1. Introducción: El Punto de Inflexión del 28 de Abril de 2025

1.1. Un Colapso Anunciado

El colapso total del sistema eléctrico peninsular, o «cero eléctrico», ocurrido el 28 de abril de 2025, no puede ser interpretado como un suceso imprevisible o un evento de «cisne negro». Por el contrario, representa la materialización severa y de alto impacto de una serie de riesgos sistémicos que venían siendo identificados, analizados y advertidos por el propio Operador del Sistema (OS), Red Eléctrica (REE), en sus análisis de cobertura y seguridad de suministro de los últimos años.¹ El incidente, que ya ha sido calificado por la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E) como el «más grave» en la historia reciente de los sistemas eléctricos europeos ⁴, constituye un punto de inflexión crítico. Obliga, a los responsables técnicos y planificadores, a reevaluar de forma urgente y profunda la estrategia de transición energética, no ya desde la perspectiva de los objetivos de capacidad instalada, sino desde el prisma ineludible de la seguridad y la resiliencia operativa.⁵

La verdadera dimensión del evento no reside en su ocurrencia, sino en la brecha que ha puesto de manifiesto entre las advertencias técnicas, basadas en rigurosos análisis probabilísticos y dinámicos, y la velocidad de implementación de las contramedidas necesarias a nivel regulatorio y de inversión. Informes como el Análisis Nacional de Cobertura (NRAA) ya señalaban para el horizonte 2025 valores de Loss of Load Expectation (LOLE) de hasta 6.7 horas/año, muy por encima del estándar de fiabilidad de 0.94 horas/año, debido principalmente al desmantelamiento previsto de centrales de ciclo combinado sin la correspondiente sustitución de sus servicios de estabilidad.³ Asimismo, la matriz de Red Eléctrica, Redeia, había alertado meses antes del apagón sobre el riesgo creciente de «desconexiones severas» asociadas al aumento de la generación renovable y el cierre de plantas convencionales.² El colapso del 28 de abril, por tanto, no fue una sorpresa para quienes operan el sistema día a día; fue la confirmación empírica y costosa de que los márgenes de seguridad se habían erosionado hasta un punto crítico.

1.2. La Tesis Central: Más Allá de la Generación, la Gestionabilidad

Es imperativo establecer desde el principio una premisa fundamental: el problema no reside en la naturaleza intrínseca de las fuentes de energía renovable, como la eólica o la solar fotovoltaica. Su contribución a la descarbonización es indiscutible y necesaria.² La raíz del problema, y la tesis central de este informe, es la persistencia de un paradigma de operación, control y planificación diseñado para un mix de generación del siglo XX: masivo, centralizado, predecible y, sobre todo, síncrono.

La transición energética ha sido asimétrica. Hemos sido extraordinariamente rápidos en instalar gigavatios de generación renovable, pero peligrosamente lentos en desarrollar e implementar las herramientas, tecnologías y filosofías operativas que deben acompañar a este nuevo modelo. Un sistema dominado por recursos conectados a través de electrónica de potencia, con baja inercia, alta variabilidad y una creciente proporción de generación distribuida no observable, no puede ser operado con los mismos criterios que un sistema basado en la inercia rotacional de grandes turboalternadores.⁷ El apagón del 28 de abril es la prueba irrefutable de que la gestionabilidad del sistema debe tener la misma prioridad que la instalación de nueva potencia renovable.

1.3. Alcance y Objetivos del Informe

Este informe tiene como objetivo proporcionar un análisis técnico exhaustivo y razonado de la situación actual de la estabilidad del sistema eléctrico peninsular, utilizando el incidente del 28 de abril como un caso de estudio detallado para ilustrar las vulnerabilidades subyacentes. La estructura del documento está diseñada para guiar al lector desde el diagnóstico forense del colapso hacia una comprensión profunda de sus causas físicas, para finalmente catalogar, evaluar y proponer un portafolio de soluciones tecnológicas y estratégicas.

Se procederá de la siguiente manera:

Anatomía de un Colapso: Una reconstrucción técnica detallada de la secuencia de eventos del 28 de abril.
La Física de la Fragilidad: Un análisis de las causas raíz, centrado en la pérdida de inercia, el control de frecuencia y la debilidad de la red.
El Arsenal para la Estabilidad: Un catálogo exhaustivo de las soluciones tecnológicas imprescindibles para garantizar la resiliencia.
La Demanda como Recurso Activo: Un análisis del papel de la gestión inteligente de la demanda.
Lecciones Internacionales: Una comparativa con las estrategias de otros operadores de sistemas avanzados.
Conclusiones y Hoja de Ruta: Una síntesis final con recomendaciones concretas y priorizadas para el sistema peninsular.

El propósito final es transformar la crisis del 28 de abril en una oportunidad para acelerar la modernización de la operación de nuestro sistema eléctrico, asegurando que la transición hacia un futuro 100% renovable se realice sobre los cimientos de una red segura, fiable y resiliente.

2. Anatomía de un Colapso: Análisis Técnico del Incidente Peninsular del 28 de Abril de 2025

El apagón total no fue un evento instantáneo, sino la culminación de una secuencia de degradación sistémica que comenzó más de media hora antes del colapso final. El análisis de esta secuencia es fundamental para comprender las interacciones complejas y las vulnerabilidades que llevaron al sistema al «cero».

