O lado fósil do apagón

Non hai escuridade máis profunda que a que non quere cambiar.

O apagón como punto de partida: unha rede que xa non é a mesma

O 28 de abril de 2025, ás 12.33 CEST, os sistemas eléctricos de España peninsular e Portugal sufriron un apagón total. Foi o incidente máis grave rexistrado no sistema eléctrico europeo en máis de dúas décadas e, pola súa secuencia de acontecementos, un episodio sen precedentes na área síncrona de Europa continental. O informe final do panel de expertos de ENTSO-E, publicado en marzo de 2026, descarta unha explicación baseada nunha única causa e describe unha combinación de factores que interactuaron entre si: oscilacións, carencias no control de tensión e potencia reactiva, diferenzas nas prácticas de regulación, reducións rápidas de produción, desconexións de xeración e capacidades desiguais de estabilización. A combinación destes fenómenos xerou incrementos rápidos de tensión e unha fervenza de desconexións que terminou levando ao colapso dos sistemas español e portugués [1].

Ese diagnóstico é importante tamén polo que non di. O apagón non permite concluír que unha determinada tecnoloxía de xeración sexa, por si mesma, responsable do colapso, nin que a solución consista simplemente en recuperar o mix eléctrico de décadas anteriores. O que si evidencia é que a estabilidade depende dunha rede de servizos, controis e respostas dinámicas que deben manterse dispoñibles aínda que cambie profundamente a forma na que producimos electricidade.

Durante décadas, boa parte deses servizos estiveron incorporados de xeito case automático na arquitectura do sistema. As grandes centrais térmicas, nucleares e hidráulicas utilizaban máquinas síncronas directamente axustadas á rede. Mentres producían enerxía, esas máquinas achegaban simultaneamente inercia rotacional, control de tensión e potencia reactiva, elevada corrente durante determinados curtocircuítos e unha referencia electromagnética robusta para o resto do sistema. En moitas centrais térmicas esa enerxía primaria procedía de carbón, fuel ou gas, de modo que xeración fósil e determinados servizos de estabilidade quedaron historicamente asociados.

De aí o sentido de falar do «lado fósil do apagón». Non se trata de buscar nos combustibles fósiles nin un culpable nin unha solución automática. Trátase de entender que parte do respaldo técnico da rede estivo historicamente ligada a instalacións fósiles, que parte procede realmente da máquina síncrona e que alternativas tecnolóxicas existen para conservar —ou mesmo mellorar— esas prestacións nun sistema progresivamente descarbonizado.

A escuridade do 28 de abril serve así como punto de partida dunha pregunta moito máis ampla: estamos a transformar só as fontes de enerxía ou estamos a transformar tamén, ao mesmo ritmo, os mecanismos que sosteñen fisicamente a rede? Porque substituír unha central convencional por xeración renovable significa substituír as súas MWh, pero non necesariamente todas as funcións que esa instalación prestaba ao sistema mentres estaba conectada.

«O lado fósil do apagón non está en sinalar unha tecnoloxía, senón en comprender qué servizos de estabilidade debemos conservar cando cambia a forma de xerar electricidade.»

Dun sistema maioritariamente síncrono a un mix cada vez máis renovable

A dimensión desta transformación apréciase con claridade na evolución do mix español. En 2010, as enerxías renovables representaban o 33,2% da xeración eléctrica nacional [2]. Dez anos despois, en 2020, a súa participación alcanzaba xa o 44% [3]. En 2024 produciuse un novo máximo histórico: o 56,8% de toda a electricidade xerada en España procedeu de fontes renovables [4].

A tendencia mantívose en 2025. Segundo Rede Eléctrica, as renovables produciron o 55,5% da electricidade española e, ao incorporar a estimación de autoconsumo, a cota aumentou ata o 56,6%. Considerando tamén esas instalacións de autoconsumo, case o 69% da potencia de xeración instalada ao peche de 2025 era renovable. A fotovoltaica situouse como a tecnoloxía con maior potencia instalada, mentres a eólica seguiu liderando a xeración do mix sen autoconsumo. O ciclo combinado, aínda cun peso menor que en etapas anteriores, achegou o 16,8% da xeración anual, ilustrando a convivencia entre un parque renovable crecente e xeración térmica gestionable [5].

