Un año después del 28A, la pregunta no es si podemos evitar el próximo apagón. La pregunta es si vamos a construir el sistema distribuido que lo haga menos probable y, cuando ocurra, menos devastador. La tecnología está, ahora falta que la regulación la acompañe.
El 28 de abril de 2025, a las 12:33 del mediodía, la Península Ibérica se quedó a oscuras. Cinco segundos bastaron para que un incidente en la red de transporte cascadeara hasta desconectar España y Portugal del sistema eléctrico europeo. Durante horas, 60 millones de personas vivieron sin electricidad. Hospitales, trenes, comercios, semáforos, servicios esenciales. Un recordatorio brutal de que la electricidad no es un servicio: es la infraestructura sobre la que se sostiene todo lo demás.
Un año después, la conversación pública sobre lo que ocurrió se ha centrado en dos frentes: el mix de generación y la red de transporte. Se ha debatido sobre la penetración de renovables, sobre la inercia síncrona, sobre los protocolos de protección. Son conversaciones necesarias. Pero hay una pieza del puzzle que sigue fuera del debate principal, y que desde la industria consideramos crítica: el almacenamiento distribuido en el consumidor industrial.
La respuesta más rápida no está en el debate
Cuando un sistema eléctrico pierde equilibrio entre generación y demanda, la frecuencia se desvía. Si la desviación es grande y rápida, las protecciones actúan, se desconectan grupos, y el sistema colapsa. Esto es lo que ocurrió el 28A. Los recursos convencionales para estabilizar la frecuencia —generadores síncronos grandes, hidráulica— tienen tiempos de respuesta medidos en segundos. En un sistema cada vez más descarbonizado, esos segundos son demasiado largos.
El almacenamiento distribuido a nivel de consumidor industrial —baterías de litio-ferrofosfato instaladas en polígonos, fábricas, naves logísticas— responde en milisegundos. Inyecta o absorbe potencia antes de que la desviación de frecuencia escale. No sustituye al transporte, no sustituye a la generación; la complementa. Es la capa rápida de un sistema que, cada vez más, necesita arquitectura en capas.
Lo que la tecnología ya permite hoy
Conviene ser precisos: no hablamos de tecnología experimental. Hablamos de equipos comerciales ya hoy instalados en miles de emplazamientos en EuropaUn sistema BESS (Battery Energy Storage System) conectado a un cuadro industrial da una respuesta rápida de frecuencia (FCR/aFRR), permitiendo inyección o absorción de potencia en milisegundos para estabilizar desviaciones. Facilita el soporte de tensión local, compensación reactiva que alivia caídas de tensión en puntos débiles de la distribución.
El BESS también facilita un arranque en isla, capacidad de sostener una microgrid local durante el tiempo necesario para evitar paros críticos. Asegura la descongestión de la red de distribución, permitiendo absorber producción fotovoltaica local excedentaria y devolverla en horas valle, aliviando líneas saturadas. Y también permite alcanzar inercia sintética, esto es una emulación del comportamiento inercial de un generador síncrono mediante control avanzado del inversor.
Nada de esto es exótico. Es lo que ya hace un inversor bidireccional moderno, con el firmware adecuado y un sistema de control conectado a un agregador. La capacidad técnica está desplegada. Lo que falta no es tecnología: es marco regulatorio y señales de precio.
El hueco regulatorio
España publicó en febrero el Real Decreto 88/2026, que regula la figura del Agregador Independiente. Es un paso importante. Por primera vez, el marco reconoce que un operador puede agregar la flexibilidad de múltiples consumidores y participar con ella en los mercados de servicios de ajuste. Es la pieza legal que permite monetizar lo que una batería industrial hace técnicamente.
Pero el marco se queda corto en tres frentes que, desde la industria, vemos imprescindibles. Primero, las señales de precio. Los servicios rápidos (FCR, respuesta subsegundo) siguen sin remunerar adecuadamente la velocidad del almacenamiento distribuido frente a recursos convencionales. Un generador síncrono y una batería no aportan el mismo servicio técnico cuando hablamos de estabilidad dinámica, y el mercado debería reflejarlo.
Segundo, la integración con la distribución. Hoy, un BESS instalado en un polígono industrial aporta valor al operador de transmisión, pero casi ningún mecanismo permite al operador de distribución contratarlo para aliviar congestiones locales. La descongestión de redes de distribución es uno de los servicios donde el almacenamiento distribuido es imbatible en coste, y está regulatoriamente invisible.
Tercero, la resiliencia local. El 28A demostró que, ante una caída sistémica, los últimos kilómetros son los que importan. Un hospital con un BESS industrial correctamente configurado puede sostener sus cargas críticas sin depender del diésel. Un polígono puede preservar procesos que, de pararse, cuestan millones. El marco actual no incentiva esta capacidad: la trata como una excentricidad del propietario, no como un servicio público remunerable.
Distribuir es más barato que centralizar
Hay un argumento económico que a veces se pierde en el debate. Reforzar la red de transporte para alcanzar niveles equivalentes de resiliencia exigirá inversiones de decenas de miles de millones de euros en los próximos quince años. Una fracción de esa inversión, desplegada en almacenamiento distribuido en consumidores industriales con señales regulatorias correctas, aportaría más estabilidad sistémica, más rápido, y con menor impacto territorial.
No es una alternativa: es un complemento imprescindible. Un sistema eléctrico descarbonizado solo es estable si es distribuido.
Qué deberíamos aprender del 28A
El aniversario del apagón ibérico no debería leerse como un evento aislado, sino como el primer ensayo general de lo que nos espera en una red cada vez más renovable. Los próximos diez años van a traer más momentos como ese si no construimos las capas de estabilidad que hoy están solo parcialmente desplegadas.
La industria española de almacenamiento —fabricantes, integradores, ingenierías— tiene la capacidad técnica e industrial para desplegar esa capa. Lo que necesitamos del regulador es menos cautela y más ambición: tarifas de servicios rápidos alineadas con el valor técnico real, mecanismos de contratación por parte del operador de distribución, y un marco explícito que reconozca la resiliencia local como un bien público remunerable.
Un año después del 28A, la pregunta no es si podemos evitar el próximo apagón. La pregunta es si vamos a construir el sistema distribuido que lo haga menos probable y, cuando ocurra, menos devastador. La tecnología está. Toca que la regulación la acompañe.
Iván Olivares es CEO de Vector Energy.
Esta tribuna puede reproducirse libremente citando a sus autores y a EFEverde.
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Este blog de «influencers verdes» fue creado por Arturo Larena y ha sido finalista en los Premios Orange de Periodismo y Sostenibilidad 2023 en la categoría de «nuevos formatos».
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