Red Eléctrica solicitó a 10 centrales térmicas el día 27 de abril (víspera del apagón) que estuvieran disponibles, "a cambio de compensaciones económicas", para su empleo en tareas de control dinámico de tensión. Pero no lo estuvieron. Según la ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, de las instalaciones que debían entrar por "restricciones técnicas" (así se denomina ese servicio de disponibilidad) "todas y cada una de ellas" presentaban el día 28 de abril "algún grado de incumplimiento" con respecto a esa disponibilidad. ¿Resultado final? Apagón en toda la península. La ministra no ha identificado ni las instalaciones ni a sus propietarios. Iberdrola, Naturgy y Endesa son las tres compañías con más megavatios de gas. Entre las tres suman más de 18.000 megas de los 26.000 megavatios de ciclos combinados que hay en España.
Sara Aagesen, ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico: "queremos incorporar de manera urgente en la planificación en la red de transporte distintas tecnologías que también permitan el control de tensión de una manera más automática, como son los compensadores síncronos, y elementos de mejora del control de tensión de las redes de distribución. Queremos trabajar en la mejora de los servicios de ajuste. Queremos acelerar la planificación de la red de transporte horizonte 2030 y los distintos concursos que queremos lanzar, apostar por el almacenamiento y la flexibilidad, modificando y facilitando su tramitación para que entre lo antes posible en nuestro sistema. Redoblaremos nuestros esfuerzos para ampliar las interconexiones. Y, por fin, queremos aprovechar los servicios que da el Incibe, y su expertise, para crear plataformas de intercambio e implementar sistemas de detección y control de eventos. Estas son las medidas que queremos de aquí a una semana aprobar aquí en este Consejo de Ministros"
Introducción: de la protección electrónica a la resiliencia del sistema
El crecimiento acelerado de cargas críticas —impulsado por digitalización, automatización industrial y data centers— está transformando los requisitos eléctricos. Tradicionalmente, la continuidad se ha abordado casi exclusivamente desde la óptica de la UPS de doble conversión, centrada en la protección electrónica.
Sin embargo, el nuevo contexto energético introduce retos adicionales:
Mayor potencia unitaria por instalación
Crecimiento de cargas dinámicas (IA, HVAC de alta densidad, compresores, chillers)
Limitaciones de red y plazos de conexión
Exigencias de resiliencia frente a microcortes, huecos y eventos de red
Integración de renovables y generación local
En este escenario, la continuidad ya no es solo una función de la UPS, sino una propiedad del sistema eléctrico completo. Aquí es donde las microredes con almacenamiento energético (BESS) se convierten en una nueva capa crítica de arquitectura.
La evolución del concepto de continuidad: de UPS a arquitectura multicapa
En las instalaciones modernas, especialmente en data centers e industria crítica, emerge una arquitectura en capas:
Capa 2 — Continuidad de proceso y gestión de potencia (Microred + BESS)
Es en esta capa donde SolaX aporta un valor diferencial:
Continuidad de cargas de potencia
Soporte durante microcortes
Gestión de arranques y picos
Optimización de grupos electrógenos
Integración con fotovoltaica y red
Esta capa no sustituye a la UPS electrónica, sino que resuelve un problema distinto y cada vez más relevante: la continuidad del proceso y la estabilidad de la infraestructura eléctrica.
El papel de SolaX: de BESS a infraestructura de microred
Las soluciones C&I de SolaX, como TRENE, combinadas con sistemas de control y conmutación como Nexus Zero, permiten construir una microred industrial con capacidades avanzadas:
1. Conmutación ultrarrápida y operación en isla
La microred puede:
Detectar eventos de red
Aislarse de forma automática
Mantener tensión y frecuencia locales
Soportar cargas críticas de proceso sin parada
Esto protege frente a:
Microcortes
Huecos de tensión
Inestabilidad de red
En la práctica, esto convierte al BESS en una infraestructura de continuidad operativa, no solo en un activo energético.