Europa está a percorrer o mesmo camiño. En 2014 as renovables supoñían o 28,6% do consumo bruto de electricidade da Unión Europea; en 2024 alcanzaron o 47,5% [6]. Se se observa especificamente a produción eléctrica europea, as renovables foron xa en 2024 a principal fonte, cun 47,3%, fronte ao 29,2% procedente de combustibles fósiles e o 23,4% da nuclear [7]. É, por tanto, unha transformación estrutural e non un fenómeno limitado a un país concreto.

Pero porcentaxes de enerxía e características dinámicas non son conceptos equivalentes. Unha rede cun 55% de xeración renovable non ten por que ser menos estable que outra cunha participación inferior; o que cambia é a natureza de moitos dos equipos que están conectados. Gran parte da solar fotovoltaica, da eólica moderna e da almacenamento intégrase mediante convertidores de electrónica de potencia. En consecuencia, unha proporción crecente da resposta da rede deixa de estar determinada por masas rotantes directamente axustadas á frecuencia e pasa a depender de algoritmos de control, medidas eléctricas, límites de corrente e dispoñibilidade de enerxía no lado de continua.

Este cambio obriga a separar dúas conversacións que durante moito tempo estiveron unidas. A primeira é enerxética: de onde procede a electricidade e con que emisións se produce. A segunda é sistémica: que recursos achegan frecuencia, tensión, reserva, fortaleza de rede, amortecemento e capacidade de resposta ante perturbacións. A transición enerxética só pode considerarse completa cando ambas as preguntas avanzan conxuntamente.

«A transición non consiste unicamente en substituír combustibles. Tamén esixe substituír, redeseñar ou facer innecesarios os servizos que as máquinas convencionais prestaban de forma implícita.»

O respaldo fósil: enerxía, potencia e estabilidade non son o mesmo

A palabra «respaldo» adoita empregarse coma se describise unha única necesidade, pero desde o punto de vista do sistema eléctrico convén diferenciar polo menos tres dimensións. A primeira é o respaldo enerxético: dispoñer de suficiente enerxía durante períodos nos que a produción renovable variable é reducida. A segunda é o respaldo de potencia ou adecuación: contar con capacidade dispoñible para responder a puntas de demanda ou perdas inesperadas de xeración. A terceira é o respaldo de estabilidade: dispoñer de recursos capaces de soster frecuencia e tensión, proporcionar potencia reactiva, contribuír á fortaleza de rede e responder adecuadamente durante faltas e perturbacións.

O gas natural, especialmente a través de centrais de ciclo combinado, continúa desempeñando un papel relevante nas dúas primeiras dimensións e tamén achega determinados servizos eléctricos mediante os seus xeradores síncronos. A IEA sinalou que, en sistemas cunha presenza crecente de xeración eólica e solar, as centrais de gas poden asumir un papel de respaldo especialmente relevante durante episodios de baixa produción renovable. No primeiro semestre de 2025, por exemplo, a menor produción eólica e hidráulica en Europa elevou o uso de gas no sector eléctrico, lembrando que a flexibilidade térmica segue tendo valor cando o recurso meteorolóxico non acompaña [8].

Este papel, con todo, introduce un vínculo entre seguridade eléctrica e dispoñibilidade do combustible. Cando un sistema depende de xeración a gas para responder en momentos críticos, a seguridade de subministración eléctrica pasa a estar relacionada coa capacidade de transporte, almacenamento e entrega do propio gas. A IEA leva anos sinalando esta interacción entre seguridade gasista e eléctrica, precisamente porque unha maior penetración renovable variable pode reducir o número de horas de funcionamento das centrais térmicas e, ao mesmo tempo, manter o seu valor durante determinados episodios [9].

O paradoxo económico é evidente. Unha central que funciona menos horas pode ser enerxeticamente menos relevante e, con todo, seguir sendo valiosa como capacidade dispoñible. A medida que o seu factor de utilización diminúe, resulta máis difícil recuperar custos fixos unicamente mediante a venda de enerxía. Isto despraza o debate cara a mecanismos que valoren adecuadamente capacidade, reservas, flexibilidade e servizos auxiliares, en lugar de remunerar unicamente os MWh producidos.

