Apagón eléctrico ¿Cómo se explica que haya ocurrido algo así? (II)

«Un ‘apagón’ o cero nacional es una circunstancia extraordinaria y muy poco probable en redes eléctricas modernas y desarrolladas como la de España. Se define como la pérdida total del suministro en todo el sistema eléctrico, una situación catastrófica, como hemos podido comprobar y es declarada por el operador del sistema (REE).

Para entender mejor lo ocurrido, podemos imaginar que la red eléctrica funciona como un sistema mallado de tuberías interconectadas por el que circula agua: algunas fuentes vierten agua (plantas generadoras) y otros puntos la drenan (consumidores). Si vertemos más agua de la que se consume, las tuberías podrían reventar; si vertemos menos, no se satisfaría la demanda. Este equilibrio debe mantenerse de forma continua, las 24 horas del día, los 365 días del año, a pesar de las variaciones constantes en el consumo (previsibles, dentro de ciertos márgenes, gracias a los históricos) y procurando además que el suministro sea económicamente eficiente.

Para controlar este sistema, existen válvulas tanto en las fuentes (consignas de generación) como en los desagües y en algunos nudos y tuberías de la red (subestaciones), que permiten regular el vertido y la distribución del agua (la electricidad). El operador vigila tres variables principales: el caudal (frecuencia eléctrica), la altura de los nudos (tensión) y la presión en las tuberías (nivel de carga). Si el caudal aumenta (frecuencia sube), significa que se está vertiendo más agua de la que se drena, y viceversa. A su vez, cambios en la altura relativa de los nudos alteran el flujo por las tuberías, y si la presión supera su valor máximo, las tuberías pueden reventar.

Normalmente, el sistema opera en estado seguro, es decir, con caudal, alturas y presiones dentro de márgenes adecuados, incluso considerando contingencias previsibles (por ejemplo, la rotura de una tubería, equivalente a la indisponibilidad de una línea eléctrica). Si las variables siguen dentro de sus márgenes, pero no se cumplen los criterios de seguridad, hablamos de estado de alerta, en el cual el operador realiza correcciones urgentes para volver al estado seguro. Si estas medidas no bastan, el sistema entra en estado de emergencia: una o más variables (frecuencia, tensión, etc.) salen de sus márgenes de operación admisibles, aumentando el riesgo de fallo catastrófico. En este estado se aplican procedimientos extraordinarios para restablecer la estabilidad.

En ocasiones, como último recurso, se realizan desconexiones automáticas de zonas de la red (cero locales), o incluso del sistema completo, lo que provoca un cero nacional. Ante un cero nacional, se activan los llamados planes de reposición, reenergizando progresivamente el sistema mientras se equilibra generación y demanda.

Una diferencia clave entre este símil hidráulico y la red eléctrica real es la limitada capacidad de almacenamiento de esta última: no existen grandes depósitos que amortigüen las variaciones súbitas. Los únicos elementos comparables son las centrales de bombeo reversibles y los sistemas de baterías, que en conjunto apenas representan el 2,65 % de la potencia instalada peninsular (datos a 31 de diciembre de 2024).

Para mantener la estabilidad de la red disponemos de tres mecanismos:

En resumen, una red grande, bien mallada, con fuertes interconexiones y abundantes generadores síncronos será más estable y menos propensa a fallos.

La red eléctrica peninsular española ha sido históricamente robusta y fiable gracias a su elevado grado de mallado en alta y muy alta tensión, así como a su gran capacidad de generación síncrona (centrales hidráulicas y térmicas). Sin embargo, su punto débil siempre ha sido la limitada interconexión internacional, condicionada por la barrera geográfica de los Pirineos. Actualmente, la capacidad de intercambio con Europa es de apenas un 3 % respecto a la potencia instalada (3.977 MW sobre 132.343 MW), lejos del 15 % fijado como objetivo para 2030 en el Marco de Políticas de Energía y Cambio Climático de la UE.

La transición energética hacia fuentes renovables está transformando radicalmente el perfil de generación en España. Según el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), el objetivo es alcanzar un 81 % de generación renovable en 2030. A finales de 2024, las energías renovables representaban ya el 66 % de la potencia instalada y produjeron el 58,95 % de la energía eléctrica generada. La eólica (37,53 %), la solar fotovoltaica (37,85 %) y la hidráulica (20,40 %) son las principales tecnologías renovables actuales.

Sin embargo, a diferencia de los generadores hidráulicos o térmicos, los sistemas eólicos y fotovoltaicos no disponen de inercia, ya que se conectan a la red mediante electrónica de potencia (inversores). Esta característica hace que, a mayor penetración renovable, menor sea la robustez de la red.

En consecuencia, con una baja capacidad de interconexión y una alta participación de generación renovable basada en inversores, nuestra red es hoy más vulnerable y dispone de menos margen de reacción ante perturbaciones.

Respecto al apagón ocurrido el lunes 28 de abril, aún se dispone de poca información oficial, aunque algunas fuentes apuntan a una perturbación en la red francesa causada por la desconexión súbita de una línea de muy alta tensión (400 kV). De confirmarse, el cierre de esta conexión sería, en nuestro símil hidráulico, equivalente a cerrar una válvula que une dos redes, desequilibrando gravemente el sistema español, más vulnerable por su menor interconexión y menor nivel de generación síncrona (en contraste con Francia, donde el 32,67 % de la potencia instalada es nuclear, proporcionando alta inercia).

El problema se agravó por el contexto: a las 12 h del día del apagón, el 73 % de la demanda prevista (27 GWh b.c.) iba a ser cubierta con energía solar fotovoltaica y solo un 3,3 % con eólica, aumentando la exposición a fluctuaciones de tensión. La caída de tensión derivada podría haber causado el desacople de plantas fotovoltaicas y eólicas, acelerando el colapso del sistema.

Si esta hipótesis se confirma, es poco probable que el evento se repita en el corto o medio plazo, aunque persistan problemas en la red francesa, ya que podrían redistribuirse los flujos eléctricos por otras líneas alternativas.

La solución a este tipo de vulnerabilidades es compleja: incrementar la capacidad de interconexión no es trivial. Sin embargo, ya está en ejecución un nuevo enlace de 5.000 MW entre España y Francia (Gatika–Cubnezais), previsto para finales de 2027. Se trata de un enlace en corriente continua (HVDC) que permitirá desacoplar fluctuaciones de tensión y frecuencia entre ambos sistemas, además de casi duplicar la capacidad de intercambio.

Finalmente, además de reforzar las interconexiones, será fundamental el despliegue de sistemas de almacenamiento de energía y el desarrollo de microrredes capaces de aislarse de la red principal en caso de fallo, autoabasteciéndose mediante generación distribuida (fotovoltaica, minieólica, cogeneración, baterías, etc.). Estas soluciones aumentarán la flexibilidad y la resiliencia de la red, aunque todavía requieren mayor madurez tecnológica y un apoyo regulatorio decidido».