Cuando millones de hogares en España y Portugal quedaron a oscuras el 28 de abril, bastaron unas horas para que se desatara el juego político de las culpas.

Los defensores de la energía nuclear y los críticos de las renovables aprovecharon el momento, presentando el suceso como una "prueba" de que la eólica y la solar desestabilizan nuestras redes eléctricas.

La realidad, sin embargo, es mucho más matizada: se trata de cómo construir un sistema no solo sostenible, sino también seguro y resiliente ante una volatilidad creciente.

Instrumentalización política

Tras el apagón, los detractores de las políticas energéticas en España —en particular, los opuestos al cierre nuclear— no tardaron en señalar a las renovables.

Pero esta no fue la primera vez que un fallo de red se politiza. Tras los apagones en Texas en 2021, líderes estatales y medios también culparon rápidamente a las energías verdes, especialmente a la eólica.

Sin embargo, investigaciones independientes demostraron que la causa principal fueron las infraestructuras de gas natural congeladas. Todas las fuentes de generación —gas, carbón, nuclear, eólica y solar— se vieron afectadas por el frío extremo, lo que evidenció la vulnerabilidad generalizada de una red no preparada para fenómenos climáticos extremos.

En toda Europa también crecen las preocupaciones sobre la fiabilidad de las infraestructuras de red existentes frente a un panorama energético en rápida evolución.

Alemania, por ejemplo, revisó su postura nuclear, barajando reactivar plantas e invertir en investigación de pequeños reactores modulares. Suiza ha anunciado planes para levantar su prohibición de nuevas construcciones nucleares y apostar por proyectos SMR.

Aun así, aunque la nuclear vuelva al centro del debate político, el problema de fondo es más profundo: los sistemas energéticos están bajo presión, y las estructuras actuales de planificación, operación y mercado luchan por mantenerse al día.

¿Qué ocurrió el 28 de abril?

Según ENTSO-E, a las 12:33 h un fallo repentino en una subestación en Granada provocó una pérdida de 2,2 GW de generación, seguida segundos después por más incidencias en Badajoz y Sevilla.

En ese momento, las renovables aportaban alrededor del 70% de la electricidad en España. Aunque técnicamente manejable y no inusual, este nivel de generación variable exige un equilibrio preciso en tiempo real.

La causa raíz del apagón fue una secuencia de oscilaciones de voltaje que desencadenó una inestabilidad generalizada en la red. En condiciones normales, tales fluctuaciones pueden ser absorbidas por mecanismos estabilizadores como generadores síncronos, reservas de frecuencia o importaciones flexibles vía interconexiones.

Pero en este caso, había menos generadores síncronos en línea de los previstos, y varios no respondieron correctamente a las señales de control.

A esto se sumó un control de voltaje insuficiente y una limitada capacidad de interconexión transfronteriza, dejando la red más expuesta. A medida que las inestabilidades se intensificaban, múltiples unidades de generación se desconectaron, algunas incluso de forma prematura, empujando al sistema al colapso.

La escasa capacidad de interconexión de España con el resto de Europa (~3% de su capacidad instalada, muy por debajo del objetivo europeo del 15% para 2030) redujo aún más la resiliencia del sistema.

Herramientas modernas

La lección aquí es que debemos modernizar la gestión de redes y mercados. A diferencia de las plantas tradicionales, que aportan inercia gracias a su masa giratoria, las instalaciones eólicas y solares carecen de esa fuerza estabilizadora crucial en perturbaciones súbitas.

Sin embargo, esto no significa que las renovables no puedan contribuir a la estabilidad de la red. De hecho, sí pueden —aunque de otra manera—. Con tecnologías avanzadas de inversores capaces de "formar red", las renovables pueden emular el comportamiento estabilizador de las plantas convencionales.

Estas innovaciones permiten que participen activamente en el mantenimiento de frecuencia y voltaje, especialmente si se combinan con otros activos flexibles.

