La importancia de diversificar las fuentes de generación en los sistemas eléctricos, según EPRI

El trilema energético

El informe elaborado por EPRI examina cómo ha evolucionado el suministro de energía en distintas zonas y los cambios observados en el trilema energético:

• Seguridad o fiabilidad: Se evalúan casos de insuficiencia en el suministro que han provocado apagones, cortes rotativos (rolling outages) o medidas de emergencia para evitar el colapso del sistema regional.
• Equidad o asequibilidad: Se analizan las tarifas eléctricas domésticas/residenciales como indicador relativo entre regiones.
• Sostenibilidad: Se estudian las emisiones de gases de efecto invernadero por unidad de energía, así como indicadores relativos entre regiones.

EPRI ha llevado a cabo esta investigación para comprender cómo las dinámicas cambiantes del suministro energético afectan a la seguridad y la fiabilidad del suministro bajo condiciones variables y determinar qué estrategias son necesarias para garantizar la suficiencia del suministro y mantener la resiliencia del sistema en una red futura con fuentes de energía diversas.

Principales resultados del estudio

• Las escalas temporales son una dimensión crítica de la seguridad energética. Aunque los mix energéticos anuales informan de los objetivos de sostenibilidad, ofrecen una falsa sensación de seguridad respecto a la estabilidad de la red. Los desajustes entre oferta y demanda pueden desencadenar fallos del sistema en segundos, como ocurrió en las perturbaciones de frecuencia de la Península Ibérica, o en minutos tras varios días de tensión máxima, como en la tormenta invernal Uri de Texas de 2021. Para evaluar el riesgo con precisión, se deben incluir análisis granulares de la demanda hora por hora y de las capacidades de variación bajo múltiples escenarios.
• La asequibilidad ha alcanzado un umbral crítico en algunas de las regiones examinadas. Alemania y el Reino Unido destacan como líderes en costes elevados, caracterizados por una marcada divergencia entre la producción doméstica y los gastos de los hogares entre 2015 y 2024.
  • En Reino Unido: la generación eléctrica doméstica cayó un 24%, mientras que los precios nominales para los hogares se dispararon aproximadamente entre 21 y 39 c€/kWh.
  • En Alemania: la producción nacional registró una disminución del 25%, con precios nominales para los hogares que aumentaron aproximadamente entre 30 y 40 c€/kWh.
  • Este rendimiento se sustenta en una sólida flota nuclear, que representa el 67% de la generación total. Combinada con la hidroeléctrica y la eólica, más del 95% de la electricidad francesa es ahora de baja intensidad de carbono.
  • A diferencia de las regiones con desajustes entre oferta y demanda, la apuesta de Francia por la energía nuclear proporciona una base firme y baja en carbono que respalda tanto la seguridad de la red nacional como las masivas exportaciones eléctricas a sus vecinos.

Esta correlación sugiere que, al desmantelar capacidad firme nacional, la dependencia resultante de las importaciones y de mercados mayoristas volátiles afectó de forma significativa la asequibilidad para los consumidores.

• En contraste con la tendencia europea, China e India han mantenido tarifas eléctricas estables pese al aumento de la demanda. Ambos países han priorizado la seguridad energética y la competitividad industrial, aprovechando el carbón doméstico para cubrir la mayor parte de sus crecientes necesidades energéticas: en los últimos 20 años, en ambos, la eólica y la solar aportaron menos del 20% de la electricidad.
• En términos de sostenibilidad y emisiones de gases de efecto invernadero, Francia sigue siendo la referencia entre las grandes economías. En 2024, mantuvo una intensidad de emisiones de aproximadamente 41 gCO₂ equivalente/kWh, la más baja de cualquier nación del G20.
  • La intensidad de carbono de Francia es aproximadamente tres veces menor que la de España, cuatro veces menor que la de California, cinco veces menor que la del Reino Unido y ocho veces menor que la de Alemania.

