El gran apagón: ¿causas o consecuencias?

El inédito apagón del lunes 28 de abril, por su extensión geográfica y duración, ha provocado un auténtico terremoto colectivo, en una sociedad cada vez más dependiente de la electricidad, y pasará a los anales de la historia de este país como uno de los acontecimientos que han supuesto un antes y un después, en este crítico y largo periodo de transición energética en el que la civilización actual está inmersa.

En la primera intervención pública de los responsables políticos, pudimos oír que la causa del apagón fue la pérdida repentina de unos 15 gigavatios (GW) de potencia eléctrica, lo cual no deja de ser una obviedad para cualquier persona medianamente interesada que se moleste en mirar la información que da REE en su web y su App redOS. La figura que sigue muestra la evolución temporal de la producción/demanda eléctrica del lunes 28 (excluyendo las islas, que no se vieron afectadas), en la que se aprecia la situación inmediatamente anterior al suceso y su lenta recuperación posterior.

La primera pregunta que surge, a la vista de dicha gráfica, es si en un sistema interconectado continental, como el europeo, pueden desconectarse intempestivamente 15 GW de potencia sin que previamente haya(n) ocurrido otro(s) evento(s). La respuesta contundente es NO, por diversos motivos de naturaleza técnica, relacionados con la forma en que se operan y controlan este tipo de sistemas, cuyos detalles escapan al ámbito de este texto. Por tanto, la pregunta pertinente sería, ¿qué eventos ocurridos en los segundos o minutos anteriores a la desconexión de esos 15 GW pudieron ocasionar tal resultado catastrófico? Y a continuación, ¿qué lecciones podemos aprender de lo ocurrido y qué podríamos hacer para evitar que se repita en el futuro?

La primera pregunta sólo la podrá responder con precisión quirúrgica el operador del sistema de transporte, una vez analizada en detalle la exhaustiva información que los sistemas de medida y protección han suministrado sobre lo ocurrido en esa franja horaria. Este análisis es absolutamente imprescindible, porque diez milisegundos antes o después puede ser la sutil diferencia entre que un evento sea la causa o la consecuencia. Por ejemplo, la pérdida de un gran generador en España, sobre todo si está ubicado en la zona norte, puede conducir al disparo de una línea de interconexión con Francia en una fracción de segundo, y viceversa. Por motivos de espacio tampoco podemos profundizar en la segunda pregunta, aunque sí podemos afirmar que no existe ningún dispositivo, sistema o infraestructura fiable al 100%, porque eso implicaría costes inasumibles, de modo que la probabilidad de fallo nunca puede ser exactamente nula, aunque sí muy baja, como de hecho lo es.

A continuación, haremos una taxonomía de posibles causas, involucradas en mayor o menor medida en apagones similares que han ocurrido en el pasado, tanto en países de nuestro entorno como en vías de desarrollo. Para empezar, nunca se puede descartar totalmente un error humano, como la desconexión accidental de alguna planta de generación o línea de transporte que resulte crítica para garantizar los flujos de potencia demandados por el consumo en ese momento. Ese fue el caso por ejemplo del apagón de 2007, originado en Alemania cuando un operario abrió una línea sobre el Rin para que pudiese pasar un barco, lo cual ocasionó el disparo de líneas vecinas y, a la postre, un apagón que se extendió hasta Marruecos.

Otra causa común es el fallo de algún equipo, bien sea de potencia o protección, que por acción u omisión realizan mal su labor. Este fue el caso del apagón en Reino Unido el verano de 2019, el peor en una década, originado por la incorrecta respuesta, ante la apertura de una línea por una descarga atmosférica, de tres tipos diferentes de centrales (eólica off-shore, gas y cogeneración), que desconectaron inesperadamente en menos de un segundo.

La tercera posibilidad, menos común, sería la concurrencia en el tiempo y el espacio de una serie de factores difíciles de prever, que individualmente no provocarían el colapso del sistema pero que, en conjunto, podrían someterlo a condiciones extremas, no contempladas en el diseño de sus componentes, que se desconectan para protegerse. Esto puede ocurrir ante condiciones meteorológicas muy adversas, que suelen dar lugar a apagones parciales, a veces programados por el propio operador de la red, como ha ocurrido los últimos veranos en California, donde los numerosos incendios han obligado a dejar sin servicio a millones de consumidores de forma rotativa, o en noviembre de 2006 en Alemania, cuando una inesperada y aguda ola de frío disparó el consumo eléctrico por calefacción hasta niveles nunca vistos en otoño.

