Estado crítico de la red eléctrica española en noviembre de 2025: alertas, riesgos y soluciones
Seis meses después del histórico apagón del 28 de abril de 2025, España vuelve a enfrentarse a la misma pesadilla: variaciones bruscas de tensión en el sistema eléctrico que podrían comprometer la seguridad del suministro. En noviembre de 2025, la situación de la red eléctrica española continúa siendo crítica, con el 87% de los nudos de la red saturados y medidas de emergencia implementadas para evitar un nuevo colapso.
Para Energy Tricolor, entender esta situación no es solo importante desde una perspectiva técnica, sino fundamental para que nuestros clientes comprendan por qué es cada vez más urgente tomar el control de su energía mediante autoconsumo, baterías y gestión inteligente del consumo.
Por qué la red eléctrica de España vuelve a estar en tensión
La crisis de la red eléctrica española no es un problema puntual ni accidental. Es el resultado de una transición energética acelerada que no ha ido acompañada de las inversiones y actualizaciones necesarias en infraestructura y gestión del sistema.
Desviaciones bruscas de voltaje y oscilaciones: ¿qué está fallando?
El problema fundamental radica en el control de tensión. En España, REE ha elevado el umbral de normalidad hasta los 435 kV, reduciendo el margen operativo a solo 5 kV, cuando las centrales eléctricas están protegidas para desconectarse automáticamente si la tensión supera los 440 kV.
¿Qué significa esto en términos prácticos?
Este margen operativo de 5 kV es extremadamente pequeño, similar al error de medida, lo que provoca que cualquier desviación pueda desencadenar desconexiones en cascada. Es como conducir un coche por una carretera de montaña donde el margen entre el asfalto y el precipicio es de apenas 10 centímetros: cualquier pequeño error puede tener consecuencias catastróficas.
Durante las semanas previas al apagón de abril, buena parte de España experimentó sobretensiones en la red, especialmente en Extremadura y Andalucía. En el momento del apagón, se registraron oscilaciones cuya frecuencia y magnitud aumentaron, con el voltaje subiendo y bajando aproximadamente 15 kilovoltios cada 1,5 segundos.
El problema geográfico de fondo:
El problema no es la velocidad de las renovables, sino la geografía: el gas está en el norte y el sol en el sur. España sufre una descompensación geográfica fundamental: la mayoría de la generación solar se concentra en el suroeste (Andalucía, Extremadura, Castilla-La Mancha), mientras que los centros de consumo y las centrales de ciclo combinado que aportan estabilidad están principalmente en el norte.
Esta desconexión geográfica crea tensiones en la red que son difíciles de gestionar, especialmente en momentos de alta generación solar y baja demanda.
El papel de la generación renovable y su impacto en la estabilidad de la red
Es fundamental aclarar un malentendido generalizado: las energías renovables no son el problema. El problema es que el sistema eléctrico español sigue operando con mentalidad y estructuras del siglo XX para gestionar un mix energético del siglo XXI.
El problema de fondo radica en la obligación de las renovables de operar con factor de potencia constante, lo que limita su capacidad para contribuir al control de tensión. Hasta junio de 2025, el Procedimiento de Operación 7.4 (PO 7.4), que regula la participación de los generadores en el control de tensión, distinguía entre generación convencional y renovable, pero este marco, aprobado en el año 2000, no contemplaba las tecnologías actuales ni la alta penetración renovable.
Factores que complican la gestión:
La CNMC identifica varios factores que aceleran las dinámicas de tensión: la fuerte penetración de generación con electrónica de potencia capaz de variar su output prácticamente en escalón, su participación activa en mercados que multiplica los cambios de programa, la respuesta lenta de parte de la generación con control continuo de tensión, el notable crecimiento del autoconsumo conectado en baja tensión sin plena observabilidad desde el transporte y la consecuente reducción de demanda neta en horas solares.
En otras palabras: tenemos muchísima generación renovable que puede cambiar su producción muy rápidamente, conectada a una red que no fue diseñada para gestionar estos cambios bruscos, y operada con procedimientos obsoletos que no permiten a las renovables contribuir activamente a la estabilidad del sistema.