Resultados adicionales

• Muchas regiones, incluidas Norteamérica, Asia, Sudamérica y Europa, han sufrido episodios que han provocado cortes de suministro programados o apagones. En Estados Unidos, estos eventos suelen coincidir con el uso por parte del Departamento de Energía de la autoridad de emergencia del Federal Power Act. Ejemplos mundiales de apagones a escala nacional incluyen Chile 2025 y la Península Ibérica 2025 (España y Portugal).
• California es un caso principal para los retos económicos y operativos derivados de una elevada penetración solar. A pesar del despliegue masivo, el valor marginal de la solar sigue disminuyendo, provocando precios negativos y un aumento de los vertidos en primavera.
  • En los meses de febrero, marzo y abril, la oferta solar al mediodía frecuentemente supera la demanda, empujando los precios mayoristas por debajo de cero.
  • A comienzos de 2025, California superó los 10 GW de capacidad de baterías, pero esto no ha revertido los vertidos.
  • Las baterías han mitigado significativamente los riesgos de "pico neto" (el periodo de las tardes de verano cuando la solar cae, pero la demanda sigue alta), casi eliminando el riesgo de cortes rotativos veraniegos.
  • Las baterías de 4 horas han recortado el pico horario de gas, pero no han reducido la dependencia diaria total del gas durante el verano.
  • Desde 2019, la energía diaria requerida de fuentes no solar/no eólica/no baterías (principalmente gas e importaciones) se ha mantenido en gran medida sin cambios, incluso con la adición de 20 GW de nuevos recursos solares y de baterías.
• España y Alemania muestran una importante “brecha de desplazamiento”, donde las inversiones en capacidad renovable (solar y eólica) no reducen de forma significativa la necesidad diaria de energía firme y no renovable.
  • Entre 2015 y 2024, Alemania añadió casi 90 GW de solar y eólica. A pesar de esta gran expansión, la energía diaria máxima requerida de recursos no renovables (carbón, gas e importaciones) disminuyó en menos del 10% respecto a 2015.
  • España añadió 30 GW de solar y eólica, pero la dependencia diaria de recursos firmes sigue anclada a las necesidades de 2015.

Estos datos sugieren que la integración renovable actual está creando un sistema paralelo en lugar de uno sustitutorio. Dado que la solar y la eólica no son despachables, la red debe mantener casi toda la flota firme original para cubrir la demanda en periodos de baja producción renovable (lo que en alemán se conoce como dunkelflaute o vacío oscuro).

• En noviembre de 2024, una dunkelflaute -un fenómeno meteorológico caracterizado por periodos prolongados de poco viento y escasa o nula luz solar- a escala regional paralizó la producción renovable en la Unión Europea durante aproximadamente seis días (140 horas).
  • A pesar de una base instalada de eólica y solar superior a 480 GW, la producción media durante ese periodo se desplomó hasta apenas 39 GW. Durante 140 horas consecutivas, toda la flota EU27 operó por debajo del 10% de su capacidad nominal.

Este evento demuestra que una red dependiente de eólica y solar debe mantener casi el 100% de redundancia en capacidad firme y despachable (nuclear, gas o carbón) para evitar el colapso total del sistema durante periodos prolongados de estancamiento atmosférico.

• En 2016, Alemania fue un exportador clave para Europa Central. Para 2024, la pérdida de la capacidad firme de base nuclear obligó a una dependencia estructural de importaciones, gas natural y carbón para estabilizar la red durante los picos de demanda.
  • Importaciones en picos: en periodos de baja producción renovable, Alemania debe importar energía a alto coste.
  • Exportaciones a precios negativos: en periodos de viento o sol intensos, la sobreoferta hunde los precios mayoristas por debajo de cero, lo que obliga a Alemania a pagar a países vecinos para que absorban su excedente.

Esta dependencia de plantas de pico fósil y de importaciones de alto carbono ha mantenido la intensidad de gases de efecto invernadero de Alemania significativamente por encima de la media de la UE27 y de vecinos como Francia.

