Sala de control eléctrico con pantallas mostrando la frecuencia y la tensión de la red en tiempo real, y al fondo, a través de un ventanal, una instalación de baterías BESS junto a una subestación. Ambiente de alta tecnología, sensación de control y estabilidad.
Alt text: «Sistema BESS aportando estabilidad de frecuencia y tensión a la red eléctrica española tras el apagón»
A las 12:33 del 28 de abril de 2025, la Península Ibérica sufrió el mayor apagón de su historia reciente. En apenas cinco segundos, el sistema eléctrico pasó de la normalidad al colapso total, dejando sin luz a millones de personas y a la industria de España y Portugal. No fue un ciberataque ni un sabotaje: fue un problema estructural de estabilidad de la red.
Más de un año después, con los informes oficiales sobre la mesa, la lección es clara: una red dominada por energías renovables necesita nuevos recursos que aporten firmeza, inercia y capacidad de respuesta instantánea. Y ahí, los sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) han pasado de ser una opción de eficiencia a convertirse en una infraestructura crítica de seguridad. Te explicamos, desde la ingeniería, qué falló aquel día y cómo el almacenamiento avanzado evita que vuelva a ocurrir.
Qué falló el 28 de abril de 2025: una crisis de tensión e inercia
El informe presentado por el Gobierno en junio de 2025 concluyó que el apagón se debió a una sobretensión de origen multifactorial. No hubo un único culpable, sino una cadena de fallos: oscilaciones de frecuencia y tensión, un control dinámico de la tensión insuficiente y desconexiones en cascada de instalaciones de generación. Red Eléctrica determinó que hubo generación que se desconectó de forma incorrecta y otra que no cumplió con la normativa de control de tensión (procedimiento de operación PO 7.4).
El análisis europeo de ENTSO-E, elaborado por casi medio centenar de especialistas, calificó el evento como el más grave en más de dos décadas en Europa y aportó un dato revelador: ese día, la solar y la eólica representaban más del 60% de la generación activa. Esa altísima penetración renovable, sin suficientes recursos que aportaran inercia, habría dificultado contener las oscilaciones que llevaron al sistema a un punto de no retorno. En otras palabras: los mecanismos de defensa actuaron, pero fueron insuficientes. El contexto de fondo lo abordamos en por qué el almacenamiento energético es clave en España.
Inercia, frecuencia y tensión: los pilares invisibles de una red estable
Para entender la solución, primero hay que entender tres conceptos que sostienen cualquier red eléctrica y que operan de forma invisible hasta que fallan.
Inercia. Tradicionalmente, las grandes turbinas de las centrales térmicas, nucleares e hidráulicas giran a miles de revoluciones. Esa masa rotante almacena energía cinética que actúa como un volante de inercia: ante un desequilibrio súbito, amortigua el golpe y da tiempo al sistema a reaccionar. Los paneles solares y los aerogeneradores modernos, conectados mediante electrónica de potencia, no aportan esa inercia física de forma natural.
Frecuencia. La red europea funciona a 50 Hz. Es el pulso del sistema: si la generación y la demanda no están perfectamente equilibradas en cada instante, la frecuencia se desvía. Una caída pronunciada dispara las protecciones y desconecta equipos en cascada, exactamente lo que ocurrió el 28-A.
Tensión. Es la presión eléctrica del sistema. Su control debe ser dinámico y local; cuando se descontrola —como sucedió aquel día— la sobretensión daña equipos y provoca desconexiones de protección que agravan el problema.
El reto de una red con poca inercia
A medida que España avanza hacia una generación mayoritariamente renovable, la inercia disponible disminuye. Una red con poca inercia es una red nerviosa: reacciona de forma más brusca ante cualquier perturbación y tiene menos margen para corregir. El apagón demostró que este no es un problema teórico de futuro, sino un riesgo operativo presente. La pregunta ya no es si hay que reforzar la estabilidad, sino con qué tecnología hacerlo.
Grid forming: cómo las baterías pasan de seguir la red a formarla
Aquí está el cambio de paradigma. La mayoría de inversores renovables funcionan en modo grid following (siguen la red): necesitan una referencia de tensión y frecuencia ya existente para operar. Si esa referencia se tambalea, se desconectan. Los sistemas BESS de última generación operan en modo grid forming (forman la red): son capaces de establecer y sostener por sí mismos la tensión y la frecuencia, comportándose como el ancla del sistema en lugar de depender de él.
Inercia sintética con inversores VSM
Los inversores grid forming avanzados incorporan algoritmos de máquina síncrona virtual (VSM) que replican electrónicamente el comportamiento de una turbina real. Aportan inercia sintética: ante un cambio brusco de generación o consumo, la batería inyecta o absorbe potencia en milisegundos, imitando el efecto amortiguador del volante de inercia físico. Es la respuesta directa a la carencia que agravó el apagón.
