Emily Day
El apagón registrado en la península ibérica refleja la necesidad imperiosa de contar con interconexiones eléctricas más sólidas y capacidades de almacenamiento energético más amplias, a fin de que Europa pueda acompañar de manera sostenible el crecimiento de las energías renovables.
El Corte de Electricidad en España y Portugal: ¿Forma Parte de la Historia de las Energías Renovables?
El apagón registrado en la península ibérica refleja la necesidad urgente de contar con interconexiones de red más robustas y una mayor capacidad de almacenamiento energético para que Europa pueda acompañar el crecimiento de las energías renovables.
El 28 de abril de 2025, un corte de electricidad de gran magnitud interrumpió la vida cotidiana en España, Portugal y algunas regiones de Francia. El apagón, que comenzó alrededor de las 12:30 hora local, provocó la paralización de los servicios de metro y trenes, el cierre de los aeropuertos de Lisboa, Madrid y Barcelona, la desconexión de los semáforos, así como la interrupción de los servicios telefónicos y de cajeros automáticos en toda la península ibérica. Justo antes del apagón, el sitio web de la red eléctrica española mostraba una caída de la demanda de 27.500 megavatios (MW) a aproximadamente 15.000 MW. Por su parte, el Consejo de Seguridad Nuclear de España confirmó que, pese al corte, los reactores nucleares del país se mantenían en «estado seguro» gracias a la activación de generadores de emergencia.
España y Portugal, que en conjunto superan los cincuenta millones de habitantes, aún no han podido determinar el número exacto de personas afectadas. Las autoridades prevén que el servicio eléctrico se restablezca en gran medida entre seis y diez horas; sin embargo, advierten que la normalización completa de las operaciones de la red podría demorar hasta una semana. El operador francés RTE ya ha comenzado a asistir en el proceso de recuperación, aportando 700 megavatios de electricidad, con la intención de incrementar su ayuda a medida que la red ibérica pueda absorberla.
La causa del corte aún no ha sido determinada con certeza. No obstante, tanto el Presidente del Consejo Europeo, Antonio Costa, como el Primer Ministro de Portugal, Luís Montenegro, enfatizaron que, hasta el momento, no existen indicios de un ciberataque. El operador de red portugués REN atribuyó el suceso a un “raro fenómeno atmosférico” relacionado con cambios extremos de temperatura, que habría originado una falla en la red española. Tanto REN como Red Eléctrica Española señalaron que una “fuerte oscilación en la red eléctrica” provocó la desconexión de España del sistema eléctrico europeo más amplio.
Los datos preliminares sugieren que un desequilibrio de voltaje podría estar en el origen del incidente. El Ministro de la Presidencia de Portugal, António Leitão Amaro, vinculó esta inestabilidad a problemas en la red de distribución española. De manera similar, la empresa portuguesa E-Redes subrayó las dificultades existentes en la red eléctrica europea, señalando que se requirieron cortes selectivos de electricidad para estabilizar el sistema. El Primer Ministro de España, Pedro Sánchez, instó a evitar especulaciones, recordando que la causa exacta del corte aún se desconoce y advirtió que esclarecerla podría tomar meses.
Este apagón trae inevitablemente a la memoria una crisis similar ocurrida hace aproximadamente dos décadas, cuando la desconexión de una línea de alta tensión en Alemania para facilitar el paso seguro de un buque desencadenó una sobrecarga en la red europea, dejando temporalmente sin suministro eléctrico a unos quince millones de personas. Tras aquel evento, la Comisión Europea instó a fortalecer la coordinación transfronteriza, a compartir datos en tiempo real y a invertir en la modernización de infraestructuras.
Del mismo modo, en 2021, un incendio forestal cercano a las líneas de transmisión desconectó la península ibérica de la red europea. Aunque desde entonces se han logrado ciertos avances y la invasión rusa de Ucrania ha vuelto a poner en el centro del debate la cuestión de la seguridad energética, los recientes acontecimientos demuestran que las vulnerabilidades persisten, particularmente en un contexto en el que el sistema energético europeo depende cada vez más de fuentes renovables.
