Entso-e sitúa a España en alerta moderada por posibles tensiones de suministro, tras un apagón nuclear y un verano histórico de calor y sequía.
España encara el próximo invierno con una advertencia inédita sobre su sistema eléctrico. Por primera vez, el operador europeo Entso-e la incluye entre los países con riesgo moderado de atravesar “situaciones cercanas a la escasez” en los meses fríos. Todo ello, después de un año marcado por un gran apagón, un verano de récord térmico y una fuerte caída de las reservas hidráulicas.
España podría ver su sistema acercarse a niveles de escasez si coinciden varios factores adversos
¿Qué hay detrás de esta llamada de atención europea? Entso-e, responsable de coordinar la red de alta tensión en el continente, ha revisado sus informes estacionales e incorpora por primera vez a España en el grupo de países que podrían ver su sistema acercarse a niveles de escasez si coinciden varios factores adversos.
Hasta ahora, en ningún análisis se había señalado de forma tan clara que el sistema eléctrico español pudiera tensionarse tanto. El aviso llega tras el apagón del 28 de abril, cuando una caída repentina de 2.300 MW en una unidad nuclear obligó a activar reservas de emergencia y reorganizar la generación en cuestión de minutos, un episodio que dejó claro lo delicado que puede ser el equilibrio entre oferta y demanda.
La lectura en el sector es contundente: si ya se detecta un riesgo moderado con todo el parque nuclear en marcha, el escenario podría complicarse cuando arranque el calendario de cierres previsto para la próxima década. Sustituir los 7.400 MW de potencia nuclear firme exige refuerzo en respaldo térmico, almacenamiento, redes y gestión de la demanda; no hay atajos fáciles.
Los cuatro factores de riesgo que estrechan la seguridad de suministro eléctrico en España
El informe de la red de operadores identifica cuatro grandes elementos que empujan al sistema español hacia márgenes más estrechos de seguridad. Conviene repasarlos, porque explican buena parte de la preocupación actual:
- Fuerte aumento previsto de la demanda invernal por la electrificación del consumo.
- Paradas programadas en centrales térmicas y averías prolongadas en ciclos combinados.
- Posibilidad de una “tormenta perfecta” con baja producción renovable y demanda muy alta.
- Erosión de las reservas hidroeléctricas tras meses de sequía, siendo el agua el principal “pulmón” flexible del sistema.
Estos factores no actúan aislados, sino que pueden solaparse. ¿Qué ocurriría si coinciden varios días de frío intenso, poco viento, poca generación solar y varias centrales térmicas fuera de servicio? Ese es el tipo de escenario que preocupa a los técnicos, porque obliga a exprimir todas las reservas disponibles y deja muy poco margen para errores.
Aunque el informe no señala la nuclear como factor de riesgo inmediato, la experiencia del apagón del 28 de abril se interpreta como un aviso serio: incluso las tecnologías de base pueden fallar, y cuando lo hacen es imprescindible disponer de respaldo suficiente en cuestión de segundos.
Verano extremo, reservas hidráulicas en caída y más demanda de electricidad para este invierno
El país llega a este invierno tras un verano especialmente duro para el sistema. Entre junio y septiembre, la demanda peninsular aumentó un 4% respecto al año anterior, con picos del 11% en junio y del 4% en septiembre. El 2 de julio, en plena segunda ola de calor, se registró el máximo anual de consumo pese al avance del autoconsumo solar, una señal de que la climatización está cambiando los patrones tradicionales de uso de la electricidad.
La Aemet ha calificado el trimestre junio-agosto como el más caluroso desde que existen registros, con una demanda nocturna inusualmente alta durante varias semanas. Al mismo tiempo, las reservas hidráulicas pasaron del 83% al inicio de junio a apenas el 56% a finales de septiembre, y rondaban el 53% a mitad de octubre, un nivel razonable, pero vulnerable si persiste la sequía.
Para ver de un vistazo cómo han evolucionado demanda y agua embalsada, puede servir el siguiente resumen:
| Periodo | Demanda eléctrica peninsular | Reservas hidráulicas |
|---|---|---|
| Verano (junio-septiembre) | +4% respecto al verano anterior; picos del 11% en junio y 4% en septiembre | Del 83% al inicio de junio al 56% a finales de septiembre |
| Mitad de octubre | Demanda nocturna elevada durante varias semanas | Embalses en torno al 53% del volumen |
Esta combinación deja menos margen para el invierno, precisamente cuando la hidráulica suele actuar como la gran fuente de flexibilidad del sistema. Si el agua escasea y las temperaturas bajan con fuerza, el rompecabezas se complica, y no poco.
Red Eléctrica y los mecanismos de respuesta ante una posible tormenta perfecta invernal
Ante un escenario en el que la oferta de generación no cubriera la demanda en momentos críticos, el propio informe europeo recuerda que Red Eléctrica puede activar el Servicio de Respuesta Activa a la Demanda. Este mecanismo permite desconectar temporalmente consumos industriales y comercializadoras que se han inscrito voluntariamente, con 1.148 MW de demanda flexible ya comprometidos para 2025. Su uso se reserva para episodios excepcionales y, cuando se activa, es señal de un estrés operativo evidente.
El contexto tampoco ayuda: varios ciclos combinados afrontan mantenimientos simultáneos entre noviembre y febrero, junto a averías prolongadas que reducen su disponibilidad real. España dispone de uno de los parques de gas más potentes de Europa, pero su aportación depende del estado de las plantas y de la meteorología. Además, un episodio prolongado de “tormenta perfecta” en Europa, como el del invierno pasado, podría tensionar de nuevo el conjunto del sistema continental.
Los técnicos insisten en que la “suficiencia” no depende solo de la potencia instalada, sino de cuánta puede operar de forma estable en los momentos de máxima demanda. La llamada “calma oscura” invernal: bajas temperaturas, poco viento y escasa generación solar, ya obligó a varias zonas de Europa a recurrir a todas sus reservas térmicas durante casi una semana.
El aviso marca un punto de inflexión dando paso a una fase de mayor vulnerabilidad estacional
Pese a todo, España sigue figurando entre los países más seguros de Europa en términos eléctricos, y desde el sector se subraya que un gran apagón generalizado no figura en los escenarios más probables. No obstante, el aviso de Entso-e marca un punto de inflexión: el país entra en una fase de mayor vulnerabilidad estacional en la que la robustez del sistema ya no puede darse por hecha.
En consecuencia, reforzar la disponibilidad térmica, acelerar las inversiones en redes, ampliar los mecanismos de gestión de la demanda y proteger la hidráulica en periodos de sequía se presentan como tareas clave para evitar que este riesgo moderado se convierta en un problema mayor. La cuestión nuclear vuelve a situarse en el centro del debate: si el sistema ya muestra tensiones con los reactores funcionando a plena carga, cualquier cierre sin sustitución equivalente de potencia firme incrementará inevitablemente el riesgo.
El apagón del 28 de abril recordó que la resiliencia no es infinita. Europa ha lanzado su primer aviso y España lo recibe con más preguntas que certezas, pero con una idea clara: el margen de maniobra se está estrechando, y conviene tomarlo muy en serio. Síguenos para estar al tanto de otras interesantes noticias de actualidad.