Tamén convén separar o combustible da máquina. Unha central de gas non achega inercia porque queime gas; achégaa porque utiliza unha máquina síncrona cunha masa rotante conectada eléctricamente á rede. De forma análoga, un condensador síncrono pode proporcionar inercia, potencia reactiva, corrente de curtocircuíto e fortaleza de rede sen producir electricidade nin consumir combustible para xerar enerxía. O renovado interese por estes equipos en sistemas con elevada penetración de recursos baseados en convertidores mostra que parte do respaldo atribuído historicamente á xeración convencional pode desacoplarse da produción fósil [10].

A pregunta relevante deixa entón de ser «canta xeración fósil necesitamos?» e pasa a formularse dun xeito máis preciso: «que servizos necesita o sistema, durante canto tempo, en que localización e mediante que tecnoloxía resulta máis eficiente proporcionalos?». Esa reformulación abre o campo a baterías, condensadores síncronos, interconexións, flexibilidade de demanda, xeración renovable xestionada e electrónica de potencia avanzada.

Dunha estabilidade física a unha estabilidade deseñada

Os recursos eólicos, fotovoltaicos e os sistemas BESS conéctanse habitualmente á rede mediante convertidores. Esa interface desacopla en gran medida o comportamento da fonte primaria do que ve electricamente o sistema. A consecuencia é profunda: moitas prestacións que nunha máquina síncrona aparecían de forma inherente poden, nun convertidor, definirse mediante software.

Durante anos, a integración renovable apoiouse principalmente en convertidores grid-following (GFL). Simplificando, estes equipos miden unha tensión de rede existente, sincronízanse con ela —habitualmente mediante un PLL ou outras estruturas de sincronización— e controlan a corrente activa e reactiva que inxectan. É unha arquitectura madura e extraordinariamente eficaz cando a rede proporciona unha referencia suficientemente robusta.

O problema conceptual aparece cando aumenta a proporción de equipos que necesitan «seguir» unha referencia mentres diminúe a cantidade de máquinas que historicamente a establecían. En redes débiles, con baixa potencia de curtocircuíto ou con forte interacción entre múltiples controis, as dinámicas dos convertidores poden adquirir un peso crecente na estabilidade global. A literatura recente incorpora precisamente categorías como estabilidade impulsada por convertidores e resonancias para describir fenómenos que non encaixan por completo no paradigma clásico das máquinas síncronas [11].

De aí o interese crecente polos convertidores grid-forming (GFM). En lugar de limitarse a seguir unha tensión externa, un GFM controla localmente unha referencia de tensión e frecuencia e pode comportarse, dentro dos seus límites físicos, como unha fonte de tensión. As revisións recentes destacan a súa capacidade potencial para achegar soporte de frecuencia e tensión, operar en redes débiles e participar en procesos de funcionamento illado ou restauración [11][12].

Un dos exemplos máis intuitivos é a denominada inercia sintética ou virtual. Un convertidor non contén unha gran masa mecánica da que extraer enerxía cinética, pero pode modificar rapidamente a potencia activa seguindo unha lei de control definida. Para facelo necesita, por suposto, unha fonte de enerxía: unha batería, un recurso renovable operando por baixo da súa potencia máxima, a ligazón de continua ou outro sistema capaz de achegar temporalmente esa enerxía. A resposta deixa de vir imposta pola masa e pasa a ser, polo menos parcialmente, unha variable de deseño.

Isto abre unha oportunidade que vai máis aló de «imitar» unha máquina síncrona. O control electrónico permite axustar amortecemento, resposta de frecuencia, potencia reactiva ou comportamento fronte a cambios de rede de xeitos que non están dispoñibles coa mesma liberdade nunha máquina electromecánica. A estabilidade pode converterse progresivamente nunha prestación programable.

Pero programable non significa ilimitada. Os semiconductores soportan sobrecorrientes moito menores e durante menos tempo que unha máquina síncrona convencional. Cando un GFM alcanza o seu límite de corrente durante unha falta, a súa capacidade para manter o comportamento esperado como fonte de tensión pode degradarse e a estratexia de limitación pasa a formar parte da propia estabilidade transitoria. Unha revisión de IEEE de 2024 identifica precisamente a limitación de sobrecorriente como un dos ámbitos críticos para o despregamento a gran escala de GFM [13].

