No existen riesgos generales para la seguridad del suministro eléctrico de la Unión Europea durante el próximo verano. Así lo confirma el informe ‘Summer Outlook 2025’ de ENTSO-E, la Red Europea de Operadores de Sistemas de Transporte de Electricidad, que revela que no hay riesgos de adecuación para la mayor parte de Europa, aunque destaca preocupaciones residuales en algunas regiones aisladas o débilmente interconectadas. Los posibles problemas identificados se limitan a algunos mercados con interconexión limitada a la red eléctrica de la UE, lo que requiere monitorización, especialmente en periodos de alta demanda de electricidad y baja disponibilidad de generación eléctrica.
La evaluación de la adecuación de recursos de Europa para el verano de 2025 muestra que existen riesgos específicos en Irlanda, Malta y Chipre, debido a cortes de generación planificados, capacidad de importación limitada y baja disponibilidad de recursos de respaldo.
El estado del sistema eléctrico cambia constantemente. Por ello, los gestores de la red de transporte de electricidad (GRT) y los Centros de Coordinación Regional (CCR) monitorean constantemente los riesgos. El objetivo del documento es informar a las autoridades nacionales y europeas sobre los riesgos del sistema eléctrico. Los GRT monitorean de cerca los riesgos identificados y se preparan para gestionar la situación. Una amplia gama de procesos, implementados en estrecha colaboración entre los distintos países, garantiza que estos riesgos se aborden de manera eficaz.
El informe Summer Outlook de ENTSO-E evalúa la generación, la demanda y otros recursos flexibles en todo el sistema eléctrico paneuropeo, y demuestra el valor añadido de un ámbito paneuropeo para el análisis de adecuación, además de complementarlo a nivel nacional y regional.
Seguridad del suministro eléctrico en la UE
El informe de ENTSO-E se basa en varias simulaciones que analizan diferentes recursos, y los resultados muestran una adecuación general sólida para este verano. No se identifica ningún riesgo de adecuación en la Europa continental, los países nórdicos ni Gran Bretaña. Por su parte, las islas aisladas o con escasa interconexión (Irlanda, Malta y Chipre) requerirán una estrecha vigilancia.
Todos los riesgos identificados en el informe para la temporada de verano se deben a condiciones meteorológicas en combinación con otros factores adversos. El riesgo de adecuación identificado en Irlanda al final del verano se debe a la superposición de múltiples interrupciones planificadas de grandes generadores despachables y a la falta de nueva generación que se incorpore al mercado para sustituir las unidades antiguas que han cerrado y cubrir el aumento de la demanda. El documento indica que la situación real de adecuación en Irlanda dependerá de las condiciones operativas, concretamente de las interrupciones imprevistas del parque de generación envejecido, especialmente de la generación eólica. Los recursos no comerciales (1,4 GW) ya están disponibles y mitigarán significativamente los riesgos.
Por otro lado, se identifican algunos riesgos residuales en las islas mediterráneas de Malta y Chipre, bastante aisladas. Estos riesgos podrían surgir en caso de interrupciones imprevistas importantes del parque de generación y condiciones meteorológicas desfavorables cuando la demanda es alta y la generación de energía renovable es baja. Malta depende de los recursos no comerciales para garantizar la seguridad del suministro. Sin embargo, los riesgos se mantienen prácticamente sin cambios en Chipre, ya que estos recursos no existen y el sistema no está interconectado con el resto de Europa.
Cambios sistémicos en el sistema eléctrico
La publicación destaca los cambios sistémicos que los gestores de la red de transporte de electricidad están abordando. En este sentido, la capacidad instalada de energías renovables, especialmente la energía solar, ha aumentado significativamente (+90 GW) en comparación con el verano pasado, lo que puede generar un exceso de electricidad especialmente durante los periodos soleados con baja demanda.
Según el informe, durante ciertos períodos se espera que la generación renovable supere la demanda y las posibilidades de exportación, lo que exige una gestión cuidadosa y una planificación estratégica.
Se prevé que el excedente de generación de fuentes de energía renovables variables supere la demanda durante los períodos de alta generación renovable, combinados con una baja demanda, lo que incrementará las necesidades de exportación de los países. Sin embargo, es probable que los países vecinos también se enfrenten a problemas de exceso de renovables durante el mismo período, lo que aumenta el riesgo de precios negativos de la electricidad en toda Europa. El impacto de los precios negativos y la sobreproducción incluye posibles pérdidas financieras para los generadores y distorsiones del mercado, lo que requiere una gestión cuidadosa y una planificación estratégica para mitigar estos efectos.
