El 28 de abril, España vivió su mayor colapso eléctrico en décadas. En apenas cinco segundos, el sistema perdió 15 gigavatios de potencia —lo que representa aproximadamente el 60% de la demanda nacional en ese momento—, una caída súbita que dejó sin suministro a millones de personas en la península ibérica y afectó incluso a regiones del sur de Francia. Las causas aún se investigan, y aunque Red Eléctrica ha logrado restaurar más del 99,9% de la demanda, el episodio ha puesto sobre la mesa preguntas urgentes sobre la solidez, flexibilidad y modernización de la infraestructura energética del país.

La red eléctrica peninsular está inmersa en un proceso acelerado de transformación: altas cuotas de generación renovable, electrificación de la demanda, dependencia creciente de interconexiones y una red de transporte exigida al máximo. En este escenario, conceptos como resiliencia, flexibilidad operativa, almacenamiento a gran escala y tecnologías grid-forming han dejado de ser parte de discusiones futuristas para convertirse en cuestiones estratégicas inmediatas.

Sin ánimo de especular sobre lo ocurrido, desde Review Energy hemos querido abrir una nueva conversación con voces expertas del sector eléctrico, tecnológico y regulatorio para reflexionar, desde una mirada crítica y constructiva, sobre cómo podemos avanzar hacia un sistema más robusto y preparado para escenarios extremos.

¿Cómo debe evolucionar la arquitectura de red en un contexto de alta penetración renovable? ¿Qué significa, en la práctica, construir una infraestructura eléctrica realmente resiliente e inteligente? ¿Y estamos preparados —técnica y regulatoriamente— para integrar tecnologías clave como el almacenamiento y el grid forming a la escala que el sistema exige?

En las siguientes líneas, recogemos una selección de opiniones y reflexiones de expertos que nos ayudan a proyectar ese futuro.

José María González Moya: "Una red resiliente e inteligente debe anticiparse y adaptarse a las contingencias"

José María González Moya, Director General de APPA Renovables, explica que construir una red resiliente e inteligente no solo implica responder a fallos, sino también anticiparlos y adaptarse rápidamente ante ellos. A su juicio, el sistema debe ser capaz de absorber y recuperarse con la mínima afectación, garantizando el suministro eléctrico o restaurándolo con agilidad. Esto requiere un enfoque de redes descentralizadas y flexibles, apoyadas por tecnologías digitales de supervisión y control en tiempo real.

González Moya señala varias vulnerabilidades actuales, como una demanda poco flexible, la dependencia de grandes nudos de transmisión y una limitada capacidad de respuesta local ante incidencias. Además, destaca que aún queda trabajo por hacer en la integración coordinada de generación distribuida, almacenamiento y la gestión activa de la demanda.

Respecto al almacenamiento, el director de APPA recalca que no debe ser considerado solo como un respaldo en momentos de baja generación, sino como un agente activo que ayude a regular la frecuencia, controlar la tensión, gestionar congestiones y formar red (grid-forming). Este enfoque, según González Moya, es crucial para mejorar la resiliencia del sistema y facilitar una mayor penetración de energías renovables.

En cuanto a la preparación técnica y regulatoria para la integración de tecnologías grid-forming, González Moya señala la falta de reconocimiento de estos servicios en la regulación actual. Para avanzar, es esencial una hoja de ruta clara, que defina estándares técnicos, esquemas de retribución adecuados y programas de demostración a gran escala, todos alineados con la planificación energética y de redes. Sin esta planificación, advierte, podría retrasarse la consolidación de un sistema renovable robusto y autónomo.

Carmen Izquierdo: "Una red sin inercia no puede ser resiliente"

Desde la perspectiva de Carmen Izquierdo, CEO y cofundadora de nTeaser, el concepto de red resiliente e inteligente no se limita a resistir interrupciones, sino que implica adaptarse dinámicamente y recuperarse con rapidez. Y lo ocurrido el 28 de abril revela un punto crítico: la creciente baja inercia del sistema.

En el momento del apagón, alrededor del 70% de la generación procedía de tecnologías sin inercia síncrona, principalmente solar fotovoltaica y eólica. “Durante más de un siglo, nuestras redes se han apoyado en grandes masas rotatorias sincronizadas —como las turbinas de gas, hidráulicas o nucleares— que estabilizaban automáticamente pequeñas variaciones de frecuencia. Hoy, en un entorno dominado por renovables, necesitamos nuevos mecanismos de flexibilidad y respuesta ultrarrápida”, señala Izquierdo.

Desde nTeaser, plataforma que conecta proyectos e inversores del sector renovable, observan un interés creciente por soluciones que refuercen esa resiliencia perdida: almacenamiento, autoconsumo y generación distribuida. No se trata solo de generar energía limpia, sino de hacerlo con estabilidad.