A electrónica de potencia, por tanto, non elimina as restricións físicas: trasládaas e transfórmaas. Substitúe masa rotante por semiconductores, enerxía almacenada e algoritmos; cambia constantes mecánicas por parámetros de control; e obriga a avaliar estabilidade, protección e coordinación desde unha perspectiva diferente.

«A electrónica de potencia non ten por que reproducir exactamente a rede que herdamos: permite deseñar respostas que antes estaban fixadas pola física da máquina.»

Un sistema híbrido antes que un sistema de extremos

Sería simplista imaxinar o futuro como unha elección binaria entre centrais síncronas e convertidores. Durante anos —probablemente décadas— convivirán xeradores síncronos, ciclos combinados, hidráulica, nuclear onde permaneza operativa, parques eólicos e fotovoltaicos, almacenamento, condensadores síncronos, HVDC, demanda flexible e recursos distribuídos. O reto será coordinar esa diversidade e utilizar cada tecnoloxía para aquilo que pode achegar con maior eficiencia.

España xa ofrece unha fotografía desta convivencia. En 2025 máis da metade da electricidade foi renovable, pero o ciclo combinado continuou achegando preto dunha sexta parte da xeración anual [5]. Ao mesmo tempo, os sistemas de almacenamento —bombeo e baterías— contribuíron a integrar 9.213 GWh, un 6,2% máis que en 2024. O dato é significativo porque mostra que a evolución do mix non consiste unicamente en instalar xeración renovable; esixe ampliar recursos capaces de desprazar enerxía e achegar flexibilidade [5].

No curto prazo, o respaldo térmico seguirá sendo útil durante certos períodos de baixa produción renovable ou demanda elevada. Pero canto máis se desenvolvan almacenamento, interconexións, xestión activa de demanda e xeración renovable flexible, menor será a necesidade de utilizar combustibles para resolver funcións que poden proporcionarse doutras formas. A IEA sinala nas súas análises de 2026 que o crecemento simultáneo de solar, eólica, baterías, vehículos eléctricos, bombas de calor e grandes cargas está a incrementar de xeito substancial as necesidades de flexibilidade do sistema [14].

Tamén a demanda pode deixar de ser un elemento pasivo. A dixitalización, os agregadores, os sistemas de xestión enerxética e os sinais de mercado permiten desprazar determinados consumos ou modulalos en función do estado da rede. A IEA estima que a flexibilidade de demanda pode reducir custos, facilitar a integración renovable e aliviar restricións de rede, convertendo consumos que tradicionalmente só esixían enerxía en recursos capaces de contribuír ao equilibrio [15].

A propia xeración renovable pode participar de forma máis activa. ENTSO-E defendeu en 2025 a necesidade de mellorar observabilidad, controlabilidad e incentivos para que os recursos renovables proporcionen flexibilidade e servizos ao sistema, en lugar de tratalos unicamente como fontes que producen sempre que existe recurso [16]. Isto supón un cambio cultural e técnico: as renovables deixan de ser elementos aos que a rede debe «facer sitio» para converterse progresivamente en participantes activos da súa operación.

O mesmo cambio está a aparecer nos códigos técnicos. ENTSO-E publicou en 2024 un primeiro marco de requisitos exhaustivos para capacidades grid-forming en módulos de parque e, en novembro de 2025, unha segunda fase consolidada destinada a servir de base para futuras guías de implementación asociadas á evolución do Network Code Requirements for Generators. O obxectivo declarado é dispoñer de capacidades que permitan operar de forma estable e segura unha rede europea cunha proporción crecente de xeración non síncrona e almacenamento [17][18].

Este proceso regulatorio é especialmente relevante: confirma que o GFM está a deixar de ser unicamente un concepto de investigación para converterse nunha capacidade que operadores, fabricantes e reguladores deberán especificar, comprobar e coordinar. Non significa que exista xa unha solución universal, pero si que o sistema europeo comeza a definir formalmente que comportamento espera da nova xeración de convertidores.