2.1. Pródromo de la Inestabilidad: Las Oscilaciones Previas

Los primeros indicios de una grave anomalía en el sistema aparecieron a las 12:03 h (CEST). Durante un periodo de 4 minutos y 42 segundos, los sistemas de monitorización de Red Eléctrica detectaron una fuerte oscilación de potencia y tensión en toda la red, con una frecuencia característica de 0,6 Hz.⁹ Este tipo de oscilaciones inter-área de baja frecuencia son un síntoma clásico de un sistema con un amortiguamiento débil, operando cerca de sus límites de estabilidad dinámica. De hecho, los análisis a posteriori confirmaron que el amortiguamiento para oscilaciones en el rango de 0,2 Hz se desplomó desde un valor normal en torno al 20% hasta un alarmante 5% durante este evento.⁹

Aunque las tensiones previas en la red de 400 kV se encontraban en niveles próximos a los nominales, la oscilación provocó fluctuaciones de hasta 30 kV. En algunos nudos de la red, la tensión llegó a moverse entre 375 kV y 410 kV, indicando un estrés severo en la red de transporte.⁹ Para intentar mitigar este fenómeno, el OS tomó medidas operativas de emergencia, como el acoplamiento de líneas de 400 kV para reducir la impedancia de la red y la reducción del programa de exportación con Francia en 800 MW.⁹ Sin embargo, estas medidas, aunque lógicas, no fueron suficientes para atajar la causa raíz de la inestabilidad. Un segundo periodo de oscilaciones se produjo entre las 12:19 h y las 12:22 h, confirmando que el sistema se encontraba en un estado de equilibrio precario.⁴

2.2. El Factor Oculto: La Desconexión de la Generación Distribuida

Uno de los aspectos más críticos y reveladores del incidente fue la detección de un «incremento anómalo de la demanda efectiva» de aproximadamente 845 MW.⁹ Este término, desde la perspectiva del OS, que monitoriza los flujos en la frontera entre la red de transporte y la de distribución, es técnicamente correcto pero conceptualmente engañoso. Un análisis detallado reveló que este «aumento de demanda» no se debió a un incremento real del consumo, sino a una pérdida masiva de generación conectada a las redes de distribución, que es invisible en tiempo real para el centro de control de REE.

El desglose de esta cifra es elocuente:

152 MW correspondieron a la pérdida de instalaciones de generación de más de 1 MW que sí reportan telemedida al OS.
Casi 700 MW se atribuyeron a la desconexión o bloqueo de generación de potencia inferior a 1 MW y/o autoconsumo, recursos que operan «detrás del contador» y cuya producción no es directamente observable por REE.⁹

Este fenómeno destapa una de las mayores vulnerabilidades de la transición energética en su estado actual. La proliferación masiva de la generación distribuida y el autoconsumo, si bien positiva para la descarbonización, ha creado un subsistema energético de gigavatios cuyo comportamiento ante perturbaciones de la red es, en gran medida, desconocido, no coordinado y no controlado. Cuando una perturbación de frecuencia o tensión se propaga por el sistema, miles de pequeños inversores pueden desconectarse simultáneamente, actuando según sus ajustes de protección individuales. Esta desconexión masiva y correlacionada se manifiesta, para el OS, como una contingencia de gran magnitud (equivalente a la pérdida de un gran grupo de generación), pero de origen difuso e inmanejable. El autoconsumo, por tanto, dejó de ser un simple «reductor de demanda» para convertirse en un factor desestabilizador activo, un «agente doble» no gestionado que agravó la contingencia inicial en lugar de ayudar a mitigarla.

2.3. La Cascada Fatal: Pérdida de Generación, Sobretensiones y Desacoplo

La pérdida de generación en distribución fue el preludio de una cascada de eventos que se desarrollaron con una rapidez vertiginosa. El sistema, ya debilitado, sufrió la desconexión de aproximadamente 2,000 MW de generación renovable conectada a la red de transporte (denominada RCR).⁹ Esta pérdida masiva de potencia activa tuvo una consecuencia inmediata y crítica: la pérdida simultánea de toda la capacidad de absorción de potencia reactiva que estos generadores estaban proporcionando.⁹

Este desequilibrio de reactiva, combinado con la reducción de los flujos de potencia desde el sur (donde se concentra gran parte de la generación renovable) hacia los centros de consumo y las interconexiones en el norte, provocó un aumento generalizado y sostenido de la tensión en todo el sistema. Este fenómeno de «sobretensiones en cascada» ¹⁰ es característico de redes con una alta penetración de electrónica de potencia cuando se pierde una gran cantidad de generación. Los flujos en la red cambiaron drásticamente, alterando el comportamiento capacitivo/inductivo del sistema y llevando las tensiones fuera de los rangos operativos seguros.⁹

Ante esta situación insostenible, y para evitar un colapso que se propagara al resto de Europa, los sistemas de protección actuaron correctamente y dispararon las líneas de interconexión de corriente alterna con Francia.⁹ Este fue el punto de no retorno. Aislado eléctricamente, el sistema peninsular continuó perdiendo generación, lo que provocó una caída irrefrenable de la frecuencia. A las 12:33:23.960 h, con la desconexión de los últimos enlaces en corriente continua (HVDC) con Francia, todos los parámetros del sistema eléctrico español y portugués colapsaron.⁴ En apenas cinco segundos, según declaraciones oficiales, se perdieron súbitamente 15 GW de generación, llevando el sistema al «cero».¹¹

La siguiente tabla resume la secuencia crítica de eventos, ilustrando la rápida degradación del sistema.

Tabla 1: Cronología Detallada del Incidente del 28 de Abril de 2025

Hora (CEST)	Evento Clave	Parámetros Afectados	Magnitud/Observaciones	Fuente(s)
12:03:00	Inicio de oscilación de baja frecuencia	Frecuencia de oscilación: . Amortiguamiento del sistema cae del 20% al 5%.	Fluctuaciones de tensión de hasta 30 kV en la red de 400 kV.	⁴
12:08:00	Fin del primer periodo de oscilaciones	El OS aplica contramedidas (acople de líneas, reducción de exportación).	El sistema permanece en un estado precario.	⁹
12:19:00	Inicio del segundo periodo de oscilaciones	Similar al primero, confirmando la debilidad sistémica.	Duración de 3 minutos.	⁴
~12:25:00	Incremento anómalo de «demanda efectiva»	Pérdida de generación en redes de distribución y autoconsumo.	+845 MW (152 MW observables, ~700 MW no observables).	⁹
~12:30:00	Desconexión masiva de generación RCR	Pérdida de generación renovable en red de transporte.	-2,000 MW. Pérdida total de su absorción de reactiva.	⁹
~12:31:00	Inicio de sobretensiones en cascada	Aumento generalizado y sostenido de la tensión en la red.	Causado por la pérdida de consumo de reactiva y alteración de flujos.	⁹
12:32:00	Disparo de interconexiones AC con Francia	Aislamiento eléctrico del sistema peninsular para proteger la red europea.	Actuación de protecciones contra pérdida de sincronismo.	⁹
12:33:23	Desconexión de interconexiones DC con Francia	Separación eléctrica completa del sistema ibérico.	Colapso final de frecuencia y tensión.	⁴
~12:34:00	Colapso total del sistema («Cero Eléctrico»)	Pérdida total de suministro en la península ibérica.	Pérdida súbita de 15 GW de generación en ~5 segundos.	¹¹