Lecciones del apagón de abril y el informe de Red Eléctrica
El apagón del 28 de abril de 2025 fue el aviso más serio del que disponemos. A las 12:33 horas se produjo el apagón por colapso del sistema tras una oscilación atípica que duró 4,42 minutos y provocó grandes fluctuaciones de tensión.
Qué dijo Red Eléctrica: recomendaciones clave para evitar futuros fallos
El informe oficial sobre el apagón fue devastadoramente claro: faltaron recursos de control de tensión, bien porque no estaban programados en suficiencia por parte del operador eléctrico, bien porque los que estaban programados no la proporcionaban adecuadamente, o bien por una combinación de ambos.
Recomendaciones clave del informe:
Modernizar el control de tensión: Implementar control dinámico de tensión en todas las tecnologías, incluidas las renovables, no solo en las convencionales.
Aumentar la observabilidad del sistema: Especialmente del autoconsumo distribuido que actualmente representa casi 9 GW de capacidad “invisible” para el operador.
Reforzar la red en zonas críticas: Mejorar las infraestructuras de evacuación en el suroeste donde se concentra la generación solar.
Implementar almacenamiento masivo: Baterías y otros sistemas de almacenamiento para absorber excedentes y liberarlos cuando sea necesario.
Actualizar los procedimientos operativos: Adaptar las normas técnicas a la realidad actual del sistema, no a la de hace 25 años.
Errores de planificación y control de voltaje según el análisis oficial
El experto señaló a Red Eléctrica como la entidad responsable de regular las tensiones que desencadenaron la sobretensión generalizada y afirmó que la crisis no se debió al peso creciente de la energía solar y eólica, sino al rezago estructural y regulatorio de la red eléctrica española, junto a decisiones de operación de REE.
Los errores fundamentales identificados:
Error 1 – Diagnóstico tardío: En enero de 2025, la CNMC alertó sobre problemas para el control de tensión en la red eléctrica y advirtió que la alta penetración de renovables y una demanda reducida estaban provocando elevadas oscilaciones en los niveles de tensión. A pesar de estas advertencias, no se tomaron medidas estructurales hasta después del apagón.
Error 2 – Procedimientos obsoletos: Mantener activos durante más de dos décadas procedimientos técnicos diseñados para un sistema completamente diferente.
Error 3 – Inversión insuficiente: No ampliar la capacidad de la red al mismo ritmo que crecía la generación renovable, creando cuellos de botella.
Error 4 – Falta de transparencia: Red Eléctrica no comunicó al Ministerio que pudiera haber un riesgo de interrupción del suministro eléctrico los días previos al apagón, pese a que el 22 de abril sí registraron variaciones de tensión.
El riesgo latente de un nuevo apagón: advertencias de voltajes peligrosos
Seis meses después del apagón, la situación no solo no se ha solucionado estructuralmente, sino que continúa siendo precaria.
Nuevas variaciones de tensión identificadas por Red Eléctrica y la CNMC
En octubre de 2025, Red Eléctrica informó a la CNMC de variaciones bruscas de tensión registradas en las últimas dos semanas, advirtiendo que “aun estando siempre las tensiones dentro de los márgenes establecidos, potencialmente pueden desencadenar desconexiones de demanda y/o generación que terminen desestabilizando el sistema eléctrico”.
Esta advertencia oficial confirma que el sistema sigue operando en el límite, y que las “soluciones” implementadas tras el apagón de abril son parches temporales, no soluciones estructurales.
Las medidas de emergencia implementadas:
A principios de octubre, la CNMC aprobó, a petición de REE, una resolución de urgencia para introducir medidas excepcionales ante variaciones bruscas de tensión detectadas en el sistema.
Entre las medidas más significativas está la obligación de que las plantas renovables realicen sus transiciones de potencia en un mínimo de 15 minutos, cuando antes lo hacían en dos. En la práctica, esto significa ralentizar las renovables para dar tiempo a las centrales térmicas a reaccionar.
