El lado fósil del apagón

No hay oscuridad más profunda que la que no quiere cambiar.

El apagón como punto de partida: una red que ya no es la misma

El 28 de abril de 2025, a las 12:33 CEST, los sistemas eléctricos de España peninsular y Portugal sufrieron un apagón total. Fue el incidente más grave registrado en el sistema eléctrico europeo en más de dos décadas y, por su secuencia de acontecimientos, un episodio sin precedentes en el área síncrona de Europa continental. El informe final del panel de expertos de ENTSO-E, publicado en marzo de 2026, descarta una explicación basada en una única causa y describe una combinación de factores que interactuaron entre sí: oscilaciones, carencias en el control de tensión y potencia reactiva, diferencias en las prácticas de regulación, reducciones rápidas de producción, desconexiones de generación y capacidades desiguales de estabilización. La combinación de estos fenómenos generó incrementos rápidos de tensión y una cascada de desconexiones que terminó llevando al colapso de los sistemas español y portugués [1].

Ese diagnóstico es importante también por lo que no dice. El apagón no permite concluir que una determinada tecnología de generación sea, por sí misma, responsable del colapso, ni que la solución consista simplemente en recuperar el mix eléctrico de décadas anteriores. Lo que sí evidencia es que la estabilidad depende de una red de servicios, controles y respuestas dinámicas que deben mantenerse disponibles aunque cambie profundamente la forma en la que producimos electricidad.

Durante décadas, buena parte de esos servicios estuvieron incorporados de manera casi automática en la arquitectura del sistema. Las grandes centrales térmicas, nucleares e hidráulicas utilizaban máquinas síncronas directamente acopladas a la red. Mientras producían energía, esas máquinas aportaban simultáneamente inercia rotacional, control de tensión y potencia reactiva, elevada corriente durante determinados cortocircuitos y una referencia electromagnética robusta para el resto del sistema. En muchas centrales térmicas esa energía primaria procedía de carbón, fuel o gas, de modo que generación fósil y determinados servicios de estabilidad quedaron históricamente asociados.

De ahí el sentido de hablar del «lado fósil del apagón». No se trata de buscar en los combustibles fósiles ni un culpable ni una solución automática. Se trata de entender qué parte del respaldo técnico de la red ha estado históricamente ligada a instalaciones fósiles, qué parte procede realmente de la máquina síncrona y qué alternativas tecnológicas existen para conservar —o incluso mejorar— esas prestaciones en un sistema progresivamente descarbonizado.

La oscuridad del 28 de abril sirve así como punto de partida de una pregunta mucho más amplia: ¿estamos transformando solo las fuentes de energía o estamos transformando también, al mismo ritmo, los mecanismos que sostienen físicamente la red? Porque sustituir una central convencional por generación renovable significa reemplazar sus MWh, pero no necesariamente todas las funciones que esa instalación prestaba al sistema mientras estaba conectada.

«El lado fósil del apagón no está en señalar una tecnología, sino en comprender qué servicios de estabilidad debemos conservar cuando cambia la forma de generar electricidad.»

De un sistema mayoritariamente síncrono a un mix cada vez más renovable

La dimensión de esta transformación se aprecia con claridad en la evolución del mix español. En 2010, las energías renovables representaban el 33,2 % de la generación eléctrica nacional [2]. Diez años después, en 2020, su participación alcanzaba ya el 44 % [3]. En 2024 se produjo un nuevo máximo histórico: el 56,8 % de toda la electricidad generada en España procedió de fuentes renovables [4].

La tendencia se mantuvo en 2025. Según Red Eléctrica, las renovables produjeron el 55,5 % de la electricidad española y, al incorporar la estimación de autoconsumo, la cuota aumentó hasta el 56,6 %. Considerando también esas instalaciones de autoconsumo, casi el 69 % de la potencia de generación instalada al cierre de 2025 era renovable. La fotovoltaica se situó como la tecnología con mayor potencia instalada, mientras la eólica siguió liderando la generación del mix sin autoconsumo. El ciclo combinado, aun con un peso menor que en etapas anteriores, aportó el 16,8 % de la generación anual, ilustrando la convivencia entre un parque renovable creciente y generación térmica gestionable [5].

Europa está recorriendo el mismo camino. En 2014 las renovables suponían el 28,6 % del consumo bruto de electricidad de la Unión Europea; en 2024 alcanzaron el 47,5 % [6]. Si se observa específicamente la producción eléctrica europea, las renovables fueron ya en 2024 la principal fuente, con un 47,3 %, frente al 29,2 % procedente de combustibles fósiles y el 23,4 % de la nuclear [7]. Es, por tanto, una transformación estructural y no un fenómeno limitado a un país concreto.