3. La Física de un Sistema Basado en Inversores: Causas Raíz de la Fragilidad

El colapso del 28 de abril no fue producto de un fallo técnico aislado, sino la manifestación de una alteración fundamental en las leyes físicas que gobiernan la estabilidad de la red eléctrica. La transición de un sistema dominado por generadores síncronos a uno con alta penetración de recursos basados en inversores (IBRs) ha erosionado los pilares sobre los que se construyó la seguridad del sistema durante un siglo.

3.1. La Erosión de la Inercia Síncrona: El «Amortiguador» Desvanecido

En un sistema eléctrico convencional, la estabilidad de la frecuencia se sustenta en un principio físico fundamental: la inercia rotacional. Las enormes masas giratorias de los rotores de los generadores síncronos (centrales térmicas, nucleares e hidráulicas) almacenan una inmensa cantidad de energía cinética.⁷ La energía cinética total (Ec) almacenada en el sistema es proporcional al momento de inercia (J) y al cuadrado de la velocidad angular (Wm):

Ec = 1/2 (J * Wm² )

Esta energía actúa como un gigantesco «amortiguador» o «colchón» energético. Ante un desequilibrio súbito entre la potencia generada y la demanda, como la pérdida de una central, esta energía cinética se libera de forma natural e instantánea a la red para compensar el déficit, limitando la velocidad a la que cae la frecuencia.¹⁴.

El problema fundamental de la transición energética es que las plantas solares fotovoltaicas y los parques eólicos se conectan a la red a través de convertidores de electrónica de potencia (inversores), que no poseen masas rotatorias intrínsecas y, por tanto, no aportan inercia natural al sistema.⁸ Cada megavatio de generación síncrona que se retira y se sustituye por un megavatio de generación renovable basada en inversores reduce la inercia total del sistema, haciendo que la red sea intrínsecamente menos robusta ante perturbaciones. Estamos pasando de un sistema cuya estabilidad se basa en las leyes inmutables de la mecánica newtoniana a uno que depende de la velocidad y la inteligencia de algoritmos de control digital. Esta transición no es solo un cambio de combustible; es una alteración fundamental del paradigma de riesgo operativo.

3.2. Consecuencias de la Baja Inercia: RoCoF y Nadir de Frecuencia

La disminución de la inercia sistémica tiene dos consecuencias directas y peligrosas para la estabilidad de la frecuencia, que se manifestaron de forma extrema durante el incidente del 28 de abril.

Aumento de la Tasa de Cambio de la Frecuencia (RoCoF, df/dt)

Con menos energía cinética almacenada para amortiguar un desequilibrio, la frecuencia del sistema cambia mucho más rápidamente ante una misma contingencia. La Tasa de Cambio de la Frecuencia (RoCoF, por sus siglas en inglés) es inversamente proporcional a la constante de inercia del sistema (H_Total).⁸ Un RoCoF elevado es extremadamente peligroso por varias razones ¹⁴:

Reduce el Tiempo de Reacción: Los sistemas de control de frecuencia (regulación primaria) y las protecciones automáticas disponen de mucho menos tiempo para actuar antes de que la frecuencia alcance umbrales críticos.⁸
Activa Protecciones Indebidas: Muchos relés de protección, tanto en generación como en demanda, están diseñados para disparar ante valores elevados de RoCoF para proteger los equipos. En un sistema de baja inercia, una contingencia relativamente pequeña puede provocar un RoCoF lo suficientemente alto como para desencadenar una cascada de desconexiones, agravando el problema inicial.
Desestabiliza los Lazos de Control: Los propios algoritmos de control de los generadores pueden tener dificultades para seguir una frecuencia que cambia a gran velocidad, pudiendo perder el sincronismo.

Profundización del Nadir de Frecuencia

El nadir de frecuencia es el punto más bajo que alcanza la frecuencia tras una contingencia de pérdida de generación. En un sistema con baja inercia, no solo la frecuencia cae más rápido, sino que también alcanza un valor mínimo más bajo.¹⁴ Esto incrementa significativamente el riesgo de activar las diferentes etapas de los esquemas de deslastre de carga por subfrecuencia, diseñados como última línea de defensa para evitar un apagón total. Si el nadir es lo suficientemente profundo, puede incluso provocar el disparo por protección de los propios generadores térmicos que quedan en servicio, llevando al colapso total del sistema, tal y como ocurrió el 28 de abril.

3.3. El Desafío del Control de Tensión y la Potencia de Cortocircuito

La estabilidad de un sistema eléctrico no depende solo de la frecuencia, sino también de su capacidad para mantener la tensión dentro de unos márgenes operativos estrechos. Esta capacidad está directamente relacionada con la «fortaleza» de la red, un concepto técnico que se cuantifica mediante el nivel de potencia de cortocircuito (SCC, por sus siglas en inglés) en sus diferentes nudos.

Los generadores síncronos son la principal fuente de potencia de cortocircuito en un sistema. Su capacidad para inyectar corrientes muy elevadas durante un fallo ayuda a mantener la tensión y permite que las protecciones actúen de forma selectiva. Al igual que con la inercia, la sustitución de generadores síncronos por IBRs reduce el nivel de SCC, creando una red eléctricamente «débil».¹⁶ Una red débil es mucho más susceptible a grandes fluctuaciones de tensión ante cambios en la carga o la generación, y puede presentar problemas de estabilidad para los propios convertidores de las plantas renovables, que necesitan una referencia de tensión estable para poder sincronizarse y operar correctamente. El fenómeno de sobretensiones masivas y en cascada observado el 28 de abril es una manifestación práctica y devastadora de la operación de una red que ha perdido una parte significativa de su fortaleza síncrona.⁹

4. El Arsenal para la Estabilidad de la Red: Un Catálogo de Soluciones Imprescindibles

La respuesta a la creciente fragilidad del sistema no es frenar la transición energética, sino acelerar el despliegue de un portafolio de tecnologías diseñadas específicamente para replicar y mejorar los servicios de estabilidad que tradicionalmente proporcionaba la generación síncrona. No existe una solución única; la resiliencia futura dependerá de la combinación inteligente de múltiples herramientas.

