El reto ya no es instalar más renovables: Brasil corta generación mientras España recurre al gas y a parar industrias

Brasil tuvo que activar el domingo, por segunda vez este año, un plan de emergencia para reducir generación porque había demasiada electricidad para una demanda demasiado baja. En España, este verano Red Eléctrica ha tenido que recurrir repetidamente al mecanismo que permite reducir el consumo de grandes industrias y mantiene una operación reforzada apoyada en ciclos combinados para garantizar la estabilidad. Al mismo tiempo, dos proyectos fotovoltaicos de Huelva que rondaban conjuntamente los 118 MW han acabado archivados después de que su infraestructura de evacuación chocara con el trazado de la futura alta velocidad Sevilla-Huelva.

Tres situaciones distintas que apuntan al mismo problema: la transición energética ha entrado en una fase en la que instalar megavatios ya no basta; hacen falta observabilidad, capacidad de control, almacenamiento, redes bien planificadas y una demanda capaz de adaptarse a la producción. La paradoja de los sistemas eléctricos con una elevada penetración renovable se hizo especialmente visible este domingo en Brasil. El Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) tuvo que activar por segunda vez en 2026 su Plan de Emergencia para la Gestión de Excedentes de Energía en la Red de Distribución. No faltaba electricidad. Sobraba.

Entre las 11.00 y las 13.30 horas del domingo 23 de agosto, coincidiendo con una jornada de bajo consumo, el operador ordenó a las distribuidoras reducir la producción de centrales conectadas a sus redes. La medida afectó a las denominadas instalaciones de tipo 3, entre las que se encuentran pequeñas hidroeléctricas, plantas de biomasa y parques eólicos y fotovoltaicos de menor tamaño. Antes de llegar a ese punto, el ONS ya había reducido la producción de las centrales que controla directamente.

Era la segunda ocasión este año. La primera se produjo el 7 de junio, durante el puente de Corpus Christi, cuando fue necesario gestionar alrededor de 1.000 MW entre las 10.00 y las 14.00 horas. El antecedente más preocupante se había producido en agosto de 2025: la generación distribuida llegó a cubrir el 37,6% de la demanda nacional y el ONS tuvo que reducir prácticamente toda la producción eólica y solar centralizada disponible para evitar una sobrecarga.

El problema brasileño permite entender una dificultad que comienza a repetirse en numerosos sistemas eléctricos. La micro y minigeneración distribuida del país, fundamentalmente fotovoltaica, ha pasado de menos de 1 GW en 2018 a alrededor de 50 GW. Pero una parte sustancial de esa potencia se encuentra conectada a redes de distribución y no está directamente bajo el control del operador nacional.

El reto de la observabilidad.

Un operador puede gestionar con relativa facilidad una central convencional o un gran parque renovable conectado a transporte porque conoce en tiempo real qué está produciendo y dispone, en distintos grados, de mecanismos para modificar su funcionamiento. El problema cambia cuando decenas de gigavatios están repartidos entre cientos de miles de instalaciones situadas detrás de las redes de distribución. La electricidad existe físicamente y modifica los flujos de la red, pero el operador tiene mucha menos capacidad para observarla y actuar sobre ella.

Brasil trabaja ya en una respuesta que ilustra la gravedad del problema. El ONS prepara un Esquema Regional de Alivio de Generación capaz de desconectar automáticamente hasta 3 GW de generación distribuida, en tres escalones de 1 GW, cuando se hayan agotado otras herramientas de operación. El proyecto piloto deberá probarse antes de finales de año.

La otra cara del mismo desafío en España.

Aquí no ha sido necesario cortar generación distribuida por exceso de producción, pero sí utilizar repetidamente la demanda industrial como herramienta de equilibrio cuando el sistema ha necesitado más reserva. El Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD), heredero de la antigua interrumpibilidad, permite a Red Eléctrica solicitar a grandes consumidores que reduzcan temporalmente su consumo a cambio de una remuneración.

Para el segundo semestre de 2026, Red Eléctrica contrató 1.775 MW de potencia disponible dentro de este mecanismo. Es una herramienta diseñada precisamente para situaciones puntuales en las que el operador considera que no dispone de recursos suficientes para mantener la reserva necesaria.

Lo extraordinario ha sido la frecuencia con la que ha sido necesario utilizarla durante las últimas semanas. Tras una primera activación anual el 28 de enero, el SRAD volvió a emplearse el 15 y el 22 de julio y posteriormente el 11 y el 20 de agosto, cuatro intervenciones en apenas algo más de un mes. En la última, Red Eléctrica requirió una reducción de hasta 832 MW y acabaron movilizándose 613 MW. La situación no significa que España carezca globalmente de capacidad de generación. El problema es cuándo está disponible esa capacidad y qué servicios técnicos puede prestar.

Durante las horas centrales del día la fotovoltaica puede cubrir porcentajes extraordinariamente elevados de la demanda y hundir el precio de la electricidad. Pero al caer el sol, esa producción desaparece rápidamente. Si coincide con temperaturas elevadas que mantienen disparado el consumo de climatización y con una producción eólica inferior a la prevista, el operador necesita sustituir en muy poco tiempo varios gigavatios solares mediante hidráulica, almacenamiento, importaciones, generación térmica o reducción de la demanda.