En este escenario, el almacenamiento energético emerge como una pieza crítica. Ya no basta con verlo como simple respaldo; debe actuar como un estabilizador activo de la red. Tecnologías como las baterías permiten simular la respuesta inercial que antes ofrecían las turbinas, corrigiendo variaciones de frecuencia o tensión en cuestión de segundos. Izquierdo subraya que cada vez hay más proyectos orientados específicamente a estos servicios de estabilidad, que serán esenciales en un sistema con alta penetración renovable.

Sin embargo, advierte que uno de los desafíos más urgentes es la falta de una hoja de ruta clara para el despliegue de tecnologías grid-forming en el sistema español. Estas soluciones permiten que plantas renovables y sistemas de almacenamiento no solo inyecten energía, sino que contribuyan activamente a la estabilidad de la red, emulando la inercia que antes proporcionaban las fuentes tradicionales.

“La regulación y la estandarización técnica todavía van por detrás de la necesidad real. Si queremos un sistema 100% renovable y resiliente, necesitamos acelerar la adopción del grid forming, del almacenamiento inteligente y del autoconsumo integrado en red”, concluye.

Marcos Rupérez: "La red se cayó porque no tenía quién defendiera la frecuencia"

Para Marcos Rupérez, consultor especializado en hidrógeno y energías renovables, lo ocurrido el pasado 28 de abril tiene una lectura técnica clara: “Una red resiliente es una red que mantiene la frecuencia estable. Y para eso hacen falta generadores que realmente ayuden a estabilizarla”. Las fuentes de generación tradicionales —como hidroeléctricas, nucleares o ciclos combinados— están físicamente sincronizadas con la red y, ante cualquier desviación, tienden a corregirla automáticamente. “Son máquinas rotatorias. Si la frecuencia baja o sube, tienden a devolverla a 50 Hz sin que nadie se lo diga”, explica.

Las renovables actuales, en cambio, funcionan con electrónica de potencia que no responde de forma natural ante esas variaciones. “No aportan inercia. Si la frecuencia se desestabiliza, no solo no la corrigen, sino que pueden incluso seguir el error. Ese 70% de generación renovable que había en el sistema en el momento del apagón no defendió la red, porque no está diseñada para hacerlo”.

Para Rupérez, este tipo de eventos deja claro que no basta con tener renovables; lo importante es cómo se integran. Y ahí es donde entra en juego la tecnología grid forming, que permite que los inversores de plantas solares, eólicas o baterías no solo inyecten energía, sino que generen frecuencia y aporten estabilidad al sistema. “No tiene sentido seguir instalando renovables que no estabilizan la red. Los inversores grid forming existen, pero no se están usando de forma generalizada. ¿Por qué? Probablemente porque son más caros. Pero no hay excusa: hay que exigirlos ya”.

Sobre el papel del almacenamiento, el experto es claro: “Las baterías no salvan la red por sí solas”. Si no están conectadas a inversores con capacidad grid forming, actúan igual que cualquier renovable electrónica: no aportan nada en momentos críticos. “Puedes tener muchas baterías, pero si no pueden sostener la frecuencia en esos segundos clave, no sirven como defensa”.

Rupérez advierte que el verdadero reto no es solo futuro, sino el parque ya instalado. “La mayoría de renovables que ya tenemos no son grid forming, y no se pueden actualizar fácilmente. Incluso si desde mañana se exigiera esa tecnología para todos los nuevos proyectos, ya tenemos una red cargada de generación que no aporta estabilidad. Y eso nos va a acompañar durante años”.

Su mensaje es directo: “Lo de ayer no fue casualidad. Y no se soluciona solo investigando qué falló, sino cambiando cómo diseñamos e integramos las renovables en la red. Se acabó el tiempo de instalar sin mirar más allá del megavatio”.

Luis Villar: "Una red resiliente e inteligente requiere más control sobre la producción renovable y almacenamiento activo"

Luis Villar, asesor financiero en transacciones M&A en el sector renovable y experto en mercados y regulación energética, considera que para construir una red verdaderamente resiliente e inteligente, es necesario que el Operador del Sistema tenga información en tiempo real sobre la producción renovable, incluyendo los autoconsumos con excedentes. Este control permitiría una gestión más efectiva y rápida ante posibles contingencias. Además, subraya la importancia de reforzar los protocolos de ciberseguridad, especialmente en las plataformas de monitorización y control de los fabricantes de inversores y las plataformas de agregadores.