2. Grid-forming: el BESS como referencia eléctrica local
A diferencia de arquitecturas puramente grid-following, el sistema puede operar como:
Fuente de referencia en modo isla
Coordinador de generación (FV + grupo)
Estabilizador de la red interna
Esto es especialmente relevante para:
Instalaciones de gran potencia
Data centers con alta densidad
Plantas industriales con cargas dinámicas
3. Optimización de grupos electrógenos
En arquitecturas tradicionales, el grupo electrógeno es el único respaldo de potencia. Con SolaX:
El BESS cubre el hueco hasta arranque del grupo
Se reducen arranques innecesarios
Se estabiliza la carga del generador
Se mejora la eficiencia y la vida útil
Esto reduce:
Riesgo operativo
Costes de O&M
Dependencia exclusiva del generador
4. Gestión avanzada de potencia y picos
El almacenamiento permite:
Peak shaving
Control de rampas
Soporte a arranques de grandes motores
Reducción de potencia contratada
Este beneficio es estructural y recurrente, independiente del precio de la energía.
Microred + BESS ≠ UPS, pero sí mejor continuidad de proceso
Desde un punto de vista técnico y normativo, una microred con BESS no sustituye formalmente a una UPS certificada para electrónica crítica. Sin embargo, en muchos proyectos:
La mayoría de los riesgos operativos
Las mayores pérdidas económicas
Las mayores paradas
No vienen de la electrónica IT, sino de:
HVAC
Refrigeración
Bombas
Compresores
Infraestructura de potencia
Para estas cargas, la arquitectura de microred con SolaX:
Aporta mayor escalabilidad
Reduce pérdidas frente a doble conversión permanente
Mejora la resiliencia global del sistema
Optimiza CAPEX y OPEX
En este contexto, SolaX no compite con la UPS:
SolaX redefine el perímetro de lo que significa continuidad eléctrica.
Implicaciones para certificaciones y diseño (Tier, resiliencia)
En certificaciones como Tier, lo crítico no es únicamente la presencia de UPS, sino:
Topología eléctrica
Redundancia de caminos
Mantenibilidad
Capacidad de soportar fallos y mantenimiento sin impacto
La microred con BESS:
Refuerza la resiliencia a nivel de infraestructura
Reduce puntos únicos de fallo
Mejora la capacidad de mantenimiento en caliente
Aporta una nueva capa de protección del sistema
Esto permite:
Mantener UPS certificadas donde son realmente necesarias
Migrar cargas de potencia a microred
Optimizar el diseño global sin comprometer cumplimiento
Conclusión: SolaX como habilitador de la arquitectura eléctrica moderna
El futuro de las instalaciones críticas no es elegir entre UPS o BESS.
Es diseñar una arquitectura multicapa, donde:
La UPS protege la electrónica
La microred con BESS protege el proceso
El sistema completo gana resiliencia, eficiencia y escalabilidad
En este modelo, SolaX se posiciona como:
Proveedor de infraestructura energética crítica
Habilitador de microredes industriales avanzadas
Elemento clave para continuidad operativa, no solo ahorro energético
Más allá de los kWh, las soluciones de SolaX permiten a las instalaciones críticas dar el salto desde la simple protección eléctrica hacia una resiliencia energética integral, alineada con las exigencias actuales de potencia, disponibilidad y flexibilidad.
Según un informe de Naciones Unidas, el sector de la energía limpia representó el 10% de la economía de China en 2024, e impulsó una cuarta parte del crecimiento del PIB del país.
Está surgiendo una nueva economía de energía limpia que contribuye al crecimiento del producto interior bruto (PIB) y crea puestos de trabajo, al tiempo que ayuda a desvincular el crecimiento de las emisiones.
En 2023, el sector renovable aportó alrededor de 320.000 millones de dólares a la economía mundial, lo que representa el 10% del crecimiento del PIB mundial y casi un tercio del de la Unión Europea.
En 2024, el sector de la energía limpia representó el 10% de la economía de China, e impulsó una cuarta parte del crecimiento del PIB del país.
Pero los beneficios de acelerar el despliegue renovable no son solo económicos: acelerar la transición de los combustibles fósiles a las energías renovables conlleva innumerables beneficios sociales y económicos que enumeran los autores del informe.