Pero porcentajes de energía y características dinámicas no son conceptos equivalentes. Una red con un 55 % de generación renovable no tiene por qué ser menos estable que otra con una participación inferior; lo que cambia es la naturaleza de muchos de los equipos que están conectados. Gran parte de la solar fotovoltaica, de la eólica moderna y del almacenamiento se integra mediante convertidores de electrónica de potencia. En consecuencia, una proporción creciente de la respuesta de la red deja de estar determinada por masas rotantes directamente acopladas a la frecuencia y pasa a depender de algoritmos de control, medidas eléctricas, límites de corriente y disponibilidad de energía en el lado de continua.

Este cambio obliga a separar dos conversaciones que durante mucho tiempo estuvieron unidas. La primera es energética: de dónde procede la electricidad y con qué emisiones se produce. La segunda es sistémica: qué recursos aportan frecuencia, tensión, reserva, fortaleza de red, amortiguamiento y capacidad de respuesta ante perturbaciones. La transición energética solo puede considerarse completa cuando ambas preguntas avanzan conjuntamente.

«La transición no consiste únicamente en sustituir combustibles. También exige sustituir, rediseñar o hacer innecesarios los servicios que las máquinas convencionales prestaban de forma implícita.»

El respaldo fósil: energía, potencia y estabilidad no son lo mismo

La palabra «respaldo» suele emplearse como si describiera una única necesidad, pero desde el punto de vista del sistema eléctrico conviene diferenciar al menos tres dimensiones. La primera es el respaldo energético: disponer de suficiente energía durante periodos en los que la producción renovable variable es reducida. La segunda es el respaldo de potencia o adecuación: contar con capacidad disponible para responder a puntas de demanda o pérdidas inesperadas de generación. La tercera es el respaldo de estabilidad: disponer de recursos capaces de sostener frecuencia y tensión, proporcionar potencia reactiva, contribuir a la fortaleza de red y responder adecuadamente durante faltas y perturbaciones.

El gas natural, especialmente a través de centrales de ciclo combinado, continúa desempeñando un papel relevante en las dos primeras dimensiones y también aporta determinados servicios eléctricos mediante sus generadores síncronos. La IEA ha señalado que, en sistemas con una presencia creciente de generación eólica y solar, las centrales de gas pueden asumir un papel de respaldo especialmente relevante durante episodios de baja producción renovable. En el primer semestre de 2025, por ejemplo, la menor producción eólica e hidráulica en Europa elevó el uso de gas en el sector eléctrico, recordando que la flexibilidad térmica sigue teniendo valor cuando el recurso meteorológico no acompaña [8].

Este papel, sin embargo, introduce un vínculo entre seguridad eléctrica y disponibilidad del combustible. Cuando un sistema depende de generación a gas para responder en momentos críticos, la seguridad de suministro eléctrico pasa a estar relacionada con la capacidad de transporte, almacenamiento y entrega del propio gas. La IEA lleva años señalando esta interacción entre seguridad gasista y eléctrica, precisamente porque una mayor penetración renovable variable puede reducir el número de horas de funcionamiento de las centrales térmicas y, al mismo tiempo, mantener su valor durante determinados episodios [9].

La paradoja económica es evidente. Una central que funciona menos horas puede ser energéticamente menos relevante y, sin embargo, seguir siendo valiosa como capacidad disponible. A medida que su factor de utilización disminuye, resulta más difícil recuperar costes fijos únicamente mediante la venta de energía. Esto desplaza el debate hacia mecanismos que valoren adecuadamente capacidad, reservas, flexibilidad y servicios auxiliares, en lugar de remunerar únicamente los MWh producidos.

También conviene separar el combustible de la máquina. Una central de gas no aporta inercia porque queme gas; la aporta porque utiliza una máquina síncrona con una masa rotante conectada eléctricamente a la red. De forma análoga, un condensador síncrono puede proporcionar inercia, potencia reactiva, corriente de cortocircuito y fortaleza de red sin producir electricidad ni consumir combustible para generar energía. El renovado interés por estos equipos en sistemas con elevada penetración de recursos basados en convertidores muestra que parte del respaldo atribuido históricamente a la generación convencional puede desacoplarse de la producción fósil [10].

La pregunta relevante deja entonces de ser «¿cuánta generación fósil necesitamos?» y pasa a formularse de una manera más precisa: «¿qué servicios necesita el sistema, durante cuánto tiempo, en qué localización y mediante qué tecnología resulta más eficiente proporcionarlos?». Esa reformulación abre el campo a baterías, condensadores síncronos, interconexiones, flexibilidad de demanda, generación renovable gestionada y electrónica de potencia avanzada.