Respuesta rápida de frecuencia
Un BESS reacciona a las desviaciones de frecuencia mucho más rápido que cualquier central convencional: en fracciones de segundo, frente a los segundos o minutos que necesita una turbina para variar su producción. Esta respuesta rápida de frecuencia convierte a las baterías en el recurso ideal para prestar los servicios de ajuste y de regulación que mantienen el sistema dentro de sus márgenes de seguridad, un flujo de ingresos que se apila con el arbitraje energético y que orquesta el EMS de la instalación.
Black start: el arranque en negro que reconstruye el sistema
La capacidad más estratégica de un BESS grid forming es el black start o arranque en negro: la habilidad de volver a levantar la red desde cero tras un apagón total, sin necesidad de una fuente externa de energía. Es, literalmente, la función que permite reconstruir el sistema cuando todo se ha caído.
Y ya no es teoría. En 2026, el fabricante Sungrow validó con certificación independiente de TÜV Rheinland un arranque en negro en menos de 20 segundos: su sistema de almacenamiento estableció la tensión de la instalación en 19 segundos y restauró cargas e infraestructura sin apoyo externo. En paralelo, en España se han entregado los primeros estudios oficiales de grid forming para proyectos de baterías, con más de 500 simulaciones por parque para demostrar estas capacidades conforme a los requisitos de Red Eléctrica. El almacenamiento capaz de estabilizar y reiniciar la red está dejando de ser una promesa para convertirse en un requisito técnico verificable.
De coste a activo estratégico: qué implica para tu proyecto
La consecuencia para promotores y empresas industriales es doble. Por un lado, regulatoria y comercial: Red Eléctrica exige cada vez más capacidades de estabilidad a las nuevas instalaciones, y esos mismos servicios —regulación de frecuencia, control de tensión, inercia, black start— son remunerados. La estabilidad deja de ser un coste para transformarse en una fuente de ingresos. Es la misma lógica que sostiene el nuevo mercado de capacidad en España, que paga a los activos por aportar firmeza al sistema.
Por otro lado, es una cuestión de diseño. No todos los BESS aportan estas capacidades: depende de la electrónica de potencia, del tipo de inversor y de la configuración del sistema. Elegir tecnología grid forming desde el inicio del proyecto es lo que separa una batería que solo almacena energía de una que, además, blinda la resiliencia de tu instalación y del conjunto de la red. Si quieres repasar los componentes que hacen esto posible, los detallamos en nuestra guía definitiva sobre sistemas BESS.
El apagón del 28-A marcó un antes y un después. España ha entendido que la transición energética no consiste solo en generar más renovable, sino en construir una red capaz de sostenerla. En Polestar Energy diseñamos sistemas de almacenamiento preparados para ese futuro: activos que rentabilizan cada electrón y, al mismo tiempo, aportan la firmeza que el sistema eléctrico necesita.
Preguntas frecuentes sobre estabilidad de red y sistemas BESS
¿Un sistema BESS habría evitado el apagón del 28 de abril de 2025?
Ningún activo aislado evita por sí solo un fallo sistémico, pero una mayor presencia de baterías con capacidad grid forming habría aportado inercia sintética y respuesta rápida de frecuencia, ayudando a amortiguar las oscilaciones y a contener la cascada de desconexiones que llevó al colapso. Es exactamente el tipo de recurso cuya carencia señalaron los informes.
¿Qué diferencia hay entre grid following y grid forming?
Un inversor grid following necesita una red ya estable como referencia y se desconecta si esta falla. Un inversor grid forming establece y sostiene por sí mismo la tensión y la frecuencia, aportando estabilidad activa e incluso permitiendo reiniciar la red tras un apagón (black start).
¿Qué es la inercia sintética?
Es la capacidad de un inversor avanzado (con algoritmos de máquina síncrona virtual, VSM) de imitar electrónicamente el efecto amortiguador de las turbinas convencionales, inyectando o absorbiendo potencia en milisegundos para estabilizar la frecuencia ante perturbaciones.
¿Es rentable invertir en un BESS con capacidades de estabilidad?
Sí. Además de sus usos habituales de arbitraje y peak shaving, los servicios de estabilidad (regulación de frecuencia, control de tensión, black start) están remunerados, y la firmeza se paga a través del mercado de capacidad. La estabilidad se convierte así en una fuente adicional de ingresos que mejora el retorno del proyecto.
¿Cualquier batería puede prestar estos servicios?
No. Depende de la electrónica de potencia y del tipo de inversor. Solo los sistemas diseñados con tecnología grid forming pueden aportar inercia sintética y black start. Por eso conviene definir estas capacidades desde el diseño inicial del proyecto.
¿Quieres que tu proyecto aporte resiliencia y rentabilice los servicios de red?
En Polestar Energy diseñamos sistemas BESS con capacidades grid forming preparados para las exigencias de Red Eléctrica y para maximizar tus fuentes de ingresos. Solicita un estudio preliminar y construyamos un almacenamiento a prueba de apagones.