• Las transiciones energéticas en Alemania y el Reino Unido se enfrentan a un umbral de firmeza: aunque el consumo anual de gas pueda fluctuar, la dependencia diaria máxima de generación con gas ha alcanzado niveles récord.
  • Picos récord: contrariamente a la expectativa de una huella fósil decreciente, los picos diarios más altos de generación eléctrica con gas en ambos países se registraron en 2024 y 2025.
  • Al desmantelarse plantas de carbón y nuclear, el gas se ha convertido en el único recurso de balance capaz de cubrir grandes déficits renovables en periodos de alta demanda.
  • Satisfacer estos picos crecientes exige mantener una amplia, costosa y poco utilizada flota de gas y la infraestructura de gasoductos, lo que incrementa directamente los costes del sistema repercutidos a los consumidores y representa un riesgo para la seguridad energética.

• El análisis de EPRI señala que el apagón de la Península Ibérica en 2025 forzó un cambio fundamental en la gestión de la red española, pasando de una estrategia de maximización renovable a una de fiabilidad de funcionamiento obligatorio [“lo que en España se ha venido en llamar operación reforzada”].
  • Desde el colapso del 28 de abril de 2025, España ha incrementado de forma significativa el número de unidades de gas en operación permanente. Esto garantiza que la red disponga de potencia reactiva e inercia suficientes, servicios que la flota renovable basada en inversores no podía proporcionar adecuadamente durante las perturbaciones de frecuencia que desencadenaron el apagón.
  • El apagón se caracterizó por un desequilibrio de tensión, en el que las desconexiones de generación provocaron picos de tensión adicionales. Mantener unidades de gas sincronizadas con la red incluso en periodos de alta producción solar/eólica aporta un efecto de amortiguamiento que evita que fallos localizados se propaguen hasta convertirse en un problema de seguridad a escala peninsular.
  • Esta necesidad de sincronización constante de unidades de gas eleva el mínimo de generación fósil, imponiendo un límite a la cantidad de energía renovable que puede utilizarse sin poner en riesgo el colapso del sistema.

• Por otra parte, el análisis de EPRI señala que, tras veinte años de demanda eléctrica estancada, Estados Unidos ha entrado en una nueva era de rápido crecimiento, impulsada por la electrificación y el auge de la infraestructura de inteligencia artificial (IA).
  • A pesar de la transición energética en curso, 2024 y 2025 registraron días de demanda máxima récord para carbón y gas. Por primera vez, los picos invernales exigieron más de 9 TWh de generación térmica en un solo día, lo que subraya que el gas natural sigue siendo la última garantía de fiabilidad durante olas de frío extremas (por ejemplo, el vórtice polar de enero de 2025).
  • El rápido crecimiento de la demanda ya no es una proyección de futuro; es una realidad operativa actual. La expansión de centros de datos de IA se concentra en nodos específicos, creando riesgos localizados de seguridad energética donde el aumento de carga supera la construcción de nueva capacidad de transporte y generación firme.
  • A comienzos de 2026, la red estadounidense afronta una paradoja: aunque las adiciones de solar y baterías lideran la nueva capacidad, las unidades fósiles existentes operan más que nunca para cubrir las diferencias durante las horas punta y las anomalías meteorológicas.

Conclusiones

El informe de EPRI concluye que estos resultados revelan los diversos desafíos y puntos de tensión sistémica para satisfacer el trilema energético: seguridad, equidad y sostenibilidad. Subrayan la necesidad de evaluar el suministro energético con alta resolución (analizando cada hora del año) y considerar todos los atributos de las distintas fuentes e infraestructuras para garantizar que los mix energéticos en el futuro sean resilientes, asequibles y sostenibles. Una diversificación de las fuentes de energía puede ayudar a cumplir mejor los objetivos medioambientales, a garantizar la seguridad de suministro y a disponer de electricidad con precios competitivos.

Fuente: Electric Power Research Institute (EPRI)

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