Dos episodios, una lección: disponer de potencia no garantiza la seguridad
El 28 de abril de 2025, a las 12:32:57, una protección de sobretensión provocó la desconexión de un transformador de evacuación en Granada.
En ese instante, la tensión registrada en la red de transporte de 400 kV era de 417,9 kV, dentro de un intervalo admisible. Sin embargo, una protección situada en el lado de 220 kV había registrado 242,9 kV, superando su umbral de actuación de 242 kV.
La desconexión eliminó 355 MW de generación y 165 MVAr de absorción reactiva. Segundos después se produjeron nuevas desconexiones y el sistema eléctrico peninsular terminó colapsando.
El informe final de ENTSO-E, publicado en marzo de 2026, identificó una combinación de oscilaciones, deficiencias de regulación de tensión, respuestas insuficientes de determinados generadores y desconexiones en cascada.
La conclusión fue importante: no bastaba con disponer de suficiente generación. Era necesario garantizar que el sistema conservara márgenes adecuados de estabilidad frente a las perturbaciones.
Diecisiete meses después, el 6 de octubre de 2026, España vivió otro episodio que, aunque de naturaleza diferente, resulta igualmente revelador.
Red Eléctrica activó el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) mediante dos órdenes sucesivas que sumaron 1.775 MW, toda la potencia contratada para el segundo semestre de 2026.
La activación respondió a una insuficiencia de reservas de potencia activa a subir, en un contexto de baja producción renovable e indisponibilidad de generación térmica.
No se trató de otro apagón ni de un corte indiscriminado a la industria. El SRAD es un servicio voluntario y remunerado, diseñado para que determinados consumidores reduzcan temporalmente su demanda cuando el operador necesita recuperar reservas.
El mecanismo funcionó conforme a su finalidad.
Pero ambos episodios nos recuerdan una cuestión fundamental:
La seguridad eléctrica no depende únicamente de cuántos MW tenemos instalados, sino de cuántos están realmente disponibles, dónde, durante cuánto tiempo y con qué velocidad de respuesta.
La seguridad eléctrica tiene más de una dimensión
Los dos episodios no deben confundirse.
En abril de 2025, el problema fundamental fue la estabilidad dinámica de tensión y la propagación de desconexiones.
En octubre de 2026, la cuestión fue la disponibilidad de reservas de potencia activa suficientes para mantener el equilibrio entre generación y demanda.
El primero terminó en un colapso generalizado.
El segundo mostró la utilización de un mecanismo preventivo.
Pero ambos comparten una característica: los recursos deben proporcionar prestaciones efectivas cuando el sistema las necesita.
Una central puede estar instalada y no disponible.
Una batería puede disponer de potencia nominal, pero no de suficiente energía almacenada para mantenerla durante el periodo requerido.
Una instalación renovable puede generar electricidad sin participar en la regulación dinámica de tensión.
Una reactancia puede proporcionar absorción de potencia reactiva, pero requerir una maniobra que no llegue a tiempo.
Y una industria puede aportar flexibilidad, siempre que exista capacidad técnica y contractual para reducir su consumo cuando se solicite.
Por tanto, los indicadores tradicionales de potencia instalada, producción y demanda ya no bastan para describir todas las dimensiones de la seguridad eléctrica.
España está invirtiendo millones. ¿Qué mejora estamos obteniendo?
Desde el apagón se han adoptado medidas regulatorias, operativas y de planificación.
Red Eléctrica mantiene una programación reforzada para mejorar la seguridad del sistema mientras se implementan medidas estructurales.
Según el propio operador, esta programación supuso menos de 275 millones de euros durante los nueve primeros meses de 2026.
Por otra parte, el Gobierno aprobó en julio de 2026 una modificación de la planificación eléctrica que contempla 615 millones de euros de inversión.
Entre las actuaciones previstas figuran compensadores electrónicos e-STATCOM, reactancias regulables MCSR y otros elementos destinados a mejorar el control de tensión y la estabilidad.
El Gobierno estima que estas inversiones podrían generar ahorros de aproximadamente 450 millones de euros anuales al reducir la necesidad de utilizar generación convencional para determinadas funciones de estabilización.
Son previsiones, no ahorros realizados.
Al mismo tiempo, España remunera recursos de flexibilidad como el SRAD.
Para el segundo semestre de 2026, Red Eléctrica solicitó 2.339 MW de respuesta activa de la demanda, pero únicamente se adjudicaron 1.775 MW, aproximadamente el 76 % del volumen requerido.
Todo esto plantea una cuestión económica y técnica fundamental:
Estamos pagando por disponer de seguridad y flexibilidad. ¿Podemos comprobar cuánta capacidad efectiva obtenemos y si utilizamos la combinación de recursos más eficiente?