4.1. Recuperando la Inercia y la Fortaleza del Sistema

Para contrarrestar la erosión de la inercia y la potencia de cortocircuito, es necesario desplegar activos cuya función principal sea dotar de robustez física y eléctrica a la red.

Compensadores Síncronos (SYNCON)

Un compensador síncrono es, en esencia, un motor síncrono que opera sin carga mecánica, girando «en vacío» y conectado a la red.¹⁷ Su única finalidad es proporcionar servicios de estabilidad. Al ser una gran masa rotatoria, inyecta inercia real al sistema, ayudando a ralentizar el RoCoF y a sostener la frecuencia. Simultáneamente, al ser una máquina síncrona, aporta una elevada potencia de cortocircuito, fortaleciendo la red en el nudo donde se conecta. Además, puede regular la tensión de forma continua y dinámica, absorbiendo o generando potencia reactiva según las necesidades del sistema.¹⁷ Red Eléctrica ya ha reconocido su valor implementándolos en los sistemas insulares de Canarias y Baleares para facilitar la integración de renovables y reforzar la red; su despliegue a gran escala en puntos estratégicos de la península es ahora una necesidad imperativa.¹⁷

Volantes de Inercia (Flywheels)

Los volantes de inercia son dispositivos electromecánicos que almacenan energía en forma de energía cinética en un rotor que gira a muy alta velocidad en una cámara de vacío para minimizar las pérdidas por fricción.¹⁸ A través de una electrónica de potencia, pueden convertir esta energía cinética en energía eléctrica (y viceversa) en cuestión de milisegundos. Su principal aplicación es la estabilización de la frecuencia: ante una caída, inyectan potencia instantáneamente; ante una subida, la absorben.¹⁹ Aunque no almacenan grandes cantidades de energía, su capacidad de respuesta ultrarrápida los hace ideales para la contención primaria de la frecuencia. El proyecto pionero de REE en Lanzarote ²⁰ y el despliegue de unidades a gran escala, como la de 4,000 megavatios-segundo en Moneypoint (Irlanda) ²¹, demuestran la madurez y eficacia de esta tecnología.

Inversores Formadores de Red (Grid-Forming)

Esta es, quizás, la evolución tecnológica más importante y necesaria a medio plazo. La inmensa mayoría de los inversores actuales son «seguidores de red» (grid-following). Funcionan como una fuente de corriente que necesita una referencia de tensión y frecuencia estable, proporcionada por la red (es decir, por los generadores síncronos), para poder inyectar potencia. En una red débil o durante una perturbación, pueden perder esta referencia y desconectarse, como ocurrió el 28 de abril.

Los inversores «formadores de red» (grid-forming), en cambio, están diseñados para operar como una fuente de tensión ideal.⁷ Son capaces de crear su propia referencia de tensión y frecuencia interna, comportándose de manera muy similar a un generador síncrono. Pueden operar en modo isla, contribuir al arranque autónomo del sistema y, lo más importante, responden de forma inherente a los desequilibrios de potencia, aportando inercia sintética y contribuyendo a la fortaleza de la red.²² La transición de un requisito de grid-following a uno de grid-forming en los códigos de red para todas las nuevas instalaciones renovables y de almacenamiento no es una opción, sino una condición indispensable para la estabilidad de un futuro sistema 100% renovable.

4.2. Control Dinámico y Flexible de Tensión y Flujos

Para abordar directamente las oscilaciones de potencia y las sobretensiones que catalizaron el colapso, se requieren dispositivos de electrónica de potencia de alta velocidad.

Compensadores Estáticos (STATCOM)

Los STATCOM son miembros de la familia de Sistemas Flexibles de Transmisión de Corriente Alterna (FACTS). Son dispositivos basados en convertidores de electrónica de potencia que pueden inyectar o absorber potencia reactiva de forma casi instantánea, con un tiempo de respuesta en el orden de los milisegundos.¹⁷ Su función principal es el control dinámico de la tensión en el nudo al que se conectan. Al hacerlo, no solo estabilizan la tensión en condiciones normales y de contingencia, sino que también son extremadamente eficaces para amortiguar las oscilaciones de potencia inter-área, uno de los fenómenos que inició la secuencia del apagón.¹⁷ Su despliegue en nudos débiles de la red o en puntos con alta concentración de generación renovable es una de las medidas más efectivas para mejorar la estabilidad dinámica del sistema.

4.3. Almacenamiento Energético: La Piedra Angular de la Flexibilidad

El almacenamiento de energía es la tecnología habilitadora por excelencia, capaz de proporcionar una gama de servicios que abarca desde la respuesta en milisegundos hasta la gestión de energía a lo largo de días.

