El electrón no hace cola: el error de escena del DL 15/2022 y la ilusión de la energía barata

Se oye con regularidad a los responsables políticos anunciar, con entusiasmo, récords de megavatios renovables instalados o metas de descarbonización inscritas en una norma. El relato consagrado en el Decreto-Ley n.º 15/2022, de 14 de enero — que establece la organización y el funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) portugués, transponiendo la Directiva (UE) 2019/944 y, en parte, la Directiva (UE) 2018/2001 — prometió un modelo descentralizado: el consumidor como agente activo, electricidad más barata y una red gestionada de forma flexible por vía digital.

Como ingeniero con práctica en la integración conjunta de sistemas complejos, me corresponde aplicar a este relato el tamiz técnico que exige. La física aplicada no se subordina a los decretos-ley, y la electricidad no se gestiona con eslóganes. Importa, pues, separar el objetivo político — legítimo e ineludible — de las premisas de ingeniería en que se apoya su ejecución.

1. El error de la autopista sin firme: potencia instalada frente a potencia disponible

El articulado del DL 15/2022 se organizó en torno a la simplificación del control previo y la maximización de la capacidad de acogida de la Red Eléctrica de Servicio Público (RESP), favoreciendo la conexión de generación renovable descentralizada. El supuesto implícito fue que la acumulación de potencia nominal instalada constituiría, por sí sola, el indicador de éxito de la transición.

El error está en la magnitud elegida. Construir una autopista para 1.000 vehículos es irrelevante si esos vehículos solo circulan cuando hay sol o viento. Portugal dispone hoy de una potencia nominal instalada muy superior a la punta máxima de consumo nacional (del orden de dos veces y media la demanda máxima observada). El problema ya no es la cantidad nominal; es la disponibilidad firme en el instante en que el sistema afronta una situación crítica.

La distinción está normalizada en el análisis de cobertura del sistema (adequacy) mediante el concepto de crédito de capacidad (capacity credit): la fracción de la potencia nominal que puede contabilizarse como firme a efectos de seguridad de suministro. Para la solar y la eólica, ese valor es una pequeña fracción de la potencia instalada y se degrada precisamente en las horas de mayor tensión del sistema. La potencia intermitente no es potencia firme.

2. El error de la inercia: el soporte invisible que evita el apagón

Las centrales convencionales operan con máquinas síncronas rotativas — turboalternadores de gran masa — acopladas físicamente a la frecuencia de la red. La energía cinética almacenada en esas masas en rotación constituye la inercia síncrona, el soporte invisible e instantáneo de la estabilidad del sistema. Cuando se pierde súbitamente generación o carga, es esta inercia la que limita la velocidad de variación de la frecuencia antes de cualquier actuación de control.

Esta dinámica la describe la ecuación de oscilación (swing equation). En primera aproximación, la tasa de variación de la frecuencia (ROCOF) tras un desequilibrio de potencia ΔP es:

ROCOF = df/dt ≈ (f₀ · ΔP) / (2 · H_sys · S_sys)

donde f₀ es la frecuencia nominal (50 Hz), H_sys la constante de inercia agregada del sistema y S_sys la potencia aparente de las máquinas síncronas acopladas. La lectura es directa: a medida que la generación síncrona es desplazada por inversores electrónicos sin compensación equivalente, H_sys disminuye y el ROCOF se dispara ante la misma perturbación. La ventana temporal para que actúen las protecciones y los servicios de regulación se comprime de segundos a milisegundos.

El modelo subyacente al DL 15/2022 trató la red de forma cercana a un bus de flujo de datos — energía que entra y sale por inversores —, infravalorando esta función de estabilización. La integración de generación basada en inversores plantea, en rigor, dos problemas distintos que no deben confundirse: la erosión de la inercia síncrona (estabilidad de frecuencia) y la degradación del control de tensión y de potencia reactiva (estabilidad de tensión). Ambos resultan del mismo fenómeno de fondo — la sustitución de máquinas síncronas por electrónica de potencia — y ambos los abordan los códigos de red europeos, en particular el Requirements for Generators (Reglamento (UE) 2016/631 — RfG), que prevé requisitos de respuesta y la evolución hacia convertidores formadores de red (grid-forming) e inercia sintética.

Nota técnica. El apagón ibérico del 28 de abril de 2025 — clasificado por ENTSO-E como evento de escala 3 (apagón), el más grave del sistema europeo en más de dos décadas — no fue, según el informe final del panel de expertos de ENTSO-E, un colapso primario de frecuencia por déficit de inercia. La causa raíz documentada fue la conjunción de inestabilidad oscilatoria (modos locales a ~0,63 Hz e interárea a ~0,2 Hz), control de tensión inadecuado y gestión deficiente de la potencia reactiva, que provocaron una subida rápida de la tensión y desconexiones sucesivas de generación en España (más de 2,5 GW en segundos), pérdida de sincronismo y colapso. La baja inercia no fue el detonante, pero es el factor agravante que reduce el margen de maniobra: en una red dominada por la electrónica de potencia, las perturbaciones se propagan más deprisa y el punto de no retorno se alcanza en un intervalo menor. El episodio es, por tanto, el primer aviso real de la fragilidad arquitectónica de una red con soporte síncrono insuficiente, siempre que se describa con precisión de qué fragilidad se trata.