En particular, las energías renovables pueden impulsar el acceso a la energía, su asequibilidad y su seguridad. Alrededor del 74 % de la población mundial vive en países que son importadores netos de combustibles fósiles, y la dependencia de estas importaciones expone a los países a la volatilidad de los precios, a las interrupciones del suministro y a la inestabilidad geopolítica.
Los autores del informe recalcan que, en el ámbito nacional, los gobiernos también deben hacer más para crear las condiciones propicias para atraer inversiones e impulsar la implementación. Entre las propuestas, destacan:
1. Garantizar la coherencia, claridad y certeza de las políticas.
2. Invertir en infraestructuras que permitan el sistema energético del siglo XXI.
3. Satisfacer la nueva demanda de electricidad con energías renovables, especialmente para sectores en rápido crecimiento como las grandes tecnologías, en particular para la inteligencia artificial y los centros de datos.
4. Situar a las personas y la equidad en el centro de la transición energética justa para impulsar un desarrollo económico inclusivo.
5. Impulsar la transición aumentando la cooperación en materia de comercio e inversión.
6. Desmantelar las barreras estructurales para movilizar la financiación de la transición energética en los países en desarrollo.
Aunque el consumidor residencial ha dejado de ver en los titulares que la luz está muy cara, “quizá no ha mirado su factura eléctrica, porque los números del autoconsumo hablan por si solos”, explica en entrevista con Energías Renovables el presidente de APPA Autoconsumo, Jon Macías. Y es que la inversión inicial, el principal escollo, se recupera en ocho años para una instalación residencial: “a partir de ahí, toda la generación sale gratis para el propietario” asegura Macías.
El sector, no obstante, no vive su mejor momento. Según la radiografía APPA del autoconsumo, el sector instaló 240.000 autoconsumos en 2022; se quedó en los 127.000 en 2023; y ha firmado menos de 80.000 en 2024. Son dos años de caída.
El Informe Anual del Autoconsumo Fotovoltaico de APPA, revela que el sector instaló 1.431 MW de autoconsumo fotovoltaico en España en 2024, lo que supone un recorte de más de veinticinco puntos (-26,3%) con respecto a los 1.943 MW desplegados en 2023. Esta contracción de la potencia instalada fue menor en el sector industrial (-23,4%) que la registrada en el residencial (-34,3%). En total, España cuenta a día de hoy con 8.585 MW (6.304 industriales y 2.281 residenciales).
¿Cuánto podría ahorrar una familia media si cambiara por electricidad los consumos de combustible, calefacción, agua caliente sanitaria y refrigeración, iluminación y electrodomésticos? ¿Y si las industrias que requieren calor de proceso hicieran lo mismo?
El informe “El Momento de la Electrificación: Energía Renovable Para una Economía Competitiva”, que hemos presentado este año, es claro: un hogar puede reducir sus costes energéticos en un 64%, más de 1.400 € anuales, si se electrifica completamente. Esto, adicionalmente, permite reducir las emisiones del hogar en un 83%. Son cifras muy importantes, y debemos facilitar que los hogares puedan hacer la transición, porque es un ahorro para el país, también si observamos su balanza comercial.
El martes que viene, el Congreso de los Diputados tendrá que convalidar el Real Decreto-Ley 7/2025 —o decreto antiapagones— que, entre otras cosas, crea por fin un marco adecuado para el desarrollo del almacenamiento de energía eléctrica con baterías en España. Esto puede parecer una cosa menor, pero permítanme que intente explicar por qué es mucho más importante para nuestro país de lo que parece a primera vista.
Más allá de las necesidades de almacenamiento que tiene nuestro sistema eléctrico por la alta penetración renovable, hay una cuestión geoestratégica relevante. En Europa, donde no tenemos prácticamente recurso energético fósil fuera de Noruega y del carbón de baja calidad de Centroeuropa, tenemos dos polos de renovables: el sur de Europa, por su recurso solar, y el Mar del Norte, por su recurso eólico. Estas dos regiones están destinadas a ser los dos polos energéticos del continente y, además, deberían convertirse en las zonas donde la electricidad sea más competitiva, con sus ventajas para la atracción de nuevas actividades industriales electrointensivas.