Al mismo tiempo, se destaca que si bien la capacidad de almacenamiento de baterías se ha duplicado a 25 GW desde el verano anterior y la generación con alto contenido de carbono continúa disminuyendo, la necesidad de soluciones de flexibilidad (como interconexión, almacenamiento y respuesta a la demanda) se vuelve más esencial que nunca.
Sin problemas de adecuación en el invierno 2024-2025
El informe Summer Outlook se acompaña de una retrospectiva del invierno anterior (2024-2025), que confirma que, en general, no se observaron problemas de adecuación debido a las temperaturas suaves y las condiciones hidrológicas favorables, aunque algunos países experimentaron dificultades con un consumo superior al previsto. En febrero se registraron temperaturas notablemente inferiores a la media en el sureste de Europa, mientras que en la zona norte se registraron temperaturas superiores a la media durante el mismo mes.
En Chipre se produjeron varios períodos con baja disponibilidad de reservas de reemplazo y la isla experimentó una situación de adecuación marginal hacia finales de febrero debido a una ola de frío extremo que coincidió con interrupciones imprevistas de los antiguos generadores convencionales. Además, el cable Estlink 2 de Finlandia sufrió daños y no pudo ser reparado, lo que redujo la capacidad de transmisión durante la mayor parte del invierno; el sistema húngaro se enfrentó a estados de alerta y emergencia en algunas ocasiones, aunque de corta duración; en Irlanda, los márgenes de generación despachable fueron insuficientes durante dos olas de frío, lo que requirió importaciones desde Gran Bretaña; y una tormenta causó daños en una central eléctrica de Irlanda del Norte, lo que provocó la pérdida de generación convencional y obligó a los generadores a realizar interrupciones prolongadas.
Sistema eléctrico español
Por su parte, España experimentó situaciones de casi escasez que requirieron la activación del Servicio de Respuesta Activa a la Demanda (SDA), pero a pesar de estas situaciones no se experimentaron problemas de adecuación. En concreto, se alcanzaron márgenes de adecuación ajustados durante diciembre de 2024. En la tercera semana de diciembre, la combinación de alta demanda debido a las bajas temperaturas, baja entrada de renovables y un alto número de paradas no planificadas de centrales térmicas condujo a situaciones de casi escasez. Red Eléctrica activó el Servicio de Respuesta Activa a la Demanda los días 11 y 12 de diciembre, en el intervalo de tiempo comprendido entre las 18:30 y las 21:00 de ambos días.
En cuanto a las temperaturas, el invierno pasado se ha clasificado en general como suave. En el sistema peninsular español, la temperatura media fue 1,2 °C superior a la de referencia para esta temporada. A pesar de ello, la demanda aumentó considerablemente con respecto al invierno anterior (+2%). El 15 de enero se alcanzó una demanda máxima de 40 GW, la mayor desde el temporal de nieve de enero de 2021.
Fuera del invierno, el informe también cita el apagón eléctrico del 28 de abril en España y Portugal, destacando que los procedimientos y protocolos establecidos para restablecer la tensión del sistema eléctrico se activaron de inmediato y el sistema se restableció con éxito. De acuerdo con la legislación europea para un incidente de esas características, ENTSO-E ha creado un grupo de expertos para investigar las causas, en consonancia con la ‘Metodología de Escala de Clasificación de Incidentes’. El panel de expertos investigará las causas, elaborará un análisis exhaustivo y formulará recomendaciones en un informe final, que estará disponible públicamente. Y antes de la publicación del informe final, ENTSO-E publicará un informe exhaustivo con todos los detalles técnicos sobre el incidente.
Respecto a las perspectivas españolas para el verano de 2025, se destaca que no se esperan problemas de adecuación en España. Se pronostica una alta producción de energía renovable. Además, el nivel de reservas hidroeléctricas (80% a finales de abril) es superior al valor medio de referencia de los últimos diez años.
De cara al próximo invierno 2025-2026, ENTSO-E destaca que los preparativos ya han comenzado. La información de los gestores de la red de transporte de electricidad muestra un panorama positivo en Europa, sin ninguna preocupación específica identificada. ENTSO-E no prevé ningún riesgo extraordinario, pero permanecerá vigilante y continuará monitoreando cómo evolucionará la situación en el sector energético.