Sistemas de Almacenamiento en Baterías (BESS)

La versatilidad de los BESS los convierte en un activo multifuncional para la operación del sistema. Su capacidad de respuesta, controlada por electrónica de potencia, es prácticamente instantánea.²³ Sus servicios clave para la estabilidad son:

Respuesta Rápida de Frecuencia (FFR): Ante una desviación de frecuencia, un BESS puede inyectar o absorber su potencia nominal en menos de un segundo, conteniendo la desviación mucho antes de que la regulación primaria de las centrales convencionales pueda actuar.²⁴ Este servicio es crucial en sistemas de baja inercia para limitar el RoCoF y la profundidad del nadir.
Inercia Sintética: Al acoplarse con un inversor grid-forming, el BESS proporciona la reserva de energía necesaria para que el inversor pueda emular la respuesta inercial de una máquina síncrona de forma sostenida.²⁵
Regulación de Tensión y Gestión de Congestiones: Los BESS pueden proporcionar servicios de control de tensión absorbiendo o generando potencia reactiva (incluso con potencia activa nula).²⁶ Además, su capacidad de arbitraje energético (cargando en horas de alta producción solar y precios bajos, y descargando en picos de demanda) ayuda a suavizar las rampas de generación, aliviar congestiones en la red y reducir los vertidos de energía renovable.²⁷ España cuenta con un enorme potencial de desarrollo, con proyectos que suman gigavatios en tramitación.²⁹

Centrales Hidroeléctricas de Bombeo Reversible (PHS)

Las centrales de bombeo son la tecnología de almacenamiento de energía a gran escala más madura y probada del mundo.³³ Su funcionamiento, bombeando agua a un embalse superior en horas de excedente energético y turbinándola en horas de déficit, les permite almacenar enormes cantidades de energía (GWh) para la gestión de ciclos diarios y semanales.³⁴ Sin embargo, su valor para la estabilidad del sistema va mucho más allá del simple almacenamiento:

Provisión de Servicios Síncronos: Al ser grandes conjuntos turbina-alternador, las PHS son generadores síncronos. Cuando están turbinando, aportan de forma natural e inherente todos los servicios que el sistema está perdiendo: inercia masiva, alta potencia de cortocircuito, regulación de frecuencia primaria y secundaria, y control de tensión.³⁵
Flexibilidad Operativa: Tienen la capacidad de arrancar y alcanzar plena carga en cuestión de minutos, proporcionando una reserva de potencia rápida y de gran magnitud.³³
Capacidad de Arranque Autónomo (Black Start): Son uno de los activos más valiosos para la reposición del servicio tras un apagón generalizado, al poder arrancar sin necesidad de una fuente de tensión externa.

El despliegue de estas tecnologías no puede depender únicamente de la iniciativa privada basada en señales de mercado que hoy son insuficientes. La viabilidad técnica es clara, pero su implementación masiva requiere la creación de mecanismos de mercado y regulatorios que remuneren explícitamente los servicios de estabilidad que proveen. Es indispensable reformar los mercados de servicios auxiliares para definir y valorar productos como la «inercia», la «respuesta rápida de frecuencia» o la «potencia de cortocircuito». La regulación debe anticiparse a la necesidad operativa, no seguirla a remolque de las crisis.

La siguiente tabla ofrece una comparativa de las tecnologías descritas, resumiendo sus principales características y funciones.

Tabla 2: Cuadro Comparativo de Tecnologías de Estabilidad de Red

Tecnología	Servicio Principal	Tiempo de Respuesta	Capacidad Energética	Aporte de Inercia	Aporte de SCC	Madurez
Compensador Síncrono (SYNCON)	Inercia, Potencia de Cortocircuito (SCC), Control de Tensión	Continuo / Instantáneo	Nula	Real, Alta	Alta	Muy Alta
Volante de Inercia (Flywheel)	Respuesta Rápida de Frecuencia (FFR), Inercia Sintética	Milisegundos	Baja (minutos)	Sintética, Alta	Nulo	Alta
Inversor Grid-Forming	Inercia Sintética, Creación de Red, Black Start	Milisegundos	Depende de la fuente (PV/BESS)	Sintética, Ajustable	Limitado	Media-Alta
Compensador Estático (STATCOM)	Control de Tensión, Amortiguamiento de Oscilaciones	Milisegundos	Nula	Nulo	Nulo	Muy Alta
Baterías (BESS)	FFR, Inercia Sintética, Arbitraje, Regulación Tensión	Milisegundos a segundos	Media (horas)	Sintética, Ajustable	Limitado	Alta
Bombeo Reversible (PHS)	Almacenamiento Masivo, Inercia, SCC, Regulación F-V	Minutos (arranque)	Muy Alta (días)	Real, Muy Alta	Muy Alta	Muy Alta

5. La Demanda como Recurso Activo: La Gestión Inteligente como Herramienta de Estabilidad

En el paradigma tradicional, la demanda era una variable pasiva e incontrolable que el sistema de generación debía seguir a cada instante. En el nuevo sistema eléctrico, la gestión activa de la demanda no es un lujo, sino una herramienta de estabilidad tan importante como la generación o el almacenamiento.

5.1. De Consumidor Pasivo a Proveedor de Servicios

La gestión de la demanda consiste en modificar los patrones de consumo de los usuarios finales en respuesta a señales económicas o a peticiones directas del Operador del Sistema.³⁷ Esto se logra a través de la agregación de miles de pequeñas cargas flexibles (climatización, calentadores de agua, recarga de vehículos eléctricos, procesos industriales interrumpibles) que, de forma coordinada, pueden actuar como una única «central eléctrica virtual» de gran tamaño.

Este concepto revela una simetría fundamental: los mismos recursos distribuidos que, sin control, agravaron el colapso del 28 de abril, pueden convertirse en una de las soluciones más potentes si se gestionan de forma inteligente. La clave reside en la transición de la no observabilidad y la acción no coordinada a la visibilidad, la agregación y el control centralizado a través de plataformas tecnológicas y marcos regulatorios adecuados. La amenaza se convierte en oportunidad.

5.2. Mecanismos de Respuesta de la Demanda

Existen dos enfoques principales para activar la flexibilidad de la demanda ³⁷:

Respuesta Implícita (Basada en Precio): Consiste en exponer a los consumidores a tarifas eléctricas que varían en el tiempo (tarifas horarias, precios en tiempo real). Esto crea un incentivo económico para que los usuarios desplacen voluntariamente su consumo de los periodos de precios altos (generalmente, picos de demanda) a periodos de precios bajos (excedentes de generación renovable), ayudando a aplanar la curva de carga neta.
Respuesta Explícita (Basada en Incentivos): En este modelo, los consumidores (o sus agregadores) participan activamente en los mercados de servicios del sistema. Ofrecen «productos» de reducción de demanda a cambio de una remuneración directa. El OS puede «despachar» estos recursos de la misma manera que despacha un generador. En España, este concepto se está desarrollando a través del servicio de respuesta activa de la demanda, que permite a los consumidores participar en los mercados de balance.³⁸

5.3. Potencial para la Estabilidad

Una demanda flexible y rápidamente controlable puede proporcionar servicios de red de gran valor. Por ejemplo, un agregado de miles de cargadores de vehículos eléctricos puede recibir una señal del OS para reducir su consumo en cuestión de segundos ante una caída de frecuencia, actuando de forma análoga a una reserva de regulación primaria. De igual modo, puede aumentar su consumo para absorber un excedente de producción solar y evitar vertidos o sobretensiones. Esta capacidad de actuar como una «reserva virtual» de respuesta rápida, distribuida por toda la geografía, alivia la necesidad de mantener generadores térmicos en reserva, reduce las congestiones en la red y aumenta la eficiencia y resiliencia global del sistema.

