El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC), publicado en el BOE el 25 de marzo de 2021, apuntó a 6 GW de almacenamiento —3,5 GW de bombeo hidráulico y 2,5 GW de baterías— pero sin protocolos para aportar inercia virtual ni condensadores síncronos. En septiembre de 2024, el Real Decreto 986/2024 elevó la meta a 22,5 GW, incluyendo ayudas y proyectos piloto, pero volvió a posponer la integración masiva de esos sistemas de apoyo a la estabilidad.

Esta priorización respondía en gran parte al alto coste de las baterías en 2020–2021 y al rápido despliegue de potencia renovable para cumplir objetivos climáticos. Sin embargo, la demora en las interconexiones con Francia —retrasadas hasta 2035— ha dejado a España vulnerable a variaciones bruscas de generación.

2. Lecciones del apagón (blackout) y riesgo de recurrencia

La ausencia de inercia mecánica y la limitada flexibilidad hicieron que una caída súbita de generación disparase desestabilizaciones en toda la península. Sin refuerzos inmediatos, un evento meteorológico extremo o un fallo en grandes plantas renovables podría disparar un nuevo apagón (blackout).

Las regiones insulares —Canarias y Baleares— ya han empezado a desplegar condensadores síncronos con éxito, demostrando su eficacia para mantener el voltaje y la frecuencia en situaciones críticas.

3. Soluciones urgentes para blindar la red

Para evitar otro colapso, es imprescindible:

• Acelerar el despliegue de baterías con inercia virtual: Instalar al menos 5 GW adicionales en los próximos dos años, con sistemas capaces de responder en milisegundos.
• Desplegar condensadores síncronos en nudos estratégicos de alta tensión, replicando la experiencia insular.
• Anticipar las interconexiones con Francia y Portugal antes de 2030, diversificando orígenes y reforzando la red europea.
• Unificar y simplificar el régimen de ayudas y permisos, reduciendo plazos administrativos para proyectos de almacenamiento y flexibilidad.
• Revisar el PNIEC y el Plan de Desarrollo de la Red (2026-2030), incluyendo explícitamente protocolos de gestión de inercia y reservas síncronas.

EN DETALLE

En España, el último Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030 fue aprobado el 25 de marzo de 2021, incluyendo un objetivo de 6 GW de almacenamiento (3,5 GW bombeo hidráulico y 2,5 GW baterías) sin protocolos específicos para aportar inercia virtual o condensadores síncronos.

Su Actualización 2023-2030, sometida a evaluación en septiembre de 2024 y aprobada por el Real Decreto 986/2024 el 24 de septiembre, eleva el objetivo de almacenamiento a 22,5 GW, pero aún no incluye despliegue masivo de baterías para inercia ni condensadores síncronos en la red peninsular, tecnologías que tras el apagón de abril de 2025 han demostrado ser clave. Las omisiones responden a prioridades regulatorias y al estado de madurez tecnológica en 2020–2021, así como a retrasos en interconexiones con Francia, dejando a la red ibérica más vulnerable a oscilaciones de potencia. Para evitar un nuevo blackout, es urgente acelerar inversiones en almacenamiento, inercia virtual, condensadores síncronos y fortalecer las interconexiones.

1. Planificación energética y almacenamiento

1.1 PNIEC 2021-2030: capacidad y lagunas

El PNIEC 2021-2030, aprobado el 25 marzo 2021, consagró un ambicioso despliegue renovable (74 % de la generación en 2030) pero destinó solo 6 GW a almacenamiento —3,5 GW de bombeo hidráulico y 2,5 GW de baterías— sin incorporar protocolos para inercia virtual o condensadores síncronos en la red peninsular, tecnologías poco maduras entonces.

1.2 Actualización PNIEC 2023-2030

La Actualización 2023-2030, evaluada ambientalmente a partir del 9 septiembre 2024 y aprobada el 24 septiembre 2024 por Real Decreto 986/2024, eleva el almacenamiento a 22,5 GW. Incluye líneas de ayudas, proyectos piloto y fomento del hidrógeno verde, pero mantiene el foco en potencia renovable y eficiencia, aplazando la integración de soluciones específicas de inercia.

1.3 Estrategia de Almacenamiento Energético

El Gobierno aprobó la Estrategia de Almacenamiento Energético en febrero 2021, con una meta de 20 GW para 2030 (8,3 GW disponibles en ese momento) y 66 medidas de despliegue. Sin embargo, su implementación ha sido lenta y no garantizó la rápida instalación de baterías capaces de inyectar inercia virtual.

1.4 Componente 8 del PRTR

El Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR) incluye la “Componente 8: Infraestructuras eléctricas, redes inteligentes, flexibilidad y almacenamiento”, con 700 M€ de ayudas en 2025 para proyectos de almacenamiento que aporten 2,5–3,5 GW adicionales. Estas inversiones tardarán años en materializarse si no se aceleran los plazos.

2. Motivos de las omisiones iniciales

2.1 Madurez y costes

En 2020–2021, el coste de las baterías era elevado y se priorizó el bombeo hidráulico, única solución masiva y económica por kWh almacenado. La tecnología de condensadores síncronos, que aporta inercia mecánica inmediata, empezó a desplegarse en 2024 solo en sistemas insulares.

2.2 Priorización renovable

Los esfuerzos iniciales se centraron en instalar potencia renovable, para cumplir objetivos climáticos, relegando ajustes en la red y protocolos de inercia, lo que dejó a la red peninsular más vulnerable ante oscilaciones de potencia.

2.3 Retrasos normativos y de interconexión

La demora en los proyectos de interconexión con Francia (pospuestos hasta 2035) elevó la necesidad de almacenamiento interno, que no estaba plenamente desplegado en 2021. Además, el mosaico de ayudas y regulaciones ha ralentizado las inversiones coordinadas.

3. Riesgo de repetición y soluciones urgentes

3.1 Vulnerabilidad sistémica

Sin refuerzos inmediatos, España podría sufrir un nuevo apagón (blackout) ante una caída súbita de generación o una oscilación severa, dada su baja inercia y limitadas interconexiones.

3.2 Medidas prioritarias

• Aceleración de baterías a gran escala (> 5 GW en 2 años) con control de inercia virtual.
• Despliegue de condensadores síncronos en puntos críticos de la red peninsular, como se ha hecho en Canarias y Baleares.
• Finalizar interconexiones con Francia y Portugal antes de 2030.
• Unificación y simplificación de ayudas y trámites regulatorios para proyectos de almacenamiento y flexibilidad.

3.3 Planificación a largo plazo

La próxima revisión del PNIEC y los Planes de Desarrollo de la Red de Transporte (2026-2030) deben incluir explícitamente protocolos de gestión de inercia, reservas síncronas y un marco único de financiación para almacenamiento y flexibilidad, garantizando la estabilidad del sistema eléctrico ibérico y reduciendo el riesgo de futuros apagones.

Con estas acciones coordinadas, España podrá cumplir su obligación de planificar, fortalecer su sistema eléctrico y evitar que un incidente similar vuelva a dejar a millones de usuarios sin suministro.

Autoría: María García. Ingeniera de Energía y Analista de Redes Eléctricas

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