El coste de operar en modo de emergencia:
Los servicios de ajuste —energía que se paga fuera del mercado diario para mantener la red estable— han pasado de 240 millones en 2019 a 4.000 millones en 2025. Esto significa que, aunque el precio de la electricidad en el mercado mayorista es bajo, los consumidores pagan facturas altas porque la mitad del recibo son costes fijos de red, peajes, impuestos y estabilidad del sistema.
¿Qué podría pasar si no se aplican los cambios operativos urgentes?
Si no se implementan soluciones estructurales reales, el riesgo de un nuevo apagón no solo persiste, sino que aumenta con cada mes que pasa. Los escenarios posibles son:
Escenario 1 – Apagón localizado: Desconexiones en cadena en zonas específicas (probablemente el suroeste) debido a sobretensiones locales. Duración estimada: 2-6 horas. Impacto moderado pero repetible.
Escenario 2 – Apagón generalizado similar al de abril: Colapso del sistema peninsular completo. Duración estimada: 4-12 horas. Impacto severo en economía, servicios públicos y confianza ciudadana.
Escenario 3 – Apagones recurrentes: Múltiples desconexiones menores pero frecuentes que afectan a diferentes zonas rotativas. El escenario más perjudicial a largo plazo porque genera desconfianza crónica e impide planificación empresarial.
Consecuencias económicas potenciales:
Un apagón generalizado de 8 horas podría costar a la economía española entre 1.500 y 3.000 millones de euros en pérdidas directas e indirectas, según estimaciones de la Asociación de Empresas Eléctricas.
Inversión y refuerzo de la red: ¿está preparada para la era verde?
La respuesta corta es: no, no está preparada. Pero hay planes y recursos comprometidos para cambiar esta situación.
Almacenamiento, regulación y nuevas tecnologías para estabilizar la red
El almacenamiento energético es la pieza clave que falta en el puzzle de la transición energética española. En el momento del apagón de abril, España solo tenía 60 MW de almacenamiento en baterías, una cantidad insignificante que no podía beneficiar a la red.
El Plan Nacional de Almacenamiento:
El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) prevé añadir 26.000 MW de almacenamiento (3.500 MW de bombeo y 22.500 MW de baterías) para 2030. Sin embargo, la realidad es que hay 22.000 MW de solicitudes de acceso a la red para proyectos de baterías, multiplicando por diez lo que realmente se necesita.
Tecnologías clave para la estabilización:
Baterías de red (BESS): Sistemas de almacenamiento electroquímico a gran escala que pueden responder en milisegundos a variaciones de tensión y frecuencia.
Bombeo hidroeléctrico mejorado: Ampliación de las centrales de bombeo existentes y construcción de nuevas instalaciones.
Control dinámico de tensión: La actualización del PO 7.4 en junio de 2025 representa un paso adelante, pero su implantación será lenta y parcial. En la práctica, el sistema seguirá funcionando como hasta ahora durante buena parte de 2026.
Tecnología grid-forming en inversores: Inversores que pueden comportarse como generadores síncronos, aportando inercia virtual al sistema.
Sistemas de compensación reactiva: Equipos específicamente diseñados para controlar la tensión en puntos críticos de la red.
Inversiones anunciadas:
El Ministerio para la Transición Ecológica sometió a audiencia un proyecto de Real Decreto que incluye un incremento excepcional del 62% en los límites de inversión –equivalente a 11.300 millones de euros adicionales– destinado principalmente a inversiones anticipatorias y electrificación de la demanda.
Los riesgos de una red con muchas renovables y poca inercia
La inercia del sistema eléctrico es un concepto técnico crucial pero poco conocido. En términos simples, la inercia es la resistencia natural del sistema a cambios bruscos de frecuencia, proporcionada tradicionalmente por las grandes turbinas rotativas de centrales térmicas y nucleares.
El problema de la falta de inercia:
Las renovables con electrónica de potencia (solar y eólica moderna) no proporcionan inercia mecánica natural. Pueden generar “inercia sintética” mediante controles electrónicos, pero requieren programación específica y coordinación con el operador del sistema.
Ralentizar las rampas de las renovables no aporta control de tensión donde hace falta, pero permite mantener “un sistema del siglo XXI operado con mentalidad del siglo XX”.
Soluciones implementadas en otros países:
- Irlanda: Ha desarrollado sistemas avanzados de gestión de red que permiten operar con hasta 75% de generación no síncrona.
