El apagón general sufrido en España el pasado 28 de abril ha puesto en evidencia las debilidades de la red eléctrica española y las urgencias en materia de resiliencia, autoconsumo y almacenamiento energético. El 60% de la generación eléctrica desapareció en solo 5 segundos. En esta entrevista con Franc Comino, CEO de sonnen Spain, profundizamos en los argumentos técnicos, regulatorios y de mercado que rodean el almacenamiento en baterías, el autoconsumo y la transformación que afrontan tanto la red como los usuarios.
Comino defiende que sin una regulación que reconozca el aporte del almacenamiento distribuido y permita la participación en estos sistemas en la red, España seguirá pagando los costes de soluciones parciales y costosas. El futuro pasa por abrir los mercados a los recursos distribuidos y fomentar la autosuficiencia energética real.
¿Cómo se posiciona sonnen sobre el impacto del blackout general en España y cortes recurrentes en el suministro en Catalunya y Canarias?
La apagada general, o apagón masivo, demostró las graves tensiones estructurales de la red. La red está extremadamente tensionada. Llevamos más de dos años alertando que, con más de 2.500 baterías ya instaladas por toda España, se han detectado problemas recurrentes por bajas frecuencias y elevados niveles de tensión, lo que provoca paradas automáticas en estas instalaciones.
Frente a esta realidad, la única respuesta ha sido impulsar la llamada batería virtual, una solución que consideramos un "tiro en el pie" para el sector, porque limita el potencial real del almacenamiento físico y su aportación a la calidad y estabilidad de la red. Recordemos que las baterías físicas regulan la curva de pato y evitan la congestión de la demanda.
¿Por qué creéis que el almacenamiento distribuido no ha tenido aún la importancia que debería en la regulación española?
En primer lugar, existe una falta de visibilidad de las más de 500.000 instalaciones de autoconsumo solares, que no están registradas ni controladas en tiempo real, lo que impide saber cuánta energía pueden aportar al sistema en situaciones críticas y evitar así sorpresas en la estabilidad de la red.
Hasta hoy, las normativas no facilitan que estos recursos distribuidos puedan participar en tiempo real aportando resiliencia al sistema. Carecemos de incentivos regulatorios para implementar almacenamiento masivo y todavía no tenemos una señal de precio que reconozca su valor para evitar apagones.
Habláis de inercia renovable y su ausencia en el sistema español. ¿Qué es y cómo puede contribuir el almacenamiento?
La inercia renovable o sintética proviene de sistemas electrónicos como las baterías. Mientras otros países han dotado su red de inercia renovable, en España seguimos dependiendo en gran parte de la inercia de centrales hidroeléctricas, nucleares y de ciclo combinado. Las baterías pueden ofrecer servicios de regulación primaria en cuestión de 1,5 segundos, aportando energía o absorbiendo excesos para regular la frecuencia, tal y como hacen otros mercados avanzados como Alemania, Australia o Estados Unidos. Sin embargo, la regulación primaria está cerrada a los recursos distribuidos en España, impidiendo que las baterías ayuden de manera efectiva al sistema.
¿Podrías dar ejemplos internacionales del uso de baterías residenciales para estabilizar la red?
Alemania es un referente: dispone de 20GWh de sistemas de almacenamiento, equivalentes a la potencia de 20 centrales nucleares, de los cuales el 80% son baterías residenciales y 600 MWh están entregando servicios de regulación primaria a la red.
El almacenamiento distribuido está integrado, participando activamente en la regulación y aportando potencia allí donde se consume, lo que reduce costes de transporte y aumenta la resiliencia.