6. Lecciones desde la Vanguardia Internacional: Estrategias de AEMO, EirGrid y CAISO

El sistema eléctrico peninsular no es el único que enfrenta estos desafíos. Otros sistemas eléctricos en el mundo con características geográficas (aislamiento) o con una altísima penetración de renovables han tenido que desarrollar estrategias innovadoras de las que podemos extraer valiosas lecciones.

6.1. EirGrid (Irlanda): Pioneros en un Sistema Insular

El sistema eléctrico irlandés, operado por EirGrid, es una isla eléctrica (con interconexiones limitadas al Reino Unido) que ha logrado operar de forma segura con niveles de penetración instantánea de renovables no síncronas (SNSP, por sus siglas en inglés) que superan el 75%.⁴⁰ Para lograrlo, EirGrid ha adoptado un enfoque proactivo y basado en la ciencia:

Definición de Límites Operativos: En lugar de esperar a que ocurra un incidente, EirGrid ha realizado estudios exhaustivos para determinar los límites de SNSP que el sistema puede soportar de forma segura en función de la inercia y la fortaleza de la red disponibles en cada momento.
Mercados de Estabilidad: Ha desarrollado nuevos servicios de sistema y mercados para adquirir los recursos de estabilidad necesarios (como inercia y respuesta rápida de frecuencia) para poder elevar esos límites de SNSP de forma segura.
Inversión en Tecnología: Ha incentivado la inversión en tecnologías de vanguardia, como la instalación en Moneypoint de uno de los mayores compensadores síncronos del mundo, acoplado a un volante de inercia, para proporcionar la inercia y la fortaleza de red necesarias para reemplazar a una gran central de carbón retirada.²¹

6.2. AEMO (Australia): Planificación Holística a Largo Plazo

El Operador del Mercado de Energía de Australia (AEMO) gestiona una de las redes más extensas y con mayor penetración de solar distribuida del mundo. Su respuesta a los desafíos de la transición ha sido el desarrollo del Plan de Sistema Integrado (ISP), una hoja de ruta bienal que se ha convertido en un referente mundial.⁴² El ISP es un modelo de planificación holística que:

Integra Generación, Almacenamiento y Red: No planifica estos elementos por separado, sino que modeliza de forma conjunta la evolución óptima de todo el sistema para garantizar la fiabilidad al menor coste, cumpliendo los objetivos de descarbonización.⁴⁴
Identifica Necesidades de Estabilidad: El ISP y sus estudios complementarios, como el Renewable Integration Study ⁴⁶, identifican explícitamente las necesidades futuras de inercia, fortaleza del sistema y servicios de control de frecuencia, y proponen las inversiones necesarias para cubrirlas.
Planifica la Transmisión de Forma Proactiva: Identifica con una década de antelación los corredores de transmisión prioritarios necesarios para conectar las Zonas de Energía Renovable (REZs) con los centros de consumo, evitando futuros cuellos de botella y vertidos.

6.3. CAISO (California): Gestión de Excedentes Solares Masivos

El Operador del Sistema Independiente de California (CAISO) se enfrenta al reto de gestionar la famosa «curva del pato»: una sobreabundancia de generación solar durante las horas centrales del día que provoca una rampa de demanda neta extremadamente pronunciada por la tarde. Sus estrategias se centran en la flexibilidad ⁴⁷:

Despliegue Masivo de Baterías: CAISO ha liderado el despliegue de almacenamiento en baterías a escala de red, con una capacidad que ha crecido de 8 GW a 11.6 GW solo en 2024.⁴⁷ Estas baterías son la herramienta principal para absorber el exceso de producción solar al mediodía y despacharlo durante el pico de demanda vespertino, suavizando la rampa y mejorando la estabilidad.
Mercados Flexibles: Ha adaptado sus mercados energéticos para facilitar la participación del almacenamiento y otros recursos flexibles, permitiéndoles capturar valor al tiempo que proporcionan servicios a la red.
Mejora de Previsiones: Invierte continuamente en mejorar la predicción de la generación solar y de la demanda para reducir la incertidumbre operativa.⁴⁸

La lección común de estos tres operadores es clara: la transición hacia un sistema renovable seguro no ocurre por accidente. Requiere una planificación proactiva, integrada y a largo plazo que anticipe las crisis en lugar de reaccionar a ellas. Estos TSOs han pasado de un modelo de «conectar y gestionar» a uno de «planificar para habilitar», donde la seguridad operativa tiene el mismo peso y anticipación que la planificación de la expansión de la generación.

7. Conclusiones y Hoja de Ruta Estratégica para el Sistema Eléctrico Peninsular

7.1. Síntesis del Diagnóstico: Una Transición Incompleta

El análisis del apagón del 28 de abril de 2025 y de las causas físicas subyacentes conduce a una conclusión inequívoca: el sistema eléctrico peninsular se encuentra en una fase de transición vulnerable y estructuralmente incompleta. La velocidad de instalación de generación renovable basada en inversores ha superado con creces el ritmo de implementación de las tecnologías y los marcos operativos que deben sustituir los servicios de estabilidad (inercia, fortaleza de red, control de frecuencia y tensión) que la generación síncrona retirada proporcionaba de forma inherente. El colapso no fue un fallo, sino la consecuencia lógica e inevitable de esta creciente asimetría. Hemos construido los motores del nuevo vehículo energético, pero hemos descuidado el chasis, la suspensión y el sistema de control de estabilidad.