- Dinamarca: Utiliza masivamente tecnología grid-forming en sus parques eólicos.
- Alemania: Ha implementado mercados de servicios auxiliares específicos para que las renovables aporten estabilidad.
España necesita aprender de estos ejemplos y acelerar la modernización de su operación del sistema.
Qué pueden hacer los consumidores y empresas para adaptarse a este escenario
La inestabilidad de la red no es solo un problema para Red Eléctrica y las autoridades. Afecta directamente a consumidores y empresas, pero también ofrece oportunidades para quienes actúen con anticipación.
Autoconsumo, baterías y soluciones de asesoría energética
Autoconsumo fotovoltaico: tu primera línea de defensa
Cada kWh que produces y consumes directamente en tu hogar o empresa es un kWh que no depende de la red eléctrica. En un escenario de apagones recurrentes, el autoconsumo fotovoltaico proporciona:
Independencia parcial de la red: Durante las horas de sol, funcionas con tu propia energía.
Protección contra fluctuaciones de precio: Tu coste de generación es fijo y predecible durante 25+ años.
Reducción de tu impacto en la red: Menos demanda de red significa contribuir a aliviar la congestión del sistema.
Rentabilidad económica: Con los precios actuales y las subidas de peajes previstas, el autoconsumo se amortiza en 4-7 años.
Baterías domésticas e industriales: el siguiente nivel
Sólo el 15% de los sistemas solares en España contaban con baterías de respaldo en el momento del apagón de abril. Esto dejó a la inmensa mayoría de instalaciones de autoconsumo sin capacidad de proporcionar energía durante el apagón.
Las baterías domésticas e industriales ofrecen:
Respaldo ante apagones: Cuando la red cae, tu instalación sigue funcionando si tiene baterías (modo isla o backup).
Optimización económica: Almacenas energía en horas baratas (o de tu autoconsumo) y la usas en horas caras.
Contribución a la estabilidad: Las baterías agregadas pueden ofrecer servicios al sistema (aunque esto aún está en desarrollo regulatorio en España).
Máxima independencia energética: Combinar autoconsumo solar con baterías te acerca al objetivo de autosuficiencia energética.
Gestión inteligente del consumo:
Más allá de generar tu propia energía, gestionar inteligentemente cuándo consumes puede marcar una gran diferencia:
- Sistemas de monitorización: Conocer tu consumo en tiempo real te permite tomar decisiones informadas.
- Automatización: Programar electrodomésticos para que funcionen cuando tu instalación solar está produciendo.
- Carga inteligente de vehículos eléctricos: Optimizar la carga para aprovechar tu generación o las horas valle de red.
- Sistemas de gestión energética (EMS): Software que coordina autoconsumo, baterías, carga de vehículo y consumo para maximizar eficiencia y ahorro.
Cómo Energy Tricolor puede ayudarte a prepararte para la inestabilidad de la red
En Energy Tricolor no solo vendemos paneles solares o asesoramos sobre tarifas. Diseñamos soluciones energéticas integrales que preparan a nuestros clientes para el futuro energético, sea cual sea.
Nuestro enfoque ante la crisis de la red:
1. Análisis personalizado de riesgo energético
Evaluamos tu exposición a los riesgos derivados de la inestabilidad de la red:
- ¿Cuánto te afectaría un apagón de 4-6 horas?
- ¿Qué procesos o equipos críticos tienes?
- ¿Cuál es tu dependencia actual de la red?
2. Diseño de soluciones de resiliencia
Proponemos sistemas adaptados a tus necesidades:
- Autoconsumo solar dimensionado óptimamente
- Baterías del tamaño adecuado (ni excesivas ni insuficientes)
- Sistemas de backup para cargas críticas
- Gestión inteligente del consumo
3. Optimización económica integral
No solo instalamos renovables, optimizamos toda tu situación energética:
- Revisión de potencia contratada
- Comparativa de tarifas
- Estrategias de consumo
- Cálculo de retorno de inversión realista
4. Gestión de subvenciones y financiación
Te ayudamos a acceder a:
- Subvenciones Next Generation
- Deducciones fiscales
- Financiación preferente
- Incentivos locales
5. Seguimiento y soporte continuo
La relación no acaba con la instalación:
- Monitorización de rendimiento
- Mantenimiento preventivo
- Actualizaciones regulatorias
- Asesoramiento continuo
Casos de éxito reales:
Hemos ayudado a cientos de clientes en Andalucía a reducir su dependencia de la red y protegerse contra la volatilidad energética. Nuestros clientes con autoconsumo y baterías pudieron mantener sus operaciones durante el apagón de abril, mientras sus competidores perdían producción y facturación.