Finalmente, no pueden descartarse tampoco los sabotajes, tanto físicos como cibernéticos, como los que por desgracia sufren cotidianamente los ucranianos. Un ciberataque dirigido a instalaciones individuales tiene pocas probabilidades de provocar un apagón total, pero sería fatal si lograse atacar el centro de control. En el caso que nos ocupa, no hay evidencia por el momento de que esto haya ocurrido, y en todo caso habría dejado algún rastro.

El operador del sistema dispone de potentes herramientas de simulación, que le permiten analizar con antelación posibles situaciones de riesgo. Este análisis, conocido en nuestra jerga como N-1, estudia periódicamente el fallo individual de cada uno de los miles de componentes que intervienen en un sistema como el español, e incluso determinados fallos dobles. Por ese motivo, lo que tienen en común casi todos los apagones importantes es que siempre se ven involucrados varios elementos, cuya desconexión secuencial da lugar a un desequilibrio insalvable entre generación y demanda, lo cual provoca importantes oscilaciones de frecuencia y tensión, y eventualmente el disparo del resto de equipos, desconectados automáticamente en aras a evitar daños mayores. A menudo, un apagón viene precedido de una separación del sistema en dos partes, una con exceso de generación y otra con déficit. El exceso de generación hace subir la frecuencia, lo cual es detectado por los sistemas de regulación de cada central, que inmediatamente reducen su potencia para adaptarse a la nueva demanda. Si no consiguen reducir a tiempo su producción, habrá un apagón (por cierto, las renovables pueden reducir instantáneamente su potencia, cosa que no ocurre con las nucleares). Justo lo contrario ocurre en el subsistema con déficit de generación. En este caso, si la subida de potencia de los generadores no fuese suficiente y la frecuencia bajase demasiado, se activaría automáticamente el mecanismo conocido como “deslastre de carga”, que consiste en la desconexión selectiva de una fracción de la demanda, previamente elegida, para evitar el apagón total. Esto ocurrió en julio de 2021, cuando un hidroavión en Francia, que impactó con una línea de alta tensión, provocó la desconexión de la península del resto de Europa. La activación del mecanismo de deslastre afectó a más de un millón de consumidores durante una hora.

Además de las oscilaciones de potencia y tensión provocadas por la desconexión de grandes equipos, existen continuamente en el sistema pequeñas oscilaciones, llamadas “naturales” porque surgen esporádicamente, que en principio no deberían suponer un problema para el sistema, salvo que se amplifiquen por algún motivo. Curiosamente, la amplitud de dichas oscilaciones suele ser mayor a las horas en punto, porque es cuando todos los generadores cambian su producción de acuerdo con las consignas que reciben de los mercados. Al parecer, varios minutos antes del apagón del día 28, pudieron apreciarse oscilaciones naturales de una amplitud algo mayor de lo habitual, sobre todo en el suroeste de la península, pero su origen e impacto real en el evento posterior está aún por esclarecer cuando se escriben estas líneas. En todo caso, en el registro histórico se pueden observar a menudo oscilaciones de esa misma frecuencia y amplitud, sin mayores consecuencias.

Muchos “expertos” han afirmado estos días que el importante peso de las renovables en el mix eléctrico, junto a una mermada flota de nucleares, han jugado un papel fundamental en el apagón. Argumentan principalmente que, con un 60% o más de penetración renovable, la inercia natural del sistema (es decir, la inercia mecánica provocada por las masas rotativas de las centrales térmicas e hidráulicas), es insuficiente para mantener la estabilidad ante cualquier perturbación. Siendo cierto que la estabilidad del sistema se puede ver comprometida si los niveles de inercia bajan de un cierto umbral, que depende de las circunstancias de cada momento (reserva rodante, interconexiones, etc.), no hay evidencia de que la inercia existente en el momento del apagón (suma de hidráulica, gas, nuclear, biomasa y cogeneración) fuera insuficiente. De hecho, como se puede apreciar en la figura siguiente, el lunes anterior (21 de abril), más o menos a la misma hora, el sistema soportó 4 GW más de fotovoltaica y bastante menos nuclear que en el momento del apagón, y combinaciones similares se dan desde hace más de un año.