3. La ilusión del precio cero (por qué lo barato sale caro)

Se argumenta con frecuencia que la aparición de precios nulos o negativos en el mercado mayorista (spot) demuestra el éxito financiero del modelo. El consumidor infiere, con lógica aparente, que la factura se reducirá. Se trata de una miopía de mercado.

El precio mayorista refleja solo el coste marginal de la energía. Para que la red no colapse ante la intermitencia, el gestor global del SEN está obligado a contratar, fuera del mercado de energía, servicios de ajuste (reservas de regulación de frecuencia — FCR, aFRR, mFRR — y control de tensión) y capacidad gestionable de reserva, que se activan cada vez que la meteorología falla. A ellos se suman los costes de redespacho y de gestión de congestiones.

Además, el régimen instituyó conexiones flexibles con restricciones, que se traducen en la imposición de vertidos (curtailment) o reducciones de potencia sin indemnización, degradando la previsibilidad y la calidad de servicio (QoS) industrial. Este coste sistémico no se evapora: se traslada al componente de acceso a las redes de la factura — vía la tarifa de Uso Global del Sistema y los Costes de Interés Económico General (CIEG). De ahí la distinción indispensable entre el LCOE de la tecnología y el LCOE del sistema (system LCOE / coste ajustado por el valor), que internaliza estos cargos de integración. El precio de la energía puede tender a cero; el coste de la electricidad entregada con garantía, no.

4. Las baterías no son milagros

La planificación de la última década depositó una fe desproporcionada en el almacenamiento con baterías de corta duración. Una batería de una a dos horas de autonomía (BESS) presta servicios relevantes en la regulación rápida de frecuencia y en el desplazamiento parcial de puntas. Pero la física no se suspende por decreto.

Ante periodos prolongados de déficit eólico y baja producción solar — el fenómeno dunkelflaute —, las baterías de corta duración se agotan en un intervalo breve. El sistema sigue exigiendo generación firme y gestionable capaz de sostener días o semanas consecutivos: hidráulica de bombeo (que, al ser síncrona, contribuye también a la inercia), gas natural como tecnología de transición y, en el horizonte estratégico, la energía nuclear. La estabilidad de tensión y de frecuencia puede además restablecerse en parte con compensadores síncronos, pero ello exige una planificación deliberada, ausente del decreto.

Síntesis comparativa

Conclusión: menos propaganda, más ingeniería de sistema

El verdadero bloqueo del desarrollo energético del país no reside en las burocracias ni en los informes ambientales, como a veces se alega para justificar el desfase de las metas. Reside en la ausencia de pensamiento eléctrico sistémico.

La transición energética es un camino necesario e ineludible, pero exige competencia técnica, realismo económico y respeto absoluto por las leyes de la física aplicada. Cambiar el régimen jurídico sobre el papel es un acto político relativamente fácil; garantizar que la electricidad se entrega con estabilidad de frecuencia y de tensión, y con seguridad de suministro permanente, es ingeniería de sistemas.

Portugal no necesita menos naturaleza para instalar más paneles. Necesita más ingeniería para construir un sistema eléctrico seguro, competitivo y racional.

Menos propaganda energética. Más ingeniería de sistema.

Fuentes y referencias

• Decreto-Ley n.º 15/2022, de 14 de enero — texto oficial (Diário da República): files.dre.pt — versión consolidada (PGDL): pgdlisboa.pt
• Directiva (UE) 2019/944 (mercado interior de la electricidad): eur-lex.europa.eu
• Directiva (UE) 2018/2001 (fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables): eur-lex.europa.eu
• Reglamento (UE) 2016/631 — código de red Requirements for Generators (RfG): eur-lex.europa.eu
• ENTSO-E — apagón ibérico del 28 de abril de 2025, informe final del panel de expertos (nota de prensa, 20/03/2026): entsoe.eu
• ENTSO-E — repositorio de informes y datos del incidente (factual y final): entsoe.eu

Nota metodológica

Qué es esta página. Traducción al español del artículo publicado por el autor en LinkedIn el 18 de junio de 2026; la versión íntegra en portugués está en este sitio. El artículo no contiene cálculos propios más allá de la ecuación de oscilación en primera aproximación que cita; las cifras del apagón del 28 de abril de 2025 (escala 3, modos a ~0,63 Hz y ~0,2 Hz, más de 2,5 GW) son las del informe de ENTSO-E, como en el original.

Cambios de forma, no de fondo. En el original, la tabla comparativa aparecía como texto corrido (un defecto de la importación); aquí se redibuja como Tabla 1 con el mismo contenido. La ecuación se presenta en notación sencilla. El SEN es el Sistema Eléctrico Nacional portugués, la RESP su red de servicio público y los CIEG los costes de interés económico general que se cobran en las tarifas de acceso. Los enlaces son los del original.

Gaspar do Amaral · Original en portugués del 18 de junio de 2026, publicado en este sitio; traducción emitida el 30 de octubre de 2026 · Figuras y tablas © Aprecisa.com · Con ayuda de IA

Cómo citar: Gaspar do Amaral (2026). O Eletrão Não Espera em Fila: O Erro de Palco do DL 15/2022 e a Ilusão da Energia Barata. Zenodo. https://doi.org/10.5281/zenodo.23814400 · Archivo permanente en Zenodo.