En España, nos estamos enfocando únicamente en grandes baterías lejos de los focos de consumo, lo que encarece la factura eléctrica por mayores costes de transporte energético. Pero hay iniciativas que empiezan a explorar el valor del almacenamiento distribuido, como el proyecto EBAFLEX, liderado por Samso y en colaboración de entidades clave como UNEF, AEPIBAL, Octopus Energy y PIMEC, así como de empresas destacadas del sector como Circutor, Riello, BeePlanet, Cegasa, TAB, Ampere Energy y sonnen. Este piloto busca demostrar cómo los recursos energéticos distribuidos (DER) —entre ellos baterías residenciales— pueden participar en servicios de flexibilidad para la red.
EBAFLEX es un primer paso para avanzar hacia un modelo más eficiente y equilibrado, donde las baterías instaladas en hogares y empresas puedan ser parte activa del sistema eléctrico, tal como ocurre en Alemania o Australia.
¿Cómo funciona técnicamente el sistema de backup "sonnenProtect"?
sonnenProtect es un sistema de backup que permite que las instalaciones de autoconsumo con batería y fotovoltaica sigan funcionando ante una caída de red.
Normalmente, las instalaciones se desconectan de la red exterior por normativa europea, para proteger a los operadores que puedan estar reparando averías. Gracias a sonnenProtect, se aísla la red interna del edificio o vivienda de la red general, permitiendo operar en modo isla: se puede seguir cargando la batería con fotovoltaica durante el día y descargarla por la noche, manteniendo la autonomía energética el tiempo necesario.
¿Qué modelos existen de sonnenProtect y a quién se dirigen?
Hay tres modelos principales: el 2.500 y 4.000 monofásicos y el 8.000 trifásico. El modelo 8.000 permite ser instalado en cascada (hasta 9 unidades en paralelo) para aumentar la potencia de backup, ideal para comunidades y clientes industriales. Así se pueden lograr potencias de respaldo de hasta 72kW.
¿Qué ventajas tiene para los instaladores el sistema sonnenProtect?
Es un sistema rápido y sencillo de instalar, compatible con cualquier inversor fotovoltaico del mercado, y cumple con todas las exigencias de ciberseguridad de la Unión Europea.
Alemania, por ejemplo, ha exigido a las empresas de telecomunicaciones que retiren de sus redes principales los equipos de determinados fabricantes asiáticos antes del 1 de enero de 2026 para proteger la seguridad de los datos y reforzar, así, la soberanía tecnológica en infraestructuras estratégicas de comunicación.
Una batería doméstica sonnen puede instalarse en 2-3 horas y los equipos industriales también presentan facilidad de integración. Además, solo pueden acogerse a ayudas y subvenciones quienes cumplen con las normas europeas de tratamiento de datos, algo que nuestros productos garantizan.
¿Habéis notado un incremento de demanda tras los apagones generales?
Sí, sobre todo en el segmento residencial. El apagón ha educado al consumidor en la diferencia entre batería virtual y almacenamiento real. Solo este último otorga auténtica resiliencia, seguridad y autosuficiencia energética: guarda kWh, no solo euros. Además, clientes industriales y comerciales valoran ahora la seguridad de suministro junto al retorno de la inversión, y muchos han sustituido la idea de instalar generadores de emergencia por sistemas de baterías multifunción. Las baterías son útiles tanto en el día a día como en situaciones de emergencia, pudiendo reservar, por ejemplo, un 20% para backup y el resto para autoconsumo diario.
¿Qué experiencias concretas habéis tenido en proyectos reales en España que demuestren el valor añadido de las baterías?
Un buen ejemplo es el camping La Ballena Alegre. Hace dos años, en agosto, se experimentaron fallos recurrentes en neveras, televisores y ordenadores por sobrecargas de tensión y frecuencia debido a un exceso de generación sin absorber en la red interna del camping. Existe uno solo cups asociado para todo el complejo. La solución, al año siguiente, fue utilizar de forma inteligente 100 baterías instaladas, acumulando energía en las horas de máxima generación solar y menor consumo, evitando así tanto las sobrecargas como las desconexiones internas. El resultado fue la ausencia total de fallos en el siguiente verano, demostrando el valor del almacenamiento agregado para mitigar fluctuaciones y congestiones.