El Punto de Inflexión de España en Energías Renovables
La reciente interrupción eléctrica en la península ibérica tuvo lugar apenas unos días después de que España anunciara un hito importante en su transición hacia las energías limpias. El 16 de abril de 2025, la red eléctrica nacional logró abastecer la demanda de un día laborable íntegramente a partir de fuentes renovables. La mayor parte de la generación provino de la energía solar, eólica e hidroeléctrica: la energía eólica aportó 256 gigavatios hora (GWh), la solar 151 GWh, y la hidroeléctrica 129 GWh. Asimismo, la energía solar térmica y otras fuentes renovables sumaron 22 GWh adicionales a la producción total. Pocos días más tarde, la energía solar batió un nuevo récord, cubriendo casi el 77 % de la demanda y contribuyendo aproximadamente un 62 % a la mezcla total de la red.
Aunque se trata de un logro notable, también pone de relieve riesgos emergentes. La energía solar sólo puede generar electricidad durante las horas diurnas, lo que provoca un desfase entre el pico de generación al mediodía y el incremento de la demanda durante las horas vespertinas. A medida que España y otros países aumentan su capacidad solar, se enfrentan al fenómeno conocido como la “curva del pato” (duck curve): un exceso de oferta durante el día seguido de un pronunciado aumento de la demanda tras la puesta del sol. Observada por primera vez en California, se prevé que esta curva evolucione hacia una “curva del cañón” (canyon curve) hacia 2030. Sin mecanismos de equilibrado adecuados, estas fluctuaciones podrían amenazar la estabilidad de la red y aumentar el riesgo de desequilibrios entre oferta y demanda, especialmente en sistemas interconectados y envejecidos.
Fragilidades Regionales en la Red Eléctrica Europea
El corte de electricidad en la península ibérica también pone de manifiesto desafíos estructurales de larga data en la red europea. Conformada por treinta y nueve operadores nacionales y aproximadamente seiscientos millones de usuarios, la red eléctrica europea constituye la mayor interconexión del mundo. Si bien esta elevada interconectividad facilita el intercambio de electricidad y la flexibilidad del suministro, gran parte de su infraestructura se encuentra envejecida: la edad media de los componentes ronda los cuarenta años, y más del 60 % de los activos físicos requiere reparaciones o modernización. Se estima que la renovación de la red exigirá una inversión cercana a los 654.000 millones de dólares, con la previsión de integrar entre 700 y 800 gigavatios (GW) adicionales de energías renovables para finales de esta década.
España y Portugal ocupan una posición particularmente vulnerable. Aunque sus mercados eléctricos están interconectados más del 95 % del tiempo, la península ibérica funciona como una «isla energética» debido a sus débiles conexiones con el resto de Europa. A partir de 2022, España y Francia compartían una capacidad de interconexión de apenas 2,8 GW, y la capacidad transfronteriza total de España con Europa Central era de aproximadamente 3.000 MW, muy por debajo del objetivo de la Comisión Europea de alcanzar una interconexión del 15 % para 2030. Esta falta de capacidad limita la posibilidad de Europa de aprovechar la producción solar ibérica, reduce la capacidad de España y Portugal para asistir a sus vecinos en momentos de tensión de red, y debilita los esfuerzos de seguridad energética a nivel continental.
Sin embargo, Europa está trabajando para remediar estas deficiencias. El Grupo de Trabajo de Alto Nivel sobre las Interconexiones del Suroeste de Europa supervisa los proyectos de infraestructura existentes y busca identificar nuevas oportunidades para fortalecer la conexión regional. Entre los proyectos en curso para conectar España y Francia se incluyen un cable submarino de 2.200 MW a través del Golfo de Vizcaya, una interconexión de 1.500 MW entre Navarra y Landes, y otra de 1.500 MW entre Aragón y Massillon. Una vez finalizados, estos proyectos aportarían un total de 5.200 MW de capacidad de interconexión para 2030.