A verdadeira substitución: cambiar funcións, non soamente combustibles

O apagón do 28 de abril lembrou da forma máis visible posible que unha rede eléctrica non funciona unicamente porque dispoña de suficiente enerxía instalada. Necesita comportamento dinámico, coordinación, capacidade de regulación, monitorización e marxes físicas adecuados. O informe final de ENTSO-E insiste precisamente en reforzar as prácticas operativas, mellorar a monitorización do comportamento do sistema, perfeccionar a coordinación e o intercambio de datos e adaptar os marcos regulatorios a unha rede que está a cambiar [1].

Esa aprendizaxe conecta directamente coa transformación do mix español e europeo. Pasamos en España dunha cota renovable do 33,2% en 2010 a máis da metade da xeración actual [2][5]. Europa aproxímase tamén a que unha de cada dúas unidades de electricidade consumidas proceda de recursos renovables [6]. A rede que debe soster esa produción xa non pode apoiarse exclusivamente nos mecanismos que funcionaban cando a maior parte da xeración estaba vinculada a grandes máquinas síncronas.

A xeración fósil seguirá tendo un papel de respaldo durante a transición alí onde achegue capacidade, enerxía gestionable ou servizos que aínda non poidan cubrirse de xeito eficiente mediante outros recursos. Pero o seu valor futuro será cada vez menos inseparable do volume de electricidade que produza. Parte daquilo que achegaba pode manterse mediante condensadores síncronos; parte pode desprazarse á almacenamento; parte pode asumila a demanda; e outra parte dependerá de convertidores avanzados e dunha regulación que permita aproveitalos.

Isto modifica mesmo a forma de comparar tecnoloxías. O custo por MWh seguirá sendo importante, pero non basta para representar o valor sistémico dunha instalación. Será necesario valorar capacidade dispoñible, duración da almacenamento, localización, rapidez de resposta, soporte de tensión, contribución a frecuencia, comportamento durante faltas, capacidade de black-start, robustez fronte a redes débiles e outros servizos que ata o de agora podían estar implícitos no funcionamento dunha central convencional.

A oportunidade é que a electrónica de potencia permite desagregar esas funcións. Unha mesma batería pode arbitrar enerxía nunhas horas, prestar resposta rápida de frecuencia noutras e, mediante un control adecuado, contribuír a formar rede. Un parque renovable pode operar a máxima produción durante boa parte do tempo e reservar marxe cando o sistema valore unha resposta activa. Unha interconexión HVDC pode transportar enerxía entre rexións e participar simultaneamente no control. Unha microrrede pode desacoplarse da rede principal e manter cargas críticas. A nova arquitectura non ten por que reproducir un a un os compoñentes do sistema anterior.

Por iso, «Non hai escuridade máis profunda que a que non quere cambiar» funciona aquí como algo máis que un claim. A lección do apagón non consiste en regresar a un sistema pasado nin en acelerar unha transición ignorando as súas necesidades físicas. Consiste en aceptar que o sistema eléctrico está a adquirir novas dinámicas e que as súas ferramentas de estabilidade deben evolucionar con elas.

A pregunta de futuro xa non é simplemente que porcentaxe da xeración será renovable ou canto respaldo fósil permanecerá conectado. A pregunta relevante é que necesita a rede para manterse estable en cada escala temporal e que combinación de recursos pode proporcionar esas prestacións do xeito máis seguro, eficiente e sostible.

Substituír combustibles é unha parte fundamental da descarbonización. Substituír, redeseñar e mellorar os servizos que durante décadas permaneceron ocultos detrás das máquinas síncronas é o verdadeiro reto de enxeñería. E será precisamente aí, na combinación entre infraestrutura, almacenamento, flexibilidade e electrónica de potencia, onde se decida como de estable e resiliente será a rede que estamos a construír.

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. Rede Eléctrica (2020). As renovables poñen o broche verde á década. Datos de evolución 2010-2019.
3. Rede Eléctrica (2021). 2020, o ano da enerxía máis “verde” grazas á marca en xeración eólica e solar fotovoltaica.
4. Rede Eléctrica (2025). A produción renovable crece en España un 10,3% en 2024 e alcanza os seus maiores rexistros.
5. Rede Eléctrica (2026). O sistema eléctrico español en 2025: aumenta a demanda de electricidade, a xeración e a 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 do Palacio de Zwinger | Dresde, Alemaña