De una estabilidad física a una estabilidad diseñada

Los recursos eólicos, fotovoltaicos y los sistemas BESS se conectan habitualmente a la red mediante convertidores. Esa interfaz desacopla en gran medida el comportamiento de la fuente primaria de lo que ve eléctricamente el sistema. La consecuencia es profunda: muchas prestaciones que en una máquina síncrona aparecían de forma inherente pueden, en un convertidor, definirse mediante software.

Durante años, la integración renovable se ha apoyado principalmente en convertidores grid-following (GFL). Simplificando, estos equipos miden una tensión de red existente, se sincronizan con ella —habitualmente mediante un PLL u otras estructuras de sincronización— y controlan la corriente activa y reactiva que inyectan. Es una arquitectura madura y extraordinariamente eficaz cuando la red proporciona una referencia suficientemente robusta.

El problema conceptual aparece cuando aumenta la proporción de equipos que necesitan «seguir» una referencia mientras disminuye la cantidad de máquinas que históricamente la establecían. En redes débiles, con baja potencia de cortocircuito o con fuerte interacción entre múltiples controles, las dinámicas de los convertidores pueden adquirir un peso creciente en la estabilidad global. La literatura reciente incorpora precisamente categorías como estabilidad impulsada por convertidores y resonancias para describir fenómenos que no encajan por completo en el paradigma clásico de las máquinas síncronas [11].

De ahí el interés creciente por los convertidores grid-forming (GFM). En lugar de limitarse a seguir una tensión externa, un GFM controla localmente una referencia de tensión y frecuencia y puede comportarse, dentro de sus límites físicos, como una fuente de tensión. Las revisiones recientes destacan su capacidad potencial para aportar soporte de frecuencia y tensión, operar en redes débiles y participar en procesos de funcionamiento aislado o restauración [11][12].

Uno de los ejemplos más intuitivos es la denominada inercia sintética o virtual. Un convertidor no contiene una gran masa mecánica de la que extraer energía cinética, pero puede modificar rápidamente la potencia activa siguiendo una ley de control definida. Para hacerlo necesita, por supuesto, una fuente de energía: una batería, un recurso renovable operando por debajo de su potencia máxima, el enlace de continua u otro sistema capaz de aportar temporalmente esa energía. La respuesta deja de venir impuesta por la masa y pasa a ser, al menos parcialmente, una variable de diseño.

Esto abre una oportunidad que va más allá de «imitar» una máquina síncrona. El control electrónico permite ajustar amortiguamiento, respuesta de frecuencia, potencia reactiva o comportamiento frente a cambios de red de maneras que no están disponibles con la misma libertad en una máquina electromecánica. La estabilidad puede convertirse progresivamente en una prestación programable.

Pero programable no significa ilimitada. Los semiconductores soportan sobrecorrientes mucho menores y durante menos tiempo que una máquina síncrona convencional. Cuando un GFM alcanza su límite de corriente durante una falta, su capacidad para mantener el comportamiento esperado como fuente de tensión puede degradarse y la estrategia de limitación pasa a formar parte de la propia estabilidad transitoria. Una revisión de IEEE de 2024 identifica precisamente la limitación de sobrecorriente como uno de los ámbitos críticos para el despliegue a gran escala de GFM [13].

La electrónica de potencia, por tanto, no elimina las restricciones físicas: las traslada y las transforma. Sustituye masa rotante por semiconductores, energía almacenada y algoritmos; cambia constantes mecánicas por parámetros de control; y obliga a evaluar estabilidad, protección y coordinación desde una perspectiva diferente.

«La electrónica de potencia no tiene por qué reproducir exactamente la red que heredamos: permite diseñar respuestas que antes estaban fijadas por la física de la máquina.»

Un sistema híbrido antes que un sistema de extremos

Sería simplista imaginar el futuro como una elección binaria entre centrales síncronas y convertidores. Durante años —probablemente décadas— convivirán generadores síncronos, ciclos combinados, hidráulica, nuclear donde permanezca operativa, parques eólicos y fotovoltaicos, almacenamiento, condensadores síncronos, HVDC, demanda flexible y recursos distribuidos. El reto será coordinar esa diversidad y utilizar cada tecnología para aquello que puede aportar con mayor eficiencia.

España ya ofrece una fotografía de esta convivencia. En 2025 más de la mitad de la electricidad fue renovable, pero el ciclo combinado continuó aportando cerca de una sexta parte de la generación anual [5]. Al mismo tiempo, los sistemas de almacenamiento —bombeo y baterías— contribuyeron a integrar 9.213 GWh, un 6,2 % más que en 2024. El dato es significativo porque muestra que la evolución del mix no consiste únicamente en instalar generación renovable; exige ampliar recursos capaces de desplazar energía y aportar flexibilidad [5].

