Fotomontaje de un operario en una instalación de autoconsumo con una red de alta tensión al fondo. Invertia
Observatorio de la Energía El autoconsumo, problema para Red Eléctrica: su auge pone en jaque el sistema y acerca la posibilidad de un apagón2025 cerró con más de 10 GW de autoconsumo instalado.
REE está operando con menores márgenes de maniobra.
Más información: Se estabiliza el crecimiento del autoconsumo en España en 2025 pero se espera que alcance entre 14 y 16 GW en 2030
Laura Ojea Publicada 20 julio 2026 02:41h Las clavesLas claves Generado con IA
El crecimiento del autoconsumo en España empieza a plantear nuevos retos operativos para el sistema eléctrico, hasta el punto de convertirse en una preocupación de REE, el operador del sistema, y abre la puerta a un nuevo posible apagón si se desequilibra demasiado la red.
Tiene sentido. El año 2025 cerró con más de 10 GW de autoconsumo instalado en nuestro país, y a lo largo de 2026 se ha seguido sumando más capacidad.
Y, ahora, tantos pequeños puntos de producción (y de desconexión de la red) suponen una falta de visibilidad sobre esta generación distribuida que está dificultando la capacidad del operador para prever con precisión la demanda real en cada momento, incrementando la necesidad de intervenciones correctivas.
El informe europeo sobre el apagón apunta a la desconexión de autoconsumos de menos de 1 MW como una de las causasO, lo que es lo mismo, a medida que aumenta el autoconsumo, una parte cada vez mayor de la demanda deja de ser observable directamente.
"Esto complica las previsiones y obliga a REE a actuar en tiempo real para equilibrar generación y consumo, solicitando a determinadas centrales que modulen su producción para compensar desviaciones", explica a EL ESPAÑOL-Invertia Jesús José Fernández García, Product Manager de Energía de Axpo Iberia.
En términos operativos, "esto implica que el sistema eléctrico funciona con un mayor grado de ajuste continuo".
REE se ve forzada a corregir sobre la marcha errores de previsión cada vez más significativos para mantener el equilibrio instantáneo que exige el suministro eléctrico. Estos desajustes no son menores: se han registrado episodios recientes con desviaciones superiores a la potencia de un reactor nuclear en funcionamiento.
Indisponibilidades previstas de grupos térmicos y nucleares.jpg Red Eléctrica
En concreto, jornadas como las del 12 y el 19 de febrero reflejan "un uso intensivo de energía de ajuste para corregir diferencias entre la demanda prevista y la real. Estos mecanismos, aunque habituales, están adquiriendo un protagonismo creciente en un contexto de elevada penetración de generación distribuida y renovables", señala el experto energético a este diario.
Desde el punto de vista de la seguridad de suministro, el operador descarta un riesgo inmediato de apagón. Sin embargo, advierte de que el sistema está operando con menores márgenes de maniobra. La necesidad de realizar más correcciones reduce la capacidad de absorción ante eventos imprevistos.
Más olas de calor
El riesgo aumenta en escenarios donde estos desvíos coinciden con factores adicionales, como caídas inesperadas de generación renovable, indisponibilidad de centrales o picos de demanda superiores a lo previsto.
En esas circunstancias, REE podría verse obligada a activar medidas extraordinarias para preservar la estabilidad del sistema, "como fue la activación de SRAD (Servicio de Respuesta Activa de la Demanda) del pasado 15 de julio.
Este contexto reabre el debate sobre la integración del autoconsumo en la planificación y operación del sistema eléctrico, así como sobre la necesidad de mejorar la visibilidad y gestión de estos recursos distribuidos en un entorno cada vez más descentralizado.
"En una presentación que Red Eléctrica publicó el pasado 5 de mayo sobre los desvíos registrados en febrero, resulta interesante la preocupación de REE por la diferencia entre lo que los agentes del mercado prevén que se va a consumir o generar y lo que finalmente ocurre en tiempo real", puntualiza Fernández García.
Falta de energía de respaldo
Por ejemplo, si se observan las indisponibilidades previstas de los grupos térmicos y nucleares entre julio de 2026 y junio de 2027, "en determinadas semanas coincide una demanda elevada con un volumen significativo de generación convencional indisponible (debido a mantenimientos programados)", continúa el responsable técnico de Axpo Iberia.
Esto reduce la capacidad de respuesta del sistema ante desviaciones inesperadas. Además, al llegar la noche, la producción solar disminuye rápidamente, mientras que en verano la demanda puede seguir siendo elevada por las altas temperaturas (climatización).
Si, al mismo tiempo, la generación eólica es inferior a la prevista o se produce la desconexión de otro grupo, el margen de reserva del sistema puede reducirse de manera significativa.
"En este contexto, la activación del SRAD no implica necesariamente que el sistema estuviera a punto de quedarse sin suministro. Su finalidad es reducir temporalmente la demanda industrial para recuperar margen de reserva y asegurar que el sistema pueda responder adecuadamente ante una incidencia adicional", añade.
Mercados de capacidad
En este contexto, el mercado de capacidad, del que se prevé que puedan lanzarse las primeras subastas a finales de año, pretende cubrir precisamente esa necesidad: pagar no solo por producir electricidad, sino también por estar disponible y poder responder en los momentos de mayor tensión.
"En términos sencillos, sería una forma de contratar con antelación un seguro para que el sistema disponga de potencia suficiente cuando la producción solar o eólica sea baja, aumente inesperadamente la demanda o falle alguna instalación relevante".
Bruselas autoriza a España a dar 9.000 millones a las eléctricas con subastas de capacidad para seguir desarrollando renovablesREE debe conseguir que centrales de respaldo, el almacenamiento, las interconexiones o la reducción de demanda sustituyan esa energía prácticamente al mismo ritmo.
El operador CAISO, Operador Independiente del Sistema de California (California Independent System Operator), calculó que el sistema podía necesitar incorporar alrededor de 13.000 MW en apenas tres horas para sustituir la generación solar perdida al ponerse el sol. En marzo de 2018 llegó a registrar una subida de la demanda neta de 14.777 MW en tres horas y de 7.545 MW en una sola hora.
"California ha respondido principalmente con una gran incorporación de baterías, recursos de generación flexible y mecanismos para asegurar que exista capacidad disponible durante la rampa de la tarde", concluye el experto.