Villar también destaca que los sistemas de almacenamiento utility-scale deberían tener un papel activo en la estabilidad de la red, pero reconoce que la capacidad instalada actualmente es aún insuficiente para cumplir con esta función crítica.

Respecto a las tecnologías grid-forming, Villar cree que España está preparada para integrarlas, pero señala que la regulación debe ser más ágil y simple. Critica la tendencia a ir a rebufo de la tecnología y resalta que, en este contexto, existe la necesidad de encontrar un apetito inversor suficiente para financiar los despliegues necesarios, sin depender exclusivamente del mercado para garantizar rentabilidad y reducir riesgos.

Alejandro Labanda: "Una red resiliente debe impedir que una incidencia local se convierta en un cero eléctrico"

Alejandro Labanda, director de Transición Ecológica en beBartlet, considera que construir una red verdaderamente resiliente no depende solo del sistema eléctrico, sino de la combinación de tecnologías de generación, consumo y procedimientos de operación. Una red inteligente, explica, es aquella capaz de integrar de forma robusta fuentes renovables y no renovables, operando con altos niveles de penetración renovable sin que se produzcan fallos sistémicos, incluso ante incidencias.

A raíz del apagón del 28A, Labanda destaca que el sistema debe contar con elementos que permitan mitigar los efectos de un fallo y evitar que una incidencia se convierta en un colapso total. Para ello, el almacenamiento distribuido, tanto detrás del contador como en sistemas stand-alone, jugará un papel clave en la integración renovable y en la recuperación rápida frente a apagones.

Según Labanda, el marco técnico y regulatorio español está preparado para integrar tecnologías como el grid-forming, aunque subraya la necesidad de analizar las causas del apagón y extraer lecciones. Estas, asegura, deberán traducirse en cambios normativos y actualizaciones de los estándares técnicos y códigos de red que fortalezcan la respuesta del sistema ante futuros eventos.

Alejandro Diego Rosell: “El grid-forming no es un lujo, sino un componente estructural del mix energético futuro”

Alejandro Diego Rosell, profesor en EOI y experto en transición energética, subraya que construir una red resiliente e inteligente no se trata solo de añadir infraestructuras, sino de diseñar un sistema capaz de anticipar y adaptarse a perturbaciones sin colapsar. Esto, afirma, implica pasar de una lógica reactiva a una proactiva, donde la red pueda redistribuir flujos, gestionar la demanda y activar recursos distribuidos en tiempo real.

Para Rosell, las principales vulnerabilidades del sistema eléctrico español se concentran hoy en tres frentes: una baja interconexión con Europa, una limitada redundancia interna de infraestructuras y el crecimiento de generación sin inercia, como la eólica y solar, sin un marco robusto de respaldo dinámico.

En ese escenario, destaca que “el almacenamiento debe dejar de verse como un simple seguro” para convertirse en un elemento estratégico del sistema: estabilizando frecuencia, controlando tensión, gestionando picos y desacoplando generación y consumo.

Aunque reconoce que ya existen soluciones técnicas maduras —como inversores grid-forming, EMS avanzados o micro-redes—, señala que “el desafío está del lado regulatorio”. Según advierte, aún no existe una hoja de ruta clara que permita al almacenamiento o a los inversores con capacidad grid-forming ser reconocidos como actores sistémicos.

Lucía Dólera: “El apagón del 28 de abril evidencia la urgencia de desplegar almacenamiento y grid-forming”

Para Lucía Dólera, responsable de desarrollo de negocio de sistemas de almacenamiento a gran escala en Europa en Jinko ESS, el reciente apagón es una llamada de atención ineludible: “Si queremos un sistema eléctrico confiable y resiliente, necesitamos acelerar la implantación del almacenamiento y de tecnologías grid-forming. No es solo una cuestión de futuro, sino de evitar fallos sistémicos como el que acabamos de vivir”.

Dólera destaca que estas tecnologías no solo gestionan mejor la producción renovable y equilibran oferta y demanda, sino que también aportan servicios críticos para la estabilidad de la red, como el control de frecuencia, tensión y reserva. En particular, los inversores grid-forming —por ejemplo, en combinación con baterías— permiten mantener la estabilidad de sistemas con alta penetración renovable y bajo aporte de generación síncrona.

Sin embargo, advierte que la normativa española aún no acompaña esta transformación. “La PO 12.2 no contempla los requisitos específicos para estas tecnologías, como el control por tensión o la respuesta inercial, y seguimos sin una hoja de ruta clara ni incentivos adecuados para su despliegue”.

Su mensaje es claro: sin una adaptación regulatoria urgente, España no podrá integrar con seguridad el volumen de renovables previsto ni garantizar la robustez de su sistema eléctrico ante eventos extremos.