Conclusión y llamada a la acción
El estado de la red eléctrica española en noviembre de 2025 es crítico pero no desesperado. Existe conciencia del problema, hay recursos comprometidos y tecnología disponible para solucionarlo. Sin embargo, las soluciones estructurales tardarán años en implementarse completamente.
Resumen de los principales riesgos y oportunidades
Riesgos principales:
Nuevo apagón generalizado: Probabilidad moderada-alta en los próximos 12-24 meses si no se aceleran las inversiones.
Apagones locales recurrentes: Muy probable en zonas del suroeste con alta concentración solar.
Incremento de costes del sistema: Los 4.000 millones anuales en servicios de ajuste acabarán trasladándose a las facturas.
Ralentización de nuevas conexiones renovables: El 87% de los nudos de la red tienen cero por ciento de capacidad disponible en noviembre, bloqueando nuevos proyectos.
Pérdida de competitividad industrial: Las empresas necesitan suministro fiable; la incertidumbre puede desincentivar inversiones.
Oportunidades principales:
Boom del autoconsumo: La inseguridad de red acelerará la adopción de autoconsumo solar residencial e industrial.
Mercado de baterías: España necesita 22.500 MW de almacenamiento para 2030, creando un mercado multimillonario.
Servicios de flexibilidad: Las instalaciones que puedan aportar estabilidad al sistema tendrán nuevas fuentes de ingresos.
Modernización de redes: Inversiones de 11.300 millones de euros crearán oportunidades en el sector.
Independencia energética: Quienes actúen ahora tendrán ventaja competitiva cuando los problemas se agudicen.
Invitación a contactar con Energy Tricolor para un análisis energético preventivo
No esperes al próximo apagón para actuar.
La inestabilidad de la red eléctrica española no es una especulación alarmista, es una realidad confirmada por Red Eléctrica, la CNMC y los expertos del sector. Los que actúen ahora instalarán sistemas más baratos (antes de que la demanda dispare precios), accederán a subvenciones todavía disponibles y estarán preparados cuando otros sufran las consecuencias.
¿Qué puedes hacer hoy mismo?
Solicita un análisis energético gratuito: Evaluamos tu situación actual, identificamos riesgos y oportunidades, y calculamos tu potencial de ahorro.
Descubre tu viabilidad para autoconsumo: Te decimos si tu ubicación, tejado o consumo son adecuados para una instalación fotovoltaica.
Compara opciones de baterías: Si ya tienes autoconsumo o estás planteándotelo, te ayudamos a valorar si las baterías tienen sentido en tu caso.
Optimiza tu factura actual: Incluso sin instalar nada, podemos reducir tu factura revisando potencia y tarifa.
Obtén presupuesto sin compromiso: Propuesta detallada con inversión, ahorro proyectado, subvenciones aplicables y plazo de amortización.
La energía más segura es la que controlas tú.
En un sistema eléctrico inestable, la mejor estrategia es depender lo menos posible de él. El autoconsumo solar con baterías no es solo una inversión económicamente rentable (que lo es), sino una póliza de seguro contra la incertidumbre energética que viviremos en los próximos años.
El momento de actuar es ahora. Los problemas de la red no se solucionarán de la noche a la mañana. Mientras REE, la CNMC y el Gobierno trabajan en soluciones estructurales, tú puedes tomar el control de tu energía.
¿Hablamos?
Energy Tricolor – Tu asesoría energética de confianza en Andalucía. Preparándote para el futuro energético, hoy. Expertos en autoconsumo solar, baterías de respaldo y optimización energética integral.