La respuesta no debería limitarse a contabilizar inversiones aprobadas, centrales programadas o megavatios contratados.
Debería medir resultados.
Del almacenamiento de energía al soporte activo de la red: el papel de los BESS grid-forming
Aquí aparece una de las oportunidades tecnológicas más interesantes de la transición energética.
Durante años, las baterías se han considerado fundamentalmente sistemas para almacenar energía: cargar cuando existe abundancia y descargar cuando la demanda o los precios son elevados.
Posteriormente, los BESS comenzaron a participar en servicios de respuesta rápida, gestión de picos de demanda y regulación de frecuencia.
Pero los avances en electrónica de potencia están ampliando su papel.
Los sistemas BESS equipados con inversores grid-forming pueden contribuir a crear y mantener referencias de tensión y frecuencia, en lugar de limitarse a seguir las referencias proporcionadas por una red existente.
Esta diferencia es fundamental.
Los inversores convencionales grid-following necesitan sincronizarse con las condiciones eléctricas de la red.
Los inversores grid-forming, mediante estrategias de control específicas, pueden establecer una referencia propia de tensión y frecuencia y responder a determinadas perturbaciones de forma coordinada con el resto del sistema.
Dependiendo del diseño y de las prestaciones verificadas, estas soluciones pueden contribuir a:
Regulación dinámica de tensión mediante potencia reactiva.
Respuesta rápida de potencia activa ante desviaciones de frecuencia.
Soporte de estabilidad en redes con elevada penetración de renovables.
Funcionamiento de microrredes y sistemas aislados.
Recuperación del suministro mediante funciones de black-start, cuando estén específicamente habilitadas.
No todos los BESS ofrecen estas prestaciones. Tampoco todos los sistemas grid-forming proporcionan las mismas funciones ni pueden sustituir directamente a los compensadores síncronos.
La capacidad de aportar corriente durante faltas, la respuesta dinámica, las limitaciones de potencia y la coordinación de protecciones deben comprobarse mediante ensayos y modelos adecuados.
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SolaX Power: un ejemplo de esta evolución tecnológica
SolaX Power ya incorpora capacidades grid-forming en soluciones de almacenamiento a gran escala de su familia ORI ESS.
La compañía documenta que su convertidor bidireccional ORI-PCS-215K, combinado con el sistema de almacenamiento ORI, contempla funcionamiento grid-forming y funciones de black-start.
SolaX también anunció en septiembre de 2025 que el ORI-PCS-215K había superado ensayos de conformidad con requisitos de conexión a la red austríaca, realizados con la participación de TÜV Rheinland y el Austrian Institute of Technology (AIT).
Es un ejemplo de cómo la industria está desarrollando sistemas que van más allá del arbitraje energético.
No obstante, conviene distinguir entre disponer de una funcionalidad tecnológica y estar habilitado para prestar un servicio específico de estabilidad en España.
Para ello deben verificarse las prestaciones de cada configuración y cumplirse los procedimientos de conexión, habilitación y operación aplicables.
El interés de estas soluciones no debería medirse únicamente por sus MWh de almacenamiento, sino también por los servicios de estabilidad que sean capaces de proporcionar y demostrar.
Y aquí aparece una cuestión relevante para la regulación española.
Si el sistema necesita absorber potencia reactiva, reforzar la estabilidad dinámica o disponer de reservas rápidas, lo razonable es permitir que compitan diferentes tecnologías capaces de cumplir los mismos requisitos.
Centrales convencionales, compensadores síncronos, STATCOM, almacenamiento y demanda flexible no son soluciones idénticas, pero pueden aportar servicios complementarios.
El objetivo debería ser utilizar la combinación que proporcione las prestaciones necesarias con el menor coste total compatible con la seguridad exigida.
La transición energética no consiste solamente en sustituir unas fuentes de generación por otras. También consiste en transformar los mecanismos que mantienen estable el sistema eléctrico.
El verdadero indicador no es cuánta potencia tenemos, sino cuánto margen nos queda
El apagón de abril demostró que cumplir determinados límites de tensión no garantiza que el sistema pueda resistir cualquier perturbación posterior.
La activación del SRAD en octubre mostró que disponer de generación instalada tampoco garantiza suficiente reserva de potencia activa en cada momento.
Por eso necesitamos evolucionar desde una información centrada en capacidades nominales hacia otra que mida los márgenes efectivos de seguridad.
No se trata de sustituir los indicadores actuales, sino de complementarlos.
España debería poder responder periódicamente a preguntas concretas:
¿Cuánto margen queda antes de que una perturbación comprometa la estabilidad de tensión?