Un sistema con mucha renovable necesita flexibilidad.

A ello se añade una cuestión diferente pero relacionada: la estabilidad eléctrica. Desde el apagón del 28 de abril de 2025, Red Eléctrica mantiene una programación reforzada en la que los ciclos combinados de gas desempeñan un papel fundamental. No se programan únicamente porque haga falta su energía, sino porque las máquinas síncronas pueden aportar servicios técnicos esenciales, entre ellos control dinámico de tensión y amortiguación de oscilaciones.

El propio Ministerio para la Transición Ecológica reconoce el problema. El Gobierno aprobó el pasado 28 de julio una modificación de la planificación de la red con 615 millones de euros de inversión en equipos como e-STATCOM, reactancias y reactancias controladas, precisamente para reducir la necesidad de mantener ciclos combinados funcionando por restricciones técnicas para controlar la tensión y estabilizar el sistema. MITECO calcula que estas actuaciones podrán ahorrar alrededor de 450 millones de euros al año.

La explicación técnica que ha aportado el propio operador resulta especialmente significativa. La fuerte concentración de nueva fotovoltaica en Andalucía, Extremadura y Castilla-La Mancha está produciendo flujos eléctricos sur-norte superiores a los previstos inicialmente y ha aumentado la necesidad de acoplar ciclos combinados para afrontar variaciones de generación, controlar dinámicamente la tensión y amortiguar oscilaciones.

Es decir, cuantos más megavatios renovables entran en el sistema, más necesario resulta invertir también en los elementos que permiten integrarlos. El coste de no hacerlo empieza a ser apreciable. Los servicios de operación del sistema habían acumulado hasta mediados de agosto unos 3.360 millones de euros en 2026, un 36% más que un año antes, según el Observatorio del Coste de los Servicios de Operación. Sólo durante la primera mitad de agosto se habrían añadido más de 190 millones.

Coordinar la planificación de las infraestructuras.

Dos proyectos fotovoltaicos previstos en Huelva, Campos del Condado IV y Campos del Condado VI, han acabado archivados después de años de tramitación. Las dos instalaciones rondaban conjuntamente los 118 MW en las autorizaciones previas —57,295 MW para la primera y 60,569 MW para la segunda—, aunque los proyectos fueron posteriormente reformulados y las resoluciones finales de archivo recogen 54,425 MW y 57,535 MW, respectivamente.

Ambos parques compartían parte de un complejo sistema de evacuación que debía conducir la electricidad hasta la subestación de Palos 400 kV. Durante la tramitación, ADIF advirtió de que la implantación de la subestación Colectora de 220 kV resultaba afectada por el trazado previsto para la futura línea de alta velocidad Sevilla-Huelva. El promotor trató de determinar la compatibilidad entre ambos proyectos, pero la cuestión no quedó resuelta antes de que el estudio ferroviario fuera aprobado definitivamente en diciembre de 2024.

Para entonces corría además otro reloj administrativo. Red Eléctrica comunicó en enero de 2025 la caducidad de los permisos de acceso y conexión a Palos 400 kV conforme a los hitos establecidos por el Real Decreto-ley 23/2020. En septiembre de ese mismo año los promotores desistieron de las autorizaciones y ahora el Ministerio ha formalizado el archivo de los expedientes. El episodio resulta especialmente ilustrativo. Mientras el sistema necesita nuevas instalaciones, almacenamiento, redes y flexibilidad, dos proyectos que habían superado buena parte de su larga tramitación administrativa terminan cayendo porque la infraestructura eléctrica prevista para evacuar su producción se cruza con otra gran infraestructura pública cuya planificación avanzaba en paralelo.

Problemas distintos para una misma transición.

La primera etapa de esta transición energética consistía fundamentalmente en sustituir potencia fósil por capacidad renovable. La segunda es bastante más complicada: conseguir que decenas de gigavatios de generación variable funcionen dentro de un sistema que debe mantener en cada segundo el equilibrio entre producción y consumo, controlar la frecuencia y la tensión y transportar enormes cantidades de electricidad desde el lugar en el que se producen hasta el lugar en el que se necesitan.

Para eso ya no basta con contar megavatios instalados. Hace falta observar en tiempo real incluso la generación conectada a distribución; poder actuar sobre ella cuando sea necesario; construir almacenamiento que absorba la electricidad cuando sobra y la devuelva cuando falta; desarrollar demanda flexible que desplace consumo hacia las horas de mayor producción renovable; dotar a inversores y plantas renovables de capacidades avanzadas de control; instalar equipos de red capaces de aportar estabilidad sin quemar gas; ampliar las interconexiones y, además, coordinar de verdad la planificación eléctrica con las restantes infraestructuras.

La paradoja brasileña lo resume particularmente bien: un sistema puede encontrarse en riesgo no porque le falte electricidad, sino porque tiene demasiada en el lugar y el momento equivocados y carece de herramientas suficientes para gestionarla. Y la experiencia española añade la otra mitad de la ecuación: unas horas más tarde puede disponer de decenas de gigavatios renovables instalados y, sin embargo, necesitar encender centrales de gas o pedir a una fábrica que deje de consumir.