco comiencen a funcionar en 2030¹¹. Una medida más reciente es la incorporación a la red de capacidad de almacenamiento en baterías. Volviendo al ejemplo de España, el país tiene la ambición de aumentar significativamente su capacidad de almacenamiento en baterías para 2030, algo que también vemos en muchos otros países. La buena noticia desde esta perspectiva es que los precios han bajado y se prevé que sigan disminuyendo. Esta caída de los precios se debe a numerosos factores, entre ellos la disponibilidad de soluciones de menor coste como las baterías de fosfato de hierro de litio, las economías de escala, y el excedente de oferta o la debilidad de la demanda en otros segmentos como los vehículos eléctricos. Esta trayectoria quizá ofrezca a los gobiernos la oportunidad de aumentar sus objetivos de capacidad de almacenamiento en los próximos años. En este contexto, los reguladores deberían pensar además en una reforma de los mercados eléctricos para incluir también pagos por capacidad, pagos auxiliares o precios en tiempo real.

Liberar el potencial de la red

La electrificación es el núcleo de la transición energética, pero las redes eléctricas de todo el mundo han sufrido durante años una inversión insuficiente y necesitan modernizarse para ser más resilientes y flexibles. Esto es especialmente importante dado que las energías renovables constituirán una proporción cada vez mayor de nuestra cesta energética en los próximos años. En nuestra opinión, el aumento de los niveles de inversión y la incorporación de una mayor capacidad de almacenamiento pueden hacernos pasar de una situación de posible bloqueo a otra en la que podamos aprovechar el potencial de la red.