Actualizado Lunes, 25 mayo 2026 - 01:05

El sistema eléctrico español se enfrenta a una crisis de estabilidad estructural después de seis años de una barra libre fotovoltaica que ha pulverizado cualquier hoja de ruta. Así se desprende de la reciente petición de Red Eléctrica, el operador del sistema, al Ministerio de Transición Ecológica para que incluya en la actual planificación de la red de alta tensión, que gestiona, una inversión extraordinaria de 600 millones de euros para instalar de urgencia dispositivos que compensen las oscilaciones en la red provocadas, según el propio operador, por el despliegue masivo y asimétrico de proyectos fotovoltaicos en España desde 2019.

Los datos que aporta Red Eléctrica para apoyar su petición evidencian que tanto la empresa que preside Beatriz Corredor como el ministerio que dirige Sara Aagesen, ya desde la etapa de su antecesora, Teresa Ribera, permitieron la instalación de parques solares muy por encima de las hipótesis que manejaron al diseñar la evolución de la red eléctrica para el periodo 2020-2026.

El exceso de instalación ha sido especialmente grave en el sur y centro peninsular. Según los datos del operador, en Andalucía se preveía instalar 4.782 MW y ha acabado con 10.442 MW al cierre de 2025; Castilla-La Mancha pasó de una hipótesis de 3.555 MW a 7.500 MW reales, y Extremadura de 3.894 MW a 7.676 MW. El problema es que esa concentración excesiva en ciertos puntos del territorio ha provocado flujos de energía Sur-Norte «significativamente superiores» a los considerados en la Planificación, admite Red Eléctrica.

Es decir, transferencias masivas de electricidad desde las regiones del sur hacia el norte, porque el desarrollo de placas solares no ha ido acompañado de un incremento proporcional de la demanda en esas zonas. El Ministerio lo está tratando de revertir en la nueva planificación, aún en trámite, centrándola mucho más en la integración de nuevos consumidores que en la entrada de nueva potencia.

Ese tránsito de tan altos volúmenes de energía a largas distancias ha derivado en una situación de estabilidad oscilatoria «más severa» que la analizada originalmente para el horizonte 2026. Ello dificulta al operador estatal amortiguar las oscilaciones inter-área, fenómenos que hacen fluctuar variables como la frecuencia o la tensión, poniendo en riesgo la integridad de la red y, en última instancia, el suministro, tal y como evidenció el apagón del 28 de abril de 2025.

Red Eléctrica es la responsable de otorgar los permisos de acceso y conexión. El Ministerio es el máximo responsable de la política energética y el que fija los objetivos de despliegue de cada tecnología a través del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). Juntos, además, diseñan y actualizan la planificación de la red, que se revisa cada cinco años. Ninguno levantó el pie del acelerador cuando la fotovoltaica desbordó por completo los planes.

«Sí, se ha otorgado capacidad por el criterio de que hubiera en la red posibilidad de conectarse, y no pensando en las consecuencias de que ello pudiera dar lugar a desequilibrios. Evidentemente, la planificación por tecnología no ha existido más allá de fomentar, vía regímenes retributivos, unas u otras tecnologías. La capacidad para instalación de renovables se ha otorgado sin tener en cuenta las consecuencias de la sobreinstalación», asegura una fuente legal experta en regulación energética, que indica que esta situación ha puesto de relieve que los procedimientos de operación de Red Eléctrica, no han sido suficientes para prever acontecimientos como el gran apagón.

«Transición Ecológica ha tratado de poner orden en la entrada masiva de renovables, pero no con la contundencia necesaria», asegura una fuente que participó en la elaboración del PNIEC. «El primerborrador del PNIEC, allá por 2019, preveía instalar 37 GW de fotovoltaica para 2030. Actualmente, ya se han superado los 50 GW», declara.

Desde el punto de vista regulatorio, tanto el Gobierno como el operador se han visto limitados por la propia naturaleza de la Planificación de la Red de Transporte, un documento vinculante, sujeto a una dotación presupuestaria determinada y que, históricamente, se revisaba de lustro en lustro. También por el propio sistema de permisos de acceso, que se otorgan por orden de prelación. Es decir, que el primer promotor en solicitar un enchufe es el primero en ser atendido.

Pero en todo ello ha influido también el factor político. «La política del Gobierno ha sido atraer industria gracias a los precios bajos de la energía que, en buena medida, potenciaba la fotovoltaica. Frenar su despliegue no era una señal política que quisieran dar. La decisión fue ir hasta el final», señala esta segunda fuente, que apunta a conversaciones informales entre Transición Ecológica y el operador en las que este último se mostró confiado en poder controlar los efectos no deseados de esa sobreinstalación.

En esos años, Red Eléctrica logró sacar adelante varias herramientas para mitigar los desequilibrios. Como el SRAD (Servicio de Respuesta Activa de la Demanda), para que las industrias reduzcan su consumo en momentos de necesidad. O el SRAP (Sistema de Reducción Automática de Potencia), que aplica esta misma lógica a los generadores. El Ministerio, por su parte, ha intentado controlar la entrada de nueva potencia reservando cada vez más capacidad en la red a concursos estatales que está dilatando en aras de racionalizar el parque renovable. Si bien, tanto el apagón como la reciente petición de Red Eléctrica, confirman que nada de eso ha sido suficiente.