En el corto plazo, el respaldo térmico seguirá siendo útil durante ciertos periodos de baja producción renovable o demanda elevada. Pero cuanto más se desarrollen almacenamiento, interconexiones, gestión activa de demanda y generación renovable flexible, menor será la necesidad de utilizar combustibles para resolver funciones que pueden proporcionarse de otras formas. La IEA señala en sus análisis de 2026 que el crecimiento simultáneo de solar, eólica, baterías, vehículos eléctricos, bombas de calor y grandes cargas está incrementando de manera sustancial las necesidades de flexibilidad del sistema [14].

También la demanda puede dejar de ser un elemento pasivo. La digitalización, los agregadores, los sistemas de gestión energética y las señales de mercado permiten desplazar determinados consumos o modularlos en función del estado de la red. La IEA estima que la flexibilidad de demanda puede reducir costes, facilitar la integración renovable y aliviar restricciones de red, convirtiendo consumos que tradicionalmente solo exigían energía en recursos capaces de contribuir al equilibrio [15].

La propia generación renovable puede participar de forma más activa. ENTSO-E defendió en 2025 la necesidad de mejorar observabilidad, controlabilidad e incentivos para que los recursos renovables proporcionen flexibilidad y servicios al sistema, en lugar de tratarlos únicamente como fuentes que producen siempre que existe recurso [16]. Esto supone un cambio cultural y técnico: las renovables dejan de ser elementos a los que la red debe «hacer sitio» para convertirse progresivamente en participantes activos de su operación.

El mismo cambio está apareciendo en los códigos técnicos. ENTSO-E publicó en 2024 un primer marco de requisitos exhaustivos para capacidades grid-forming en módulos de parque y, en noviembre de 2025, una segunda fase consolidada destinada a servir de base para futuras guías de implementación asociadas a la evolución del Network Code Requirements for Generators. El objetivo declarado es disponer de capacidades que permitan operar de forma estable y segura una red europea con una proporción creciente de generación no síncrona y almacenamiento [17][18].

Este proceso regulatorio es especialmente relevante: confirma que el GFM está dejando de ser únicamente un concepto de investigación para convertirse en una capacidad que operadores, fabricantes y reguladores deberán especificar, comprobar y coordinar. No significa que exista ya una solución universal, pero sí que el sistema europeo comienza a definir formalmente qué comportamiento espera de la nueva generación de convertidores.

El verdadero relevo: sustituir funciones, no solamente combustibles

El apagón del 28 de abril recordó de la forma más visible posible que una red eléctrica no funciona únicamente porque disponga de suficiente energía instalada. Necesita comportamiento dinámico, coordinación, capacidad de regulación, monitorización y márgenes físicos adecuados. El informe final de ENTSO-E insiste precisamente en reforzar las prácticas operativas, mejorar la monitorización del comportamiento del sistema, perfeccionar la coordinación y el intercambio de datos y adaptar los marcos regulatorios a una red que está cambiando [1].

Ese aprendizaje conecta directamente con la transformación del mix español y europeo. Hemos pasado en España de una cuota renovable del 33,2 % en 2010 a más de la mitad de la generación actual [2][5]. Europa se aproxima también a que una de cada dos unidades de electricidad consumidas proceda de recursos renovables [6]. La red que debe sostener esa producción ya no puede apoyarse exclusivamente en los mecanismos que funcionaban cuando la mayor parte de la generación estaba vinculada a grandes máquinas síncronas.

La generación fósil seguirá teniendo un papel de respaldo durante la transición allí donde aporte capacidad, energía gestionable o servicios que todavía no puedan cubrirse de manera eficiente mediante otros recursos. Pero su valor futuro será cada vez menos inseparable del volumen de electricidad que produzca. Parte de aquello que aportaba puede mantenerse mediante condensadores síncronos; parte puede desplazarse al almacenamiento; parte puede asumirla la demanda; y otra parte dependerá de convertidores avanzados y de una regulación que permita aprovecharlos.

Esto modifica incluso la forma de comparar tecnologías. El coste por MWh seguirá siendo importante, pero no basta para representar el valor sistémico de una instalación. Será necesario valorar capacidad disponible, duración del almacenamiento, localización, rapidez de respuesta, soporte de tensión, contribución a frecuencia, comportamiento durante faltas, capacidad de black-start, robustez frente a redes débiles y otros servicios que hasta ahora podían estar implícitos en el funcionamiento de una central convencional.