7.2. El PNIEC y la Realidad Operativa: Cerrando la Brecha

El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2023-2030 establece objetivos ambiciosos y necesarios, como alcanzar un 81% de generación renovable y desplegar 22.5 GW de almacenamiento.⁴⁹ Sin embargo, el éxito del PNIEC no puede medirse únicamente en gigavatios instalados. Su viabilidad depende de que el sistema pueda operar de forma segura y fiable con ese nuevo mix de generación. Es crucial cerrar la brecha entre los objetivos políticos y la realidad operativa. Los objetivos cuantitativos de potencia (GW) deben ser complementados con objetivos cualitativos y técnicos de estabilidad (Gvar de control dinámico, MWs de inercia, MVA de potencia de cortocircuito). La planificación debe asegurar que estos servicios de estabilidad estén disponibles y operativos antes de la retirada de las centrales convencionales que aún los proveen.

La siguiente tabla ilustra cómo los objetivos del PNIEC se traducen en necesidades operativas concretas que deben ser abordadas de forma explícita.

Tabla 3: Objetivos del PNIEC 2023-2030 vs. Necesidades de Estabilidad del Sistema

Objetivo Clave del PNIEC 2023-2030	Implicación para la Estabilidad y Necesidad Operativa
160 GW de potencia renovable instalada (76 GW FV, 62 GW eólica) ⁵¹	Reduce drásticamente la inercia síncrona y la potencia de cortocircuito. Requiere un despliegue masivo de inercia sintética/física (SYNCON, BESS Grid-Forming) y un fortalecimiento de la red.
81% de energía renovable en la generación eléctrica ⁴⁹	Aumenta la variabilidad y la incertidumbre. Exige una mayor capacidad de reserva de respuesta rápida (BESS para FFR) y una gestión de rampas más sofisticada.
22.5 GW de capacidad de almacenamiento ⁵¹	Habilita la gestión de excedentes y déficits, pero su valor para la estabilidad depende de su tecnología y control. Es crucial priorizar BESS con capacidad grid-forming y PHS por su aporte síncrono.
Retirada progresiva del parque térmico y nuclear ²	Elimina las principales fuentes actuales de inercia y fortaleza de red. Requiere un plan de sustitución de servicios auxiliares, no solo de energía.
Fomento del autoconsumo (19 GW) ⁵¹	Incrementa la generación no observable y no controlada. Exige de forma urgente un marco regulatorio y tecnológico para la agregación, visibilidad y participación de estos recursos en los servicios de red.

7.3. Recomendaciones Priorizadas para una Red Resiliente

Para restaurar los márgenes de seguridad y garantizar una transición ordenada, se propone una hoja de ruta con acciones priorizadas en tres horizontes temporales:

Acción Inmediata (1-2 años):

Despliegue de Activos de Fortaleza de Red: Identificar los nudos más débiles de la red de transporte (especialmente aquellos con alta concentración de IBRs) y acelerar mediante mecanismos de urgencia la licitación e instalación de compensadores síncronos y STATCOMs.
Lanzamiento de Subastas de Respuesta Rápida: Crear y lanzar subastas específicas para servicios de contención de frecuencia (FFR) y regulación primaria rápida, diseñadas para las capacidades de los Sistemas de Almacenamiento en Baterías (BESS).
Revisión de Ajustes de Protección: Realizar una auditoría y revisión exhaustiva de los ajustes de protección de sobre/subtensión y frecuencia de toda la generación renovable conectada para evitar desconexiones en cascada ante perturbaciones contenibles.⁵²

Medio Plazo (2-5 años):

Reforma de los Códigos de Red: Actualizar de forma mandatoria los procedimientos de operación (P.O.) y los requisitos técnicos para exigir capacidades grid-forming en todas las nuevas instalaciones de generación renovable y almacenamiento de una potencia significativa. Establecer un plan de retrofit para las plantas existentes estratégicas.
Creación de un Mercado de Estabilidad: Desarrollar y poner en marcha mercados explícitos que remuneren servicios hoy no valorados, como la inercia (real o sintética) y la potencia de cortocircuito. Esto enviará la señal de inversión correcta al mercado.
Integración de la Generación Distribuida: Implementar un marco regulatorio y las plataformas tecnológicas necesarias para la agregación obligatoria de la demanda flexible y la generación distribuida, permitiendo y fomentando su participación en todos los mercados de energía y servicios de red.

Largo Plazo (5+ años):

Plan Estratégico de Almacenamiento: Ejecutar un plan nacional de despliegue de almacenamiento a gran escala, priorizando proyectos de centrales de bombeo reversible (PHS) por su multifuncionalidad (almacenamiento masivo y servicios síncronos) y complementándolos con BESS para servicios de respuesta rápida.
Planificación Integrada de la Red: Adoptar un modelo de planificación holístico, similar al ISP de AEMO, que integre las necesidades de generación, almacenamiento y transmisión en una única hoja de ruta a largo plazo, optimizada para garantizar la seguridad y la eficiencia económica.

7.4. Visión a Futuro: Un Sistema 100% Renovable, Seguro y Fiable

El apagón del 28 de abril de 2025 debe ser recordado no como el día en que las renovables fallaron, sino como el día en que comprendimos que la transición energética es un desafío de ingeniería de sistemas complejos, no solo una carrera por instalar paneles y aerogeneradores. La descarbonización total del sistema eléctrico no es, en absoluto, incompatible con la seguridad de suministro.

Por el contrario, un sistema futuro basado en un portafolio diversificado de tecnologías —generación renovable con capacidades grid-forming, almacenamiento en baterías para la velocidad, centrales de bombeo para la capacidad, compensadores síncronos para la fortaleza, y una demanda inteligente y flexible—, todo ello orquestado por una operación de red proactiva y dotada de las herramientas de visibilidad y control adecuadas, no solo puede ser seguro, sino que tiene el potencial de ser más resiliente, dinámico y eficiente que el sistema convencional al que está destinado a reemplazar. El camino es técnicamente claro; la urgencia, ahora, es incuestionable.

