El apagón eléctrico en España sigue marcando el debate energético más de un año después. El colapso simultáneo de Kazajistán, Uzbekistán, Tayikistán y Kirguistán el pasado 14 de agosto ha devuelto a la agenda la fragilidad de las redes y la urgencia de regionalizar infraestructuras.
El episodio asiático dejó sin suministro a millones de personas y reactivó una discusión que en la península Ibérica ya abrió el gran apagón del 28 de abril de 2025. La pregunta no es tanto qué tecnología falló, sino dónde se ha dejado de invertir.
El director de Energía, Vivienda y Gestión de Suelo de la Comisión Económica de la ONU para Europa (UNECE), Dario Liguti, lo resume en una entrevista con EFE: ‘Cada país necesita una mayor integración en sistemas eléctricos y energéticos regionales, pero ello debe ir acompañado de inversiones en tecnologías e infraestructuras y de un marco regulatorio adecuado’. A su juicio, los apagones deberían servir para fomentar la coordinación, no para replegarse a escala nacional.
El doble apagón: sobrecarga y pérdida de generación
En Asia Central, las pesquisas preliminares apuntan a la detención de dos unidades hidroeléctricas en Kirguistán por una emergencia. Aquella pérdida de 600 megavatios sobrecargó uno de los corredores de transmisión y activó los sistemas automáticos de protección, que interrumpieron el suministro para preservar los equipos de generación.
El mecanismo remite al apagón de España y Portugal, aunque con una diferencia clave. En la península Ibérica el origen estuvo en un fenómeno de calidad de la electricidad, con variaciones y oscilaciones. En Asia Central fue un problema clásico de suministro: la generación hidroeléctrica cayó de golpe y arrastró a la red.
La infraestructura envejecida no falla por el tipo de energía que transporta, sino por los años de inversión que no se han ejecutado.
El sistema centroasiático fue diseñado como una red única y muy interconectada durante la etapa soviética. Tras la independencia de las repúblicas, la coordinación regional se debilitó y las inversiones de modernización no acompañaron al envejecimiento de los equipos. El resultado no fue un fallo de una fuente concreta, sino un fallo en cadena.
Liguti precisa que el colapso no está ligado a ninguna tecnología. Kazajistán y Uzbekistán apoyan su parque en combustibles fósiles, mientras que Tayikistán y Kirguistán dependen de la hidroeléctrica. El denominador común es la falta de modernización de un sistema heredado y apenas coordinado.
El mensaje de fondo es que los apagones no se explican mejor por el tipo de energía. ‘Cada una tiene sus ventajas y debilidades, y lo importante es saber incorporar todos estos elementos en la planificación y disponer de las infraestructuras adecuadas’, subraya el director de la UNECE.
España, más de un año después: la regulación como pieza clave
El apagón del 28 de abril de 2025 descubrió una carencia de diseño del sistema español. Las renovables habían alcanzado una cuota muy elevada, pero el marco regulatorio no se había ajustado para que aportaran los mismos servicios auxiliares que las tecnologías tradicionales.
Los servicios auxiliares son imprescindibles para mantener la red en 50 hercios. Incluyen el control de frecuencia, la regulación de tensión, la inercia y la capacidad de recuperación tras un fallo. Las centrales convencionales los prestan de forma inherente; las plantas renovables pueden hacerlo, pero necesitan electrónica de potencia, sistemas de control y una retribución que reconozca esa labor.
Tras el incidente, España adoptó medidas para que las renovables presten servicios auxiliares como la compensación y el control de oscilaciones. ‘Es uno de los países pioneros en energías renovables y, cuando se cambia un sistema a una velocidad tan grande, también se descubren problemas que antes no existían’, recuerda Liguti.
La comparación con Asia Central permite afinar el diagnóstico. En España sobraba generación instantánea de origen solar, pero faltaba capacidad para gobernar la tensión; en Asia Central sobraba estructura centralizada, pero faltaba inversión para mantenerla. Los dos colapsos comparten, en cambio, la debilidad de la red de transporte.
La integración entre países con distintas fuentes de energía atenúa precisamente esa debilidad. El ejemplo citado por Liguti es contundente: Suiza aporta hidroeléctrica, Francia nuclear y España solar; juntas pueden complementarse. En el actual verano de sequía, el déficit hidroeléctrico se compensa con generación solar récord.
Integrar más solar no genera apagones por sí misma: lo que castiga al sistema es operar sin los servicios de red que exige esa penetración.
La inversión en redes, la gran cuenta pendiente del sistema
El análisis de la UNECE desplaza el foco de la generación a la transmisión. Mientras el debate público discute qué fuente es más fiable, los dos grandes apagones de los últimos dieciséis meses apuntan a una evidencia más incómoda: la red ha recibido menos atención que los nuevos megavatios.
La clave no es elegir entre gas, hidroeléctrica, nuclear o solar. Es planificar de forma conjunta generación, almacenamiento y red. Un sistema muy renovable sin flexibilidad ni interconexión resulta más vulnerable en los momentos de estrés. Y un sistema centralizado sin inversión en corredores estratégicos termina reproduciendo el colapso de Asia Central.
La inversión en redes no produce electricidad ni inaugura parques. No reduce la factura a corto plazo y suele tener rentabilidades reguladas que exigen estabilidad normativa. Es, sin embargo, la condición que permite que el resto del sistema funcione. El retraso en permisos y en retribución ya aparece en el debate español como el principal cuello de botella de la transición.
El riesgo es repetir el error inverso: después de un apagón, la reacción política suele concentrarse en construir más generación y subastar más capacidad. Sin embargo, si la red no puede transportar esa energía ni mantener la estabilidad ante fallos, la nueva oferta no evita el colapso. El apagón de Asia Central lo demuestra: la pérdida de un corredor estratégico dejó a varios países a oscuras por falta de redundancia.
La energía nuclear tampoco debe quedar excluida, sostiene Liguti. ‘Desde un punto de vista estrictamente técnico, no hay ninguna razón por la que la energía nuclear no pueda formar parte de un mix energético diversificado.’ El matiz relevante es que tampoco resuelve por sí sola la fragilidad de una red desconectada.
La reflexión queda abierta de cara al próximo ciclo inversor. Los operadores de red españoles tienen ante sí la actualización de sus planes de desarrollo, y los reguladores deberán decidir qué retribución se reconoce a las infraestructuras críticas. La lección de 2025 no es solo española; es una advertencia para cualquier país que acelere la transición energética sin reforzar al mismo tiempo la maquinaria física que la sostiene.