Otros sistemas, como el de Australia del Sur, bastante menos interconectado y robusto que el español, están ya conviviendo rutinariamente con penetraciones de hasta el 100% (el récord es el 116% de la demanda). En febrero de 2025, el sistema irlandés, que como el británico no está sincronizado con el continente, alcanzó casi el 50% de renovables, sin tener plantas nucleares, y se podrían poner muchos más ejemplos de penetración renovable en sistemas con bastante menos inercia que el sistema interconectado europeo. Esto demuestra que, con los adecuados sistemas de control (que responden a códigos de red cada vez más exigentes), las interconexiones, el almacenamiento y la flexibilidad que aportan el resto de agentes (incluyendo la demanda), es posible operar sin problemas un sistema como el español con los actuales niveles de penetración renovable. Por cierto, las nucleares aportan firmeza, pero no flexibilidad. Como todo el mundo sabe, las actuales centrales de bombeo se construyeron, precisamente, por esa falta de flexibilidad de las nucleares para seguir a la demanda. En la primera figura se aprecia perfectamente que, a diferencia de la fotovoltaica y la eólica, las nucleares no pudieron utilizarse durante el largo proceso de reposición del servicio.

Por limitaciones de espacio, no podemos abundar sobre el papel de la inercia en el contexto actual. De manera sucinta, la inercia es muy beneficiosa cuando se trata de evitar bajadas de frecuencia ante pérdidas repentinas de generación, pero puede ser un lastre cuando posteriormente queremos recuperar la frecuencia a su valor nominal. Actualmente, las plantas renovables contribuyen ya, dentro de sus posibilidades técnicas, a regular frecuencia y tensión, compensando la casi ausencia de inercia mecánica con una elevada velocidad de respuesta, un orden de magnitud superior a la de las centrales hidráulicas, las más rápidas del parque generador convencional. Además, si las plantas renovables están dotadas de almacenamiento, pueden emular el comportamiento de una máquina síncrona, aportando inercia sintética incluso de forma ventajosa respecto a la inercia natural, puesto que sus parámetros son ajustables en cada momento de acuerdo con el contexto, mientras que la inercia mecánica es inamovible.

Precisamente la principal fragilidad del sistema eléctrico español proviene actualmente del insuficiente almacenamiento instalado. Llevamos más de un lustro embarcados en una frenética carrera por instalar renovables, no exenta de una cierta dosis de especulación, donde muchos actores solicitan puntos de conexión para luego revenderlos. Pero los reguladores (CE, Ministerio, CNMC) no han hecho a tiempo los deberes para que dicho despliegue venga acompañado del correspondiente esfuerzo inversor en sistemas de almacenamiento, como sí están haciendo otros países (en EEUU se instalarán unos 20 GW de baterías sólo en 2025). En consecuencia, el despliegue de renovables se ha dejado al albur de las miras cortoplacistas de los inversores, que obtienen más rentabilidad si no instalan almacenamiento a la par que renovables. Considerar el almacenamiento como generación ha sido uno de los principales errores regulatorios en el ámbito europeo, aún no corregido totalmente. A juicio de muchos, se echa en falta una directiva europea reconociendo de una vez el carácter distintivo del almacenamiento como nuevo agente del sistema, con su propia idiosincrasia, capaz de aportar la flexibilidad necesaria para el correcto acoplamiento entre una generación incierta y una demanda inflexible. Los poco más de 3 GW de bombeo instalados en España son claramente insuficientes, lo que se traduce en vertidos y canibalización de precios.

Para concluir, en el momento de escribir estas líneas no se han hecho públicas aún las causas que originaron la secuencia de eventos que el pasado 28 de abril desembocaron en el mayor apagón que se recuerda en España y Portugal. Con toda seguridad, debieron concurrir varios factores, que los operadores de las redes de transporte y distribución estarán analizando en estos momentos. Dada la relevancia e implicaciones sociales y económicas de este evento, conviene extremar la cautela y la prudencia, y no dejarse llevar por bulos o especulaciones interesadas. Cuando se conozcan las causas, aprenderemos la lección y se introducirán las correspondientes mejoras para intentar evitar que un evento de esta naturaleza se repita en el futuro.