Respuesta regulatoria y el nuevo marco legal
El apagón del 28 de abril de 2025 ha forzado una transformación profunda de la normativa eléctrica española para adaptar la red a la realidad de las energías renovables.
La reforma del procedimiento de operación 7.4 (P.O. 7.4)
Una de las recomendaciones clave de todos los informes fue la actualización del P.O. 7.4. Esta reforma, impulsada por la CNMC y el MITECO, permite que las instalaciones renovables (asíncronas) utilicen su electrónica de potencia para gestionar de forma dinámica las variaciones de tensión.
Desde marzo de 2026, el sistema es más robusto porque las renovables ya no son agentes pasivos, sino que contribuyen activamente a la estabilidad de la tensión, lo que anteriormente era exclusivo de la generación síncrona.
El Real Decreto-ley 7/2026 y el Plan de respuesta
Publicado el 21 de marzo de 2026, este paquete legislativo introduce medidas críticas para evitar la repetición del «cero energético». Entre sus disposiciones destacan:
- Prestación por reserva de capacidad: Se vinculan los permisos de acceso y conexión al cumplimiento estricto de las obligaciones de disponibilidad y estabilidad de red, con caducidad automática en caso de incumplimiento.
- Transparencia operativa: Obliga a los gestores de red a publicar en tiempo real las capacidades de acceso y los eventos de inestabilidad detectados.
- Impulso al almacenamiento: El decreto declara la utilidad pública de los sistemas de almacenamiento (baterías y bombeo), considerándolos fundamentales para gestionar la variabilidad de las renovables y proporcionar soporte dinámico de tensión.
Expedientes sancionadores de la CNMC
La CNMC ha abierto un total de 56 expedientes sancionadores tras detectar irregularidades durante la auditoría del apagón. Es notable que veintitrés de estos expedientes se dirigen contra Iberdrola y diecisiete contra Endesa.
Red Eléctrica enfrenta un expediente muy grave por incumplimiento de sus funciones como Operador del Sistema.
Aunque la CNMC ha aclarado que a ninguna empresa se le puede atribuir la «responsabilidad directa única», las multas buscan corregir prácticas de gestión negligente que fragilizaron el sistema antes del colapso.
Implicaciones para la industria y el futuro de las renovables
El sector renovable ha utilizado el informe final de ENTSO-E para reivindicarse. La conclusión de que «no se trata de las renovables, sino del control de tensión» ha sido vista como una victoria frente a los sectores que pedían retrasar el cierre de las centrales nucleares basándose en la inestabilidad de las fuentes limpias.
La necesidad de sistemas Grid-Forming
La principal lección tecnológica es la transición de inversores grid-following (que necesitan que la red exista para funcionar) a inversores grid-forming (que pueden crear y estabilizar la red ellos mismos).
El uso de almacenamiento con baterías (BESS) junto con estos inversores avanzados es lo que permitirá, según UNEF y SolarPower Europe, que España alcance una penetración del 80 o 90 por ciento de renovables sin riesgo de nuevos apagones a cero.
De hecho, entre abril de 2025 y abril de 2026, la capacidad instalada de almacenamiento en España creció un 589 por ciento como respuesta directa a las lecciones del apagón.
La vulnerabilidad de la interconexión eléctrica
El apagón de 2025 puso de relieve que España seguía operando como una isla eléctrica con una capacidad de interconexión con Francia que no cumplía los objetivos de 2030.
La pérdida de sincronismo ocurrió en milisegundos cuando la red europea «se protegió» del caos ibérico desconectando las líneas transpirenaicas.
El informe del Senado concluyó que el Gobierno fue negligente al no acelerar las interconexiones, que habrían proporcionado el soporte de tensión necesario para absorber la oscilación de Badajoz sin colapsar.
Conclusión sobre la exoneración de las renovables
Tras un análisis exhaustivo de los registros de osciloscopía, los datos de los inversores y las consignas de los centros de control, la conclusión técnica es clara: las energías renovables han sido descartadas como el «motivo» o causa raíz del apagón en el sentido de insuficiencia de recurso o inestabilidad intrínseca insalvable.
El apagón del 28 de abril de 2025 fue el resultado de una «tormenta perfecta» multifactorial:
- Un detonante puntual en una planta fotovoltaica por un fallo de control interno (oscilación forzada).