Estas dos regiones, en cierta manera, compiten entre ellas. El soleado sur y el ventoso norte quieren liderar la generación de energía barata en Europa. En ciertos momentos pareció que el enorme potencial eólico del mar del norte sería ese centro energético, pero estos últimos meses ha aparecido un factor tecnológico que puede inclinar la balanza hacia el sur: las baterías.
Todo está listo, tan solo necesitamos que se dé el pistoletazo de salida con la convalidación del RDL 7/2025. Esperemos que todo el mundo actúe responsablemente y no pase lo que sucedió en Cataluña el otro día con el decreto que regulaba las baterías. Si queremos liderar la producción energética en Europa y la atracción de industria, debemos tener claro que este es el camino. El camino del sol. El camino de las baterías.
El compensador síncrono virtual (VSC, por sus siglas en inglés: Virtual Synchronous Compensator) es una tecnología de electrónica de potencia que emula el comportamiento dinámico de una máquina síncrona tradicional mediante un inversor controlado digitalmente. Es especialmente útil en redes eléctricas modernas con alta penetración de energías renovables, donde los generadores tradicionales han sido reemplazados por fuentes como la solar o eólica, que no aportan inercia natural.
🧠 ¿Qué asume el término "compensador síncrono virtual"?
Supone que:
La red necesita comportamiento síncrono (inercia, control de frecuencia, etc.) aunque no haya máquinas síncronas.
Un inversor puede imitar eficazmente una máquina síncrona mediante control.
Este comportamiento tiene valor operativo, especialmente para estabilidad transitoria, control de tensión, y resiliencia del sistema.
🧱 ¿Cómo funciona?
El VSC actúa como si fuera un generador síncrono virtual:
Inversor bidireccional conectado a la red.
Controlado con una estrategia tipo máquina síncrona virtual (VSM – Virtual Synchronous Machine).
Emula:
Momento de inercia (respondiendo a variaciones de frecuencia).
Amortiguamiento.
Control de tensión y potencia reactiva.
Opcionalmente, puede estar acoplado a un sistema de almacenamiento de energía (baterías, supercondensadores) para sostener la potencia activa.
🎯 Aplicaciones
Estabilidad de frecuencia y tensión en redes con renovables.
Reducción del riesgo de apagones por falta de inercia.
Mejora de la respuesta ante fallos.
Soporte a islas eléctricas, microredes o zonas rurales.
⚔️ Contrapuntos críticos
¿Puede realmente un VSC sustituir a una máquina síncrona?
No del todo. Aunque puede imitar inercia, no genera energía ni tiene masa rotante real. Ante fallos graves, su respuesta depende del control, no de una ley física.
¿Qué pasa si el control falla o está mal calibrado?
Puede volverse una fuente de inestabilidad, especialmente si hay muchos VSC mal coordinados.
¿Sigue siendo necesario tener máquinas síncronas reales?
Posiblemente sí. Las máquinas reales tienen características pasivas que no pueden ser completamente reemplazadas por control digital, especialmente en eventos extremos.
🔁 Perspectiva alternativa
Tal vez no se trata de imitar las máquinas clásicas, sino de repensar la red.
¿Por qué emular inercia si podemos diseñar sistemas adaptativos sin depender de ella?
Por ejemplo:
Control distribuido inteligente.
Sistemas predictivos con IA.
Priorizar flexibilidad en lugar de emular comportamiento pasado.
🧩 En resumen
El compensador síncrono virtual es un dispositivo basado en inversores que simula la física de un generador síncrono, ofreciendo beneficios cruciales en redes dominadas por renovables. Pero también abre un debate profundo:
I. 🔧 Fortalecimiento Técnico del Sistema Eléctrico
1. Incrementar la Inercia del Sistema
Medidas:
Instalación de compensadores síncronos en puntos estratégicos de la red.
Desarrollo de baterías con inercia sintética (capacidad de respuesta en milisegundos para sostener frecuencia).
Objetivo: Mejorar la resistencia ante caídas súbitas de frecuencia.
