Año y medio después del apagón ibérico, el informe final del panel de expertos de ENTSO-E, publicado en marzo, concluyó que no hubo una causa única: oscilaciones, un control débil de la tensión y desconexiones en cadena de generación provocaron subidas rápidas de tensión y el colapso.
Entrevistamos a la investigadora sénior del centro tecnológico finlandés VTT Heidi Kirppu, que estudia cómo integrar nuevas tecnologías, de los SMR a la captura de carbono, en los sistemas eléctricos y de calor.
Más renovables variables exigen más capacidad para equilibrar la red. Kirppu enumera servicios como el control de tensión y de potencia reactiva o la falta de inercia, y pide adaptar a tiempo, mejor por adelantado, tanto el desarrollo de la red como su regulación. La solución no es recortar la energía limpia.
En España, el debate sigue abierto. Luis Rouco, profesor del ICAI (Comillas) y firmante del informe que presentó la patronal AELEC, se reafirmó el 13 de octubre en que el apagón se debió a la poca inercia por baja generación síncrona en el sur y el centro, con más del 30% de la red de 400 kV desconectada, y a las maniobras de Red Eléctrica entre las 12:00 y las 12:30. El operador sostiene que las desconexiones de centrales fueron irregulares porque la tensión estaba en rangos normales. Son, en esencia, las carencias de inercia y control de tensión que subraya Kirppu.
Un sistema resiliente es el que aguanta situaciones excepcionales, como un temporal extremo o un suceso imprevisto, y se recupera de ellas. Kirppu recuerda que esa resiliencia puede lograrse de muchas maneras: diversificando fuentes, reduciendo la dependencia del gas importado, reforzando la red con redundancia y ampliando el almacenamiento de combustibles, calor y electricidad, y con sistemas avanzados de monitorización y control.
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La Agencia Internacional de la Energía prevé que el consumo eléctrico de los centros de datos pase de unos 485 TWh en 2025 a cerca de 950 TWh en 2030. Kirppu explica que esa demanda crece rápido y puede crear cuellos de botella locales cuando la red también debe atender la electrificación de la calefacción, la industria y el transporte, y el hidrógeno.
En la región de Ámsterdam y Schiphol, TenneT ha pausado conexiones por saturación de la red, con restricciones que podrían alargarse hasta 2035, y en marzo de 2026 el operador danés Energinet suspendió durante tres meses los nuevos acuerdos de conexión de gran escala. La científica cita también el sur de Finlandia, Austria o Portugal. El obstáculo es el tiempo: “Los cuellos de botella de la red son especialmente lentos de resolver”, porque construir nueva capacidad “lleva varios años” y frena tanto la demanda como la nueva generación.
Su equipo analizó los reactores modulares pequeños (SMR) para Dinamarca. Una conclusión central es que el coste de la electricidad baja de forma notable si también se aprovecha el calor en cogeneración. Pero las proyecciones varían mucho y son “inciertas” más allá de 2035. El desarrollo en curso ayuda a reducir las incertidumbres a medida que se materialicen los primeros proyectos.
El gran punto de referencia es Darlington, en Canadá, donde Ontario aprobó en 2025 el primero de cuatro reactores BWRX-300, con un coste de 7.700 millones de dólares canadienses: 6.100 por el reactor y 1.600 por sistemas comunes. Kirppu recuerda que esa estimación ha generado debate desde la publicación del informe. El coste futuro depende de la experiencia de las primeras plantas y de la curva de aprendizaje, y ambas, dice, dependen “también de razones no técnicas”, como la regulación: si hay que rediseñar cada reactor para cada país o puede fabricarse en serie.
Los SMR, añade, pueden contribuir a la estabilidad del sistema y a sustituir combustibles fósiles al aportar suministro limpio firme “durante los periodos de poco viento o sol”, calor para redes urbanas o industria y, desde la resiliencia, combustible almacenable durante años. También ofrecen inercia, sobre todo si se ubican donde cierran centrales fósiles. Es el caso de Helsinki, donde Helen estudia un SMR para calor o cogeneración.
La red de calor, explica, podría “actuar como interfaz entre el suministro eléctrico variable, la producción estable de calor nuclear y la captura de carbono flexible”. La captura directa de aire, señala, “no tiene por qué ser una carga inflexible adicional” para los sistemas eléctricos o de calor: si se integra con la red de calor y con almacenamiento térmico barato, puede ser un recurso de flexibilidad, ya que también demanda electricidad y calor.
Sobre estrategia, defiende políticas neutras en tecnología que incluyan renovables y nuclear, un apoyo claro a la electrificación, aunque recuerda que tampoco es una solución milagrosa, y evitar objetivos contradictorios como abaratar el gas. Para España ve dos lecciones de otras áreas europeas: del norte, desarrollar la integración de mercado y los mecanismos de flexibilidad como infraestructura básica; de Alemania, lo que no hay que hacer: apartar la nuclear, porque ha aumentado las emisiones y encarecido los precios, y abandonar fuentes de energía limpia es incoherente con los objetivos de mitigación del cambio climático. Mantenerla, opina, diversifica el suministro y refuerza la resiliencia ante shocks del gas, porque “todas las tecnologías limpias son necesarias”.
Según la científica, las decisiones de política energética tomadas como reacción política rápida a un suceso, sin considerar un plan sólido a largo plazo ni sus efectos sobre la reducción de emisiones y la descarbonización, pueden ser absurdas e incoherentes con los objetivos de mitigación del cambio climático, por ejemplo el abandono de la nuclear.
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