- Un sistema frágil operando con márgenes de tensión excesivamente altos (435 kV) que no dejaban espacio para errores.
- Un fallo de respuesta de las tecnologías convencionales (gas y nuclear) que no cumplieron con su función de absorber potencia reactiva.
- Una normativa obsoleta que impedía a las renovables actuar como estabilizadoras de la red.
La crisis ha servido para acelerar la madurez técnica y regulatoria del sistema eléctrico español. La exoneración de las renovables ha venido acompañada de una exigencia técnica superior: ya no se les permite ser meros inyectores de energía, sino que ahora son responsables de la integridad física de la red.
Con la implementación del P.O. 7.4 y el despliegue masivo de almacenamiento, el sistema eléctrico peninsular ha pasado de ser una «isla vulnerable» a un laboratorio avanzado de transición energética, demostrando que un apagón a cero, por doloroso que sea económicamente, puede ser el catalizador necesario para una infraestructura eléctrica del siglo XXI.
Epilogo con más detalle
1. Funcionamiento de los nuevos inversores (Grid-Forming)
Históricamente, los inversores solares y eólicos eran de tipo grid-following (seguidores de red). Estos necesitan una señal de tensión y frecuencia ya establecida por centrales convencionales para funcionar y se limitan a inyectar corriente en esa red. Si la red cae o se vuelve inestable, estos inversores pierden su referencia y se desconectan.
Los nuevos inversores grid-forming (formadores de red) funcionan de manera opuesta:
- Fuente de tensión: Actúan como una fuente de tensión ideal, similar a un generador síncrono tradicional, creando su propia referencia de frecuencia y tensión.
- Inercia virtual: Utilizan algoritmos avanzados de control (como el Virtual Synchronous Machine o VSM) para emular la inercia física de las grandes masas rotatorias de las centrales nucleares o de gas.
- Autonomía: Permiten el black-start (arranque en negro), es decir, pueden restablecer el suministro en una zona a oscuras sin ayuda externa y operar en modo «isla».
- Respuesta ultra-rápida: Gracias a la electrónica de potencia, reaccionan ante oscilaciones en microsegundos, mucho más rápido que las pesadas turbinas mecánicas.
2. El aumento del 589 por ciento en la capacidad de baterías
Este crecimiento interanual (abril 2025 – abril 2026) representa el paso de una tecnología experimental a un pilar de seguridad nacional. En términos numéricos, la potencia instalada de baterías en la red de transporte pasó de apenas 28 MW en el momento del apagón a 193 MW un año después.
Este incremento supone tres cambios fundamentales:
- De eficiencia a gestión de riesgo: Las baterías ya no se instalan solo para ahorrar energía o desplazar carga, sino como herramientas críticas para evitar el colapso de la red ante perturbaciones rápidas.
- Soporte dinámico: Estas baterías, hibridadas con plantas renovables, proporcionan el soporte de tensión que faltó durante el incidente del 28 de abril.
- Reducción de vertidos: Permiten absorber los excedentes de energía limpia en horas de máxima producción que antes se perdían por falta de demanda o por cuellos de botella en la red.
- Crecimiento en el autoconsumo: Además de la gran red, las baterías en hogares y empresas crecieron un 119 por ciento, mejorando la resiliencia capilar del sistema.
3. Qué es y cómo funciona el «absorber energía reactiva»
La energía reactiva es un tipo de energía que circula por las redes eléctricas, pero no produce trabajo útil (como luz o calor). Sin embargo, es imprescindible para crear los campos magnéticos en transformadores y motores.
Su relación con la tensión es directa:
- Inyectar reactiva tiende a subir la tensión de la red.
- Absorber reactiva tiende a bajar la tensión de la red.
Durante el apagón de 2025, el problema fue una sobretensión (la tensión subió por encima de los 435 kV). Para frenar ese aumento, el sistema necesitaba que las centrales «absorbieran» la energía reactiva sobrante, actuando como una especie de «esponja» que empuja la tensión hacia abajo.
Gracias a la actualización del Procedimiento de Operación 7.4 (PO 7.4), las renovables ahora pueden usar su electrónica de potencia para absorber o inyectar esta energía de forma dinámica y automática según las necesidades de la red, algo que antes del apagón hacían de forma muy limitada o con factores fijos que no ayudaban en situaciones de crisis