El Crecimiento de las Energías Renovables Supera las Soluciones de Almacenamiento
Aunque las causas exactas del reciente corte de electricidad aún tardarán en esclarecerse, el incremento en la proporción de energías renovables en la red será, sin duda, objeto de escrutinio. A medida que España profundiza su transición hacia las energías limpias, el creciente predominio de la energía solar, eólica y otras fuentes renovables ejerce nuevas presiones operativas sobre la red. Entre las principales tensiones figuran las mayores fluctuaciones entre oferta y demanda asociadas a estas fuentes variables. De hecho, ya en 2024, España comenzó a registrar episodios de precios negativos en el mercado eléctrico un fenómeno que indica que la producción de energía renovable ha superado la demanda y que las capacidades de almacenamiento actuales resultan insuficientes, superando en esta dinámica al Reino Unido.
Los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) constituyen una solución esencial para gestionar la variabilidad inherente a las fuentes renovables. No obstante, España se sitúa a la zaga respecto de otros países europeos. Para 2025, la capacidad instalada de BESS en España era de apenas 60 MW, en comparación con los 5,6 GW del Reino Unido y 1 GW de Italia, pese a que los tres países presentan necesidades de almacenamiento relativamente similares. Aunque España lidera Europa en capacidad total de almacenamiento gracias principalmente a sus 6,3 GW de capacidad hidroeléctrica y 1 GW de almacenamiento térmico, el ritmo de inversión en baterías a gran escala ha sido lento. Esta situación se explica, en parte, por la amortiguación temporal proporcionada por las fuentes de almacenamiento convencionales y, en parte, por el retraso en la implementación de marcos regulatorios de apoyo.
Sin embargo, la expansión del almacenamiento en baterías sigue siendo crítica para maximizar el aprovechamiento de las energías renovables, estabilizar los precios de mercado y reducir la dependencia de centrales de respaldo. Reconociendo la necesidad de una mayor flexibilidad para integrar la producción renovable en la red, España ha elevado su objetivo de capacidad de almacenamiento energético a 22,5 GW para 2030 en el marco de su Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). El logro de este ambicioso objetivo requerirá inversiones sustanciales y profundas reformas regulatorias. Mientras tanto, la red eléctrica española continuará dependiendo en gran medida de fuentes tradicionales de almacenamiento, enfrentando la creciente presión de integrar un volumen cada vez mayor de energía renovable de manera continua y estable.
Implicaciones Más Amplias para Europa
El apagón en España y Portugal no constituye únicamente una cuestión regional; también plantea una amenaza significativa para la agenda europea de transición energética limpia y de seguridad energética. Uno de los pilares fundamentales del plan de Europa para reforzar su autonomía energética es la aceleración de la transición hacia las energías renovables. Sin embargo, alcanzar este objetivo requiere inversiones paralelas en modernización de la red, soluciones de almacenamiento flexibles y una mayor interconexión entre los Estados miembros.
Así como el reciente hito de España en materia de energías renovables evidencia avances notables, también demuestra que, en ausencia de infraestructuras sólidas, la transformación verde puede devenir en una nueva fuente de vulnerabilidad. Europa debe abordar no sólo cómo produce su energía, sino también cómo la gestiona, la almacena y la transporta.
*Sobre la Autora: Emily Day
Emily Day es una investigadora, escritora y editora de amplia trayectoria, especializada en geopolítica, energía nuclear y seguridad global. Actualmente se desempeña como editora adjunta de la sección Energy World de la revista The National Interest, como becaria de la Della Ratta Energy and Global Security Fellowship en la Partnership for Global Security, y como investigadora asociada en Longview Global Advisors, donde realiza análisis especializados sobre tendencias políticas y económicas globales, servicios públicos, gestión de riesgos, sostenibilidad y tecnologías emergentes.
Emily obtuvo su maestría en Seguridad Internacional en el Georgia Institute of Technology, donde centró su investigación en la proliferación nuclear, las tecnologías emergentes y las relaciones transatlánticas y europeas. Asimismo, posee una licenciatura en Ciencia Política e Historia por la John Carroll University. Su labor académica y profesional aborda, entre otros temas, las intersecciones entre la energía nuclear y los objetivos climáticos, el liderazgo global en las negociaciones de control de armamentos y la evolución de las medidas de seguridad internacional.