¿Cuánta potencia reactiva puede absorberse o inyectarse realmente en cada zona?
¿Cuánta reserva de potencia activa está disponible y durante cuánto tiempo?
¿Qué instalaciones ofrecen capacidad de regulación dinámica verificada?
¿Qué parte de las nuevas soluciones de almacenamiento está realmente habilitada para prestar servicios de red?
¿Y cuánto cuesta proporcionar esos servicios?
La información existe parcialmente en diferentes sistemas de supervisión, informes regulatorios y datos de mercado.
Lo que falta es convertirla en un cuadro de mando público, comparable y verificable.
Ocho indicadores para medir la seguridad eléctrica española
Propongo publicar periódicamente ocho indicadores:
| Indicador | Qué debería medirse |
|---|---|
| 1. Margen dinámico de tensión | Capacidad del sistema para soportar perturbaciones sin superar límites críticos o provocar desconexiones en cascada. |
| 2. Reserva reactiva efectiva | MVAr realmente disponibles por zonas, diferenciados por velocidad de respuesta. |
| 3. Cumplimiento del control de tensión | Prestaciones verificadas, seguimiento de consignas y disponibilidad real de los recursos. |
| 4. Coordinación de protecciones | Porcentaje de instalaciones con ajustes y comportamiento comprobados. |
| 5. Resiliencia frente a cascadas | Resultados de simulaciones y pruebas normalizadas de perturbaciones correlacionadas. |
| 6. Incidentes y señales precursoras | Oscilaciones, excursiones de tensión y reducciones anómalas de márgenes. |
| 7. Coste de la seguridad | Costes diferenciados de operación reforzada, restricciones, reservas y servicios de estabilidad. |
| 8. Suficiencia de flexibilidad | Reserva requerida, disponible y activada, duración efectiva, cumplimiento y coste. |
Los indicadores deberían distinguir claramente entre capacidad nominal, capacidad certificada y capacidad efectivamente disponible.
Esto sería especialmente importante para los nuevos BESS grid-forming.
No bastaría con conocer cuántos MW de almacenamiento se han instalado. Habría que identificar qué prestaciones están habilitadas y qué comportamiento han demostrado frente a perturbaciones normalizadas.
Los resultados deberían publicarse mediante metodologías homogéneas y auditables, sin comprometer información sensible sobre infraestructuras críticas.
La CNMC ya ha abierto la puerta a una mayor transparencia
La resolución de la CNMC de 30 de junio de 2026, publicada en el BOE el 10 de julio, exige a Red Eléctrica remitir información mensual sobre el control de tensión.
Pero su apartado séptimo va más lejos.
Establece que el operador deberá elaborar un informe sobre las necesidades de control de tensión y los recursos disponibles previstos, acompañado de un plan integral de actuación.
Y exige expresamente su publicación en la web del operador y su actualización trimestral.
Es un avance relevante.
La CNMC también publica informes periódicos de seguimiento del control de tensión, incluido el correspondiente al segundo trimestre de 2026.
Sin embargo, en nuestra revisión no hemos conseguido localizar públicamente el informe integral específico exigido a REE.
Esto no demuestra un incumplimiento, porque la obligación está vinculada al calendario de elaboración de la planificación eléctrica 2025-2030.
Lo importante es que ya existe una base regulatoria sobre la que construir una información pública más completa.
El siguiente paso debería ser relacionar las necesidades de control, los recursos disponibles, los márgenes de estabilidad y el coste de mantenerlos.
Un informe trimestral de resiliencia eléctrica
La propuesta es sencilla en su planteamiento, aunque exigente técnicamente.
Red Eléctrica, bajo supervisión de la CNMC y mediante una metodología validada, podría publicar trimestralmente un informe de resiliencia del sistema eléctrico español.
No propongo un único número que clasifique la red como segura o insegura.
Sería engañoso.
Una media nacional puede ocultar vulnerabilidades locales, precisamente una de las lecciones del apagón.
El informe debería mostrar indicadores agregados por áreas eléctricas y categorías de servicio, tendencias temporales, resultados de pruebas normalizadas y una evaluación diferenciada de las reservas disponibles.
También debería explicar qué mejoras se han conseguido gracias a las nuevas actuaciones y qué vulnerabilidades siguen pendientes.
Por ejemplo, cuando entre en servicio un nuevo compensador síncrono, podríamos comprobar cuánto mejora el margen de tensión en su área de influencia bajo escenarios comparables.
Cuando se conecte un nuevo BESS con capacidad grid-forming, podríamos evaluar sus prestaciones efectivas de regulación, su respuesta ante perturbaciones y los servicios para los que haya obtenido habilitación.