Una de las soluciones más prometedoras es el almacenamiento en baterías a gran escala. Estos sistemas pueden responder en milisegundos, absorbiendo exceso de electricidad cuando hay sobreoferta o liberándola cuando aumenta la demanda, proporcionando justo el tipo de apoyo rápido y en tiempo real que requieren cada vez más las redes modernas.

En Europa, el impulso es evidente. Se prevé que el mercado de almacenamiento en baterías autónomas crezca a una tasa anual compuesta del 11,24% entre 2024 y 2031. Estos sistemas podrán proporcionar servicios de grid-forming, estabilizando la red como antes lo hacían las plantas fósiles.

De hecho, muchas baterías ya desplegadas cuentan con estas capacidades, pero no se utilizan: sin precios claros ni incentivos para estos servicios, este recurso valioso permanece infrautilizado.

El eslabón perdido

Más allá de modernizar infraestructuras e impulsar el almacenamiento, el diseño de los mercados eléctricos será clave para garantizar la seguridad energética. Con el crecimiento renovable, la fijación de precios cambia y la planificación de la oferta debe reorganizarse.

Los marcos actuales en Europa y EEUU se diseñaron en torno a generación despachable de carbón, gas, nuclear o hidráulica. Estas plantas podían encenderse o apagarse según la demanda y ofertaban en el mercado en función de costes de combustible y operación.

Las renovables funcionan de otro modo: dependen del clima y, una vez instaladas, su coste marginal de producción es prácticamente cero. Esto transforma radicalmente la dinámica de los mercados.

Una consecuencia es la creciente volatilidad de precios. Por ejemplo, cuando hay exceso de eólica o solar, los precios mayoristas pueden caer a cero o incluso ser negativos, obligando a los productores a pagar por inyectar energía en la red.

En cambio, cuando baja la generación renovable en horas punta de demanda, los precios pueden dispararse.

Esta volatilidad genera incertidumbre para inversores y compromete la rentabilidad de los productores. Por eso es aún más importante desarrollar mecanismos de equilibrio en tiempo real y señales de precio que reflejen el verdadero valor de la estabilidad y la capacidad de respuesta en redes con alta penetración renovable.

Además, la capacidad de equilibrar oferta y demanda rápidamente debería valorarse en los mercados actuales. A menudo, servicios como respuesta rápida de frecuencia, capacidades de grid-forming o almacenamiento se consideran auxiliares en lugar de esenciales para la planificación.

Esto deja a proveedores de flexibilidad —incluidas baterías, respuesta de la demanda y recursos distribuidos— en desventaja a la hora de competir por ingresos de mercado.

Un nuevo marco de mercado

Operadores y responsables políticos deben reconocer que las estructuras de mercado deben evolucionar:

• Las señales de precio deben recompensar la flexibilidad y la estabilidad, no solo la energía producida.

• Tarifas de red y normas de mercado deben permitir la plena participación de almacenamiento y recursos del lado de la demanda.

• Los mercados deben enviar señales claras de inversión para guiar dónde se necesita flexibilidad e infraestructura de red.

• Deben desarrollarse nuevos instrumentos de mercado que aprovechen la capacidad de almacenamiento ya instalada y la que está en rápido crecimiento.

El camino a seguir

La transición energética se está acelerando. La cuestión ya no es si las redes pueden manejar una alta penetración de renovables, sino cómo adaptar infraestructuras, mercados y regulaciones a esta nueva realidad.

Modernizar las redes para integrar flexibilidad y descentralización no es solo una necesidad técnica; a largo plazo también resulta más económico que tratar de adaptar sistemas obsoletos.

Con las inversiones adecuadas y un discurso público basado en hechos, podemos construir un sistema eléctrico resiliente, asequible y limpio, preparado para el futuro.

*** Elena Bou es cofundadora y directora de innovación de InnoEnergy.