Apagón en California.
Así consiguió California evitar sus apagones por el exceso de fotovoltaica: la clave está en las "rampas" y las gigabaterías
Para entender qué está pasando en la red eléctrica de España sólo hay que mirar cuál ha sido la evolución de la red en California en estos cinco años.
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La primera vez que California sufrió un apagón generalizado en todo su sistema eléctrico fue durante un caluroso mes de agosto de 2020. Entonces la sobrecargada red eléctrica, al haber experimentado un crecimiento exponencial de parques fotovoltaicos, colapsó.
Fue el primer apagón de este tipo en el estado norteamericano, líder mundial en la transición energética hacia un modelo basado en energías renovables en casi 20 años y planteó preguntas sobre la dependencia de la energía intermitente.
"En California han tenido un problema similar al de España pero con una dilación en el tiempo de entre tres y cinco años", explica a EL ESPAÑOL-Invertia, Joaquín Coronado, experto energético y presidente de Build to Zero.
"Los ciclos combinados (centrales térmicas de gas) no son capaces de ayudar a equilibrar la tensión en la red a la velocidad que se necesita cuando hay tanta fotovoltaica que en tan sólo uno o dos segundos empiezan a generar a la vez entrando en el sistema".
Los ciclos combinados necesitan unos minutos, mientras que la fotovoltaica segundos. "La fotovoltaica cambia rapidísimamente en unos segundos y eso puede generar problemas de tensión".
Las gigabaterías
Ese mismo escenario se vivió hace años en California y han encontrado la solución para mantener estable la red eléctrica de su territorio: el despliegue masivo de baterías.
California se ha convertido en la cuna de la revolución del almacenamiento en baterías y su ejemplo podría seguirse en todo el mundo.
Las consecuencias de aquellos apagones del pasado han impulsado un auge en el desarrollo de gigabaterías. Gracias a las políticas estatales, la capacidad de almacenamiento de baterías de California se ha más que triplicado, alcanzando los 13 GW de energía, con planes de añadir otros 8,6 GW para 2027, según la firma de investigación BNEF.
La mayoría de las baterías que se utilizan actualmente para almacenamiento pueden descargar energía a plena potencia durante un máximo de dos a cuatro horas, lo que significa que su uso varía según la región y el sistema eléctrico.
La creciente demanda de energía, impulsada por centros de datos, preocupaciones, la seguridad de la red y un exceso de suministro renovable, ha impulsado a que las baterías se conviertan en un engranaje crucial en el sistema energético de California, especialmente con la caída en picado de sus costes.
Ahora, a medida que la energía solar barata y abundante inunda la red al mediodía, cientos de instalaciones de baterías almacenan la energía y la descargan por la noche, cuando la gente regresa del trabajo y la demanda, así como los precios, se disparan.
Eso ha reforzado la red, ampliado el uso de energías renovables en el estado y reducido su dependencia de los combustibles fósiles.
Elliot Mainzer, presidente del Operador Independiente del Sistema de California (Caiso), que gestiona el flujo de energía en la mayor parte del estado, dijo a Financial Times que los apagones de 2020 fueron "una clara llamada a la acción" y que las baterías han "agregado una dimensión completamente nueva de capacidad".
Las "rampas" solares
En California se está complicando mucho la gestión de las rampas de bajada y subida del “hueco térmico”, es decir, la demanda neta que tienen que satisfacer los ciclos combinados (y las baterías) después de descontar la producción solar y eólica, explica Coronado.
En particular es compleja la gestión de la rampa de subida que se les pide a las térmicas de gas en las tardes, cuando la generación fotovoltaica baja rápidamente y la demanda sube (aún más por el efecto de que deja de producir el autoconsumo).
Por eso, California ISO ha trabajado para que esta transición diaria no comprometa la fiabilidad del sistema, pero que también la energía renovable no se desperdicie, "y ha ideado una integración de almacenamiento que no sólo se utiliza para cargar en las horas solares".
De esa forma, "se reduce el vertido fotovoltaico, y además se utilizan las baterías cargando en la rampa solar de la mañana y descargando en la de la tarde (independientemente del arbitraje de precios) para que la gestión de los ciclos combinados sea más fácil y sus rampas algo más lentas".
Altos precios
Pero este escenario tiene un 'pero': el precio que pagan finalmente los consumidores en sus facturas. El precio promedio de la electricidad en California en octubre de 2025 está rondando los 33 centavos de dólar por kWh, lo que le sitúa entre los más altos de Estados Unidos.
Las tarifas han aumentado sustancialmente en los últimos años y se estima que seguirán subiendo por el impulso a la transición energética y los costes asociados.
"No pasa nada que en el estado norteamericano del ocio, el cine, la tecnología, las botellas de vino de 600 euros la unidad o el turismo de calidad se paguen esos precios tan altos, el problema es que si queremos hacer lo mismo en España, los ciudadanos no están en su misma situación económica", concluye el experto.