2. Ampliar la Capacidad de Almacenamiento Estratégico
Medidas:
Desplegar sistemas de almacenamiento de respuesta ultrarrápida (baterías tipo grid-scale, volantes de inercia, supercondensadores).
Ampliar centrales de bombeo hidráulico (como Cortes-La Muela) y proyectos de almacenamiento de larga duración.
Objetivo: Disponer de reservas gestionables y capacidad de respaldo ante desconexiones masivas.
3. Mejorar la Gestión y Coordinación de Protecciones
Medidas:
Rediseñar los algoritmos de protección de las plantas renovables para evitar desconexiones preventivas mal calibradas.
Obligar a todas las plantas nuevas y existentes a soportar huecos de tensión y contribuir al sostenimiento de frecuencia.
Objetivo: Prevenir las desconexiones en cascada que precipitaron el apagón.
II. 🌍 Refuerzo de la Interconexión Internacional
4. Acelerar Interconexiones Eléctricas
Medidas:
Completar los proyectos pendientes de interconexión con Francia por los Pirineos (transpirenaica oriental y occidental).
Desarrollar nuevas conexiones con Marruecos y Portugal.
Objetivo: Superar el 15% de capacidad de interconexión recomendada por la UE y facilitar la estabilidad transfronteriza.
III. 🔌 Digitalización y Resiliencia de la Red
5. Implementar Redes Inteligentes (Smart Grids)
Medidas:
Desplegar sensores y sistemas de control en tiempo real.
Fomentar la generación distribuida con almacenamiento local (baterías domésticas y comunitarias).
Objetivo: Mejorar la capacidad de monitorización, anticipación y respuesta ante incidentes.
6. Protocolos de Black-Start y Autosuficiencia Modular
Medidas:
Crear islas energéticas capaces de reiniciar el suministro de forma autónoma.
Ensayar protocolos de black-start con generación renovable + almacenamiento.
Objetivo: Acelerar la recuperación del sistema tras un colapso.
IV. ⚖️ Reforma Regulatoria y Económica
7. Revisar el Marco de Incentivos
Medidas:
Remunerar adecuadamente la capacidad de respaldo (almacenamiento, bombeo, interconexiones).
Penalizar la desconexión automática de instalaciones sin justificación de seguridad.
Objetivo: Alinear los incentivos económicos con la estabilidad del sistema.
8. Exigir Planes de Contingencia Reales
Medidas:
Obligación a operadores, distribuidores y generadores de presentar y probar planes antiapagón.
Objetivo: Garantizar capacidad de respuesta rápida y efectiva ante fallos.
V. 📚 Educación, Simulación y Concienciación
9. Formación y Simulacros Nacionales
Medidas:
Realizar simulacros anuales a gran escala con implicación de hospitales, transporte, telecomunicaciones, etc.
Formar técnicos y responsables públicos en gestión de emergencias eléctricas.
Objetivo: Minimizar el caos social y acelerar la recuperación en caso de apagón.
10. Campañas Ciudadanas de Resiliencia
Medidas:
Informar a la población sobre cómo actuar en caso de apagón prolongado.
Incentivar medidas básicas de autoprotección energética (linternas, kits de emergencia, baterías domésticas).
Objetivo: Reducir el impacto humanitario y logístico de futuros incidentes.
✅ Resumen Ejecutivo
Área
Acción Prioritaria
Beneficio Clave
Infraestructura
Inercia, almacenamiento, protecciones
Estabilidad inmediata
Interconexiones
Nuevos enlaces con Francia y Marruecos
Flexibilidad y resiliencia
Digitalización
Redes inteligentes y respuesta rápida
Control fino y prevención
Regulación
Incentivos, sanciones y planes de contingencia
Alineación económica y técnica
Sociedad
Formación, simulacros y resiliencia ciudadana
Reducción de impacto humano
💬 Reflexión
👉 El mayor error sería confiar en soluciones únicas.
El apagón de 2025 demostró que necesitamos un sistema multifactorial: almacenamiento, redes robustas, regulación moderna, interconexiones y ciudadanía preparada.
El coste total aproximado del plan oscila entre 17.040 M€ y 27.470 M€ para todo el periodo (2025-2035).
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