Obras citadas

REE pidió al Gobierno actualizar sus criterios de seguridad de suministro por la entrada de más renovables – elEconomista.es, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://www.eleconomista.es/energia/noticias/13346975/05/25/ree-pidio-al-gobierno-actualizar-sus-criterios-de-seguridad-de-suministro-por-la-entrada-de-mas-renovables.html
La matriz de Red Eléctrica alertó hace dos meses del riesgo de desconexiones “severas” por el aumento de las renovables – EL PAÍS, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://elpais.com/economia/2025-04-29/la-matriz-de-red-electrica-alerto-hace-dos-meses-del-riesgo-de-desconexiones-severas-por-el-aumento-de-las-renovables.html
Análisis nacional de cobertura del Sistema Eléctrico … – Red Eléctrica, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://www.ree.es/sites/default/files/14_OPERACION/Documentos/informe_os_nov23.pdf
La investigación europea señala el apagón del 28 de abril como el «más grave» en Europa, pero elude apuntar a culpables – El Libre, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://ellibre.es/la-investigacion-europea-senala-el-apagon-del-28-de-abril-como-el-mas-grave-en-europa-pero-elude-apuntar-a-culpables/
Cómo garantizar la estabilidad de las redes eléctricas con una participación creciente de renovables – Agencia SINC, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://www.agenciasinc.es/Opinion/Como-garantizar-la-estabilidad-de-las-redes-electricas-con-una-participacion-creciente-de-renovables
Presentación de ‘Informe del sistema eléctrico español 2023’ e ‘Informe de energías renovables 2023’ – YouTube, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://www.youtube.com/watch?v=8c3I06ZD9EA
El cero eléctrico: una sacudida que reabre el debate sobre la resiliencia del sistema energético – Review Energy, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://www.review-energy.com/otras-fuentes/el-cero-electrico-una-sacudida-que-reabre-el-debate-sobre-la-resiliencia-del-sistema-energetico
Inercia Síncrona: Apagones o Desafíos en la transición hacia energías Renovables, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://www.uni75paime.org/themes/inercia
Incidente en el Sistema Eléctrico Peninsular … – Cloudfront.net, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://d1n1o4zeyfu21r.cloudfront.net/WEB_Incidente_SistemaElectricoPeninsularEspanol_18junio2025.pdf
La cara B de las energías renovables: la razón por la que España vuelve a estar al borde del apagón, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://www.larazon.es/espana/cara-energias-renovables-razon-que-espana-vuelve-estar-borde-apagon-b50m_2025100968e7661ee81f41796941647d.html
Apagón en la península ibérica de 2025 – Wikipedia, la enciclopedia libre, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://es.wikipedia.org/wiki/Apag%C3%B3n_en_la_pen%C3%ADnsula_ib%C3%A9rica_de_2025
Última hora del apagón – 29 de abril de 2025 | Sánchez pide a las eléctricas que colaboren en las investigaciones sobre las causas del apagón | Economía | EL PAÍS, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://elpais.com/economia/2025-04-29/ultima-hora-del-apagon-en-directo.html
La inercia de la red eléctrica | Transición Energética, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://www.transicionenergetica.es/general/inercia-de-red/
Impacto de la disminución de inercia en la estabilidad de frecuencia …, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://repositorio.unal.edu.co/bitstreams/8c13ab3e-928b-4ffe-b202-8b438915323c/download
La inercia sintética, la aliada de las redes con alta penetración de energías renovables, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://blogs.upm.es/faraday/2022/05/04/la-inercia-sintetica-la-aliada-de-las-redes-con-alta-penetracion-de-energias-renovables/
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Volante Inercia energía eléctrica – YouTube, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://www.youtube.com/watch?v=qU1BGfuNuh0
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Irlanda ya tiene la solución a los apagones: el volante de inercia más grande del mundo pesa 200 toneladas y gira a 3.000 rpm, pero para estabilizar las renovables hacen falta más – Motorpasión, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://www.motorpasion.com/futuro-movimiento/irlanda-tiene-solucion-a-apagones-volante-inercia-grande-mundo-pesa-200-toneladas-gira-a-3-000-rpm-para-estabilizar-renovables-hacen-falta
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España, segundo país del mundo en proyectos de almacenamiento de electricidad con baterías ‘stand alone’, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://www.investinspain.org/es/noticias/2024/iea1
Conoce los proyectos financiados en la primera convocatoria para impulsar el almacenamiento conectado con plantas de generación renovable | Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia Gobierno de España., fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://planderecuperacion.gob.es/noticias/conoce-proyectos-financiados-primera-convocatoria-impulsar-almacenamiento-conectado-plantas-generacion-renovable-perte-erha-prtr
El almacenamiento hidráulico. Centrales reversibles – Spancold, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://www.spancold.org/wp-content/uploads/2021/03/JSAHE20210325-El-almacenamiento-hidr%C3%A1ulico-Francisco-Ense%C3%B1at.pdf
¿Sabes para qué sirven las centrales hidroeléctricas de bombeo? – Iberdrola, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://www.iberdrola.com/sostenibilidad/central-hidroelectrica-bombeo
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Almacenamiento con centrales hidroeléctricas reversibles: clave para la transición energética – YouTube, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://www.youtube.com/watch?v=bP_LMGZqyt4
Lo que toda DSO debe conocer para dar flexibilidad a la red eléctrica desde la gestión de la demanda – CIRCE – Centro Tecnológico, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://www.fcirce.es/blog/flexibilidad-red-electrica-gestion-de-la-demanda
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Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2023-2030 …, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://temposenergia.es/plan-nacional-integrado-de-energia-y-clima-pniec-2023-2030/
Red Eléctrica presenta su informe del incidente del 28 de abril y propone recomendaciones, fecha de acceso: octubre 9, 2025, https://www.ree.es/es/sala-de-prensa/actualidad/nota-de-prensa/2025/06/red-electrica-presenta-su-informe-del-incidente-del-28-de-abril-y-propone-recomendaciones

Una Agenda Renovable: Del Apagón surgen las soluciones