La oportunidad es que la electrónica de potencia permite desagregar esas funciones. Una misma batería puede arbitrar energía en unas horas, prestar respuesta rápida de frecuencia en otras y, mediante un control adecuado, contribuir a formar red. Un parque renovable puede operar a máxima producción durante buena parte del tiempo y reservar margen cuando el sistema valore una respuesta activa. Una interconexión HVDC puede transportar energía entre regiones y participar simultáneamente en el control. Una microrred puede desacoplarse de la red principal y mantener cargas críticas. La nueva arquitectura no tiene por qué reproducir uno a uno los componentes del sistema anterior.

Por eso, «No hay oscuridad más profunda que la que no quiere cambiar» funciona aquí como algo más que un claim. La lección del apagón no consiste en regresar a un sistema pasado ni en acelerar una transición ignorando sus necesidades físicas. Consiste en aceptar que el sistema eléctrico está adquiriendo nuevas dinámicas y que sus herramientas de estabilidad deben evolucionar con ellas.

La pregunta de futuro ya no es simplemente qué porcentaje de la generación será renovable o cuánto respaldo fósil permanecerá conectado. La pregunta relevante es qué necesita la red para mantenerse estable en cada escala temporal y qué combinación de recursos puede proporcionar esas prestaciones de la manera más segura, eficiente y sostenible.

Sustituir combustibles es una parte fundamental de la descarbonización. Sustituir, rediseñar y mejorar los servicios que durante décadas permanecieron ocultos detrás de las máquinas síncronas es el verdadero reto de ingeniería. Y será precisamente ahí, en la combinación entre infraestructura, almacenamiento, flexibilidad y electrónica de potencia, donde se decida cómo de estable y resiliente será la red que estamos construyendo.

Referencias

1. ENTSO-E (2026). Final Report on the Grid Incident in Spain and Portugal on 28 April 2025. Expert Panel Final Report, 20 March 2026.
2. Red Eléctrica (2020). Las renovables ponen el broche verde a la década. Datos de evolución 2010-2019.
3. Red Eléctrica (2021). 2020, el año de la energía más “verde” gracias al récord en generación eólica y solar fotovoltaica.
4. Red Eléctrica (2025). La producción renovable crece en España un 10,3 % en 2024 y alcanza sus mayores registros.
5. Red Eléctrica (2026). El sistema eléctrico español en 2025: aumenta la demanda de electricidad, la generación y la potencia instalada.
6. Eurostat (2026). 2024: nearly 50% of EU electricity came from renewables. Dataset nrg_ind_ured.
7. Eurostat (2025). Renewable energy supply grew by 3.4% in 2024. Preliminary annual energy supply statistics.
8. International Energy Agency (2025). Gas Market Report, Q3-2025. IEA, Paris.
9. International Energy Agency. Power Systems in Transition: Electricity Security Matters More Than Ever. IEA, Paris.
10. Soleimani, H.; Habibi, D.; Ghahramani, M.; Aziz, A. (2024). Strengthening Power Systems for Net Zero: A Review of the Role of Synchronous Condensers and Emerging Challenges. Energies, 17(13), 3291. DOI: 10.3390/en17133291.
11. Mirmohammad, M.; Azad, S. P. (2024). Control and Stability of Grid-Forming Inverters: A Comprehensive Review. Energies, 17(13), 3186. DOI: 10.3390/en17133186.
12. Khan, M.; Wu, W.; Li, L. (2024). Grid-forming control for inverter-based resources in power systems: A review on its operation, system stability, and prospective. IET Renewable Power Generation, 18(6), 887-907. DOI: 10.1049/rpg2.12991.
13. Baeckeland, N.; Chatterjee, D.; Lu, M.; Johnson, B.; Seo, G.-S. (2024). Overcurrent Limiting in Grid-Forming Inverters: A Comprehensive Review and Discussion. IEEE Transactions on Power Electronics, 39(11), 14493-14517. DOI: 10.1109/TPEL.2024.3430316.
14. International Energy Agency (2026). Electricity 2026 – Flexibility. IEA, Paris.
15. International Energy Agency (2026). Scaling Up Demand Flexibility: From Peak Management to Efficient System Operation. IEA, Paris.
16. ENTSO-E (2025). Flexibility from Renewable Energy Sources (RES): Report and Position Paper.
17. ENTSO-E (2024). Grid Forming Capability of Power Park Modules – First Interim Report in Technical Requirements.
18. ENTSO-E (2025). Grid Forming Capability of Power Park Modules – Phase II Technical Report.

Foto del Palacio de Zwinger | Dresde, Alemania