Y cuando disminuya la necesidad de programación reforzada, podríamos analizar cuánto de esa reducción se debe a nuevas capacidades estructurales y cuánto a otras condiciones del sistema.
Eso sería un verdadero seguimiento de la resiliencia.
La seguridad también debe ser económicamente verificable
Existe un riesgo en el debate actual: confundir el coste de mantener la seguridad con el coste de las deficiencias del sistema.
Los servicios de ajuste son necesarios en cualquier red eléctrica. No pueden clasificarse indiscriminadamente como sobrecostes evitables.
Del mismo modo, que el SRAD se active no significa que haya funcionado mal. Su finalidad es precisamente proporcionar una respuesta adicional cuando el operador la necesita.
La evaluación económica correcta debería responder a otra pregunta:
¿Estamos adquiriendo los servicios de seguridad necesarios de la forma más eficiente, sin reducir los márgenes exigibles?
Eso obliga a comparar soluciones con prestaciones equivalentes y costes completos.
Un BESS económico por MWh no tiene por qué ser la mejor alternativa para todas las necesidades de estabilidad.
Un compensador síncrono no sustituye la capacidad de desplazar grandes cantidades de energía entre horas.
Y una central convencional puede aportar varios servicios simultáneamente, aunque su programación exclusivamente para proporcionar estabilidad tenga un coste que convenga contrastar con alternativas.
La clave no es favorecer una tecnología.
Es remunerar prestaciones medibles y verificadas.
En este contexto, tecnologías como los BESS grid-forming amplían las opciones disponibles para construir un sistema eléctrico más flexible y estable.
Pero su contribución deberá acreditarse mediante resultados reales, no únicamente mediante especificaciones comerciales.
¿Estamos realmente mejor preparados que antes del apagón?
España ha avanzado.
Se han reforzado los procedimientos operativos, se ha reformado la regulación del control de tensión y se han aprobado inversiones destinadas a mejorar la estabilidad.
También existen mecanismos de flexibilidad, como el SRAD, que permiten actuar cuando las reservas disponibles resultan insuficientes.
Sería injusto ignorar esas mejoras.
Pero existe una diferencia entre adoptar medidas y demostrar sus resultados.
La primera actividad se refleja en resoluciones, adjudicaciones, planes y autorizaciones.
La segunda requiere mediciones, ensayos, simulaciones contrastadas y seguimiento periódico.
Y es precisamente esa segunda parte la que debería adquirir mayor protagonismo después del 28 de abril.
Conclusión: de la seguridad declarada a la seguridad demostrada
El 28 de abril de 2025 aprendimos que disponer de generación suficiente y mantener determinadas variables dentro de sus límites no garantiza por sí solo la estabilidad.
El 6 de octubre de 2026 comprobamos la importancia de disponer de reservas y demanda flexible para afrontar situaciones operativas exigentes.
Fueron episodios diferentes, pero ambos nos recuerdan que la seguridad depende de recursos efectivos, coordinados y disponibles en el momento necesario.
España está invirtiendo millones en reforzar su sistema eléctrico y está adaptando su regulación a una realidad con más renovables, almacenamiento y nuevas demandas.
Además, la aparición de soluciones de almacenamiento con prestaciones grid-forming demuestra que la electrónica de potencia puede contribuir de nuevas maneras a la estabilidad del sistema.
Pero no basta con instalar tecnologías más avanzadas.
Hay que comprobar sus prestaciones y medir sus resultados.
¿Cuánto han mejorado nuestros márgenes de estabilidad?
¿Cuánta reserva adicional tenemos realmente disponible?
¿Qué prestaciones están demostrando las nuevas tecnologías?
¿Cuántas perturbaciones podemos soportar sin desencadenar una cascada?
¿Y cuánto estamos pagando por conseguir esa seguridad?
Necesitamos indicadores públicos, periódicos y verificables que permitan medir la seguridad y la flexibilidad del sistema eléctrico español.
Porque la próxima vez que se anuncien inversiones para evitar otro apagón, deberíamos plantear una pregunta muy sencilla:
¿Cuánto más seguros seremos cuando esas inversiones estén funcionando?
Después del apagón de 2025, no basta con decir que estamos mejor preparados. Ha llegado el momento de demostrarlo.
Fuentes y referencias
ENTSO-E — Investigación del apagón ibérico de 2025, informe final de marzo de 2026
CNMC — Nota oficial sobre la modificación de los procedimientos P.O. 7.4 y 14.4
Red Eléctrica — Adjudicación del SRAD para el segundo semestre de 2026
SolaX Power — ORI-PCS-215K, grid-forming, black-start y ensayos AIT/TÜV Rheinland
