AC/DC ¿Autopista al Infierno?

El informe del 3 de octubre del grupo de expertos de ENTSO-E sobre el apagón del 28 de abril de 2025 ofrece un análisis preciso y pormenorizado de los hechos que se registraron ese día y desvela con precisión de centésimas de segundo la secuencia que llevó al fatal desenlace.

Aunque su lectura haya podido dejar insatisfecho a quién esperara encontrar una simple causa raíz que explicara todo -algo que rara vez ocurre en los grandes incidentes-, el informe sí contiene interesantes avisos sobre las áreas de investigación que requieren urgente atención para evitar situaciones similares en el futuro.

Entre ellas, está la compatibilidad de los equipos de corriente continua funcionando en paralelo dentro de un gran sistema interconectado, cuya naturaleza es la corriente alterna. Una compatibilidad que no hay que dar por sentada y que solo puede ser fruto de un acertado diseño y una fina coordinación. ¡Demostremos que la convivencia y la armonía entre la corriente alterna y la continua es posible y evitemos que aquella mítica canción del grupo australiano AC/DC actúe como un sortilegio! Pongámonos manos a la obra cuanto antes.

Corriente Alterna (AC) y Corriente Continua (DC)

La corriente alterna es la base de los sistemas eléctricos interconectados. La facilidad con la que se genera en una máquina rotativa y se cambia de tensión en un simple transformador la hace imbatible en las fases de generación, transporte y distribución. Por su lado, la corriente continua es más manejable en su uso y, sobre todo, se puede almacenar, de manera que en algunas aplicaciones resulta insustituible. Estas dos manifestaciones de la naturaleza de la electricidad, fueron en sus orígenes objeto de fuerte controversia entre inventores, porque se presentaban como una realidad dicotómica que forzaba a una elección, como puso de manifiesto la acalorada pugna entre Thomas Edison y Nikola Tesla entre finales del siglo XIX y principios del XX.

Hoy en día, sin embargo, la revolución tecnológica de los semiconductores ha facilitado que mediante la electrónica de potencia se pueda convertir fácilmente y a bajo coste la electricidad de AC a DC y viceversa, prácticamente a cualquier tensión o nivel de potencia. Así, los sistemas eléctricos interconectados han pasado de ser sistemas puros en AC a ser sistemas híbridos, con participación de DC en toda la cadena de suministro conllevando multiplicidad de conversiones AC/DC y DC/AC por el camino.

El boom de equipos de generación en DC vino de la mano de las nuevas renovables. En el caso de las fotovoltaicas la generación ya se hace en DC y necesita pasar a AC para su inyección a la red. En el caso de la eólica, la facilidad de regulación de la velocidad de giro llevó a la proliferación de molinos con generadores en AC a frecuencia variable que a través de una doble conversión AC/DC/AC acababan entregando su producción a la red de 50 Hz.

Y en el transporte, la DC ha pasado de ser sólo usada en los bordes de la interconexión para unir redes a distinta frecuencia o para conectar cables submarinos, a ser la solución para aumentar la capacidad de transporte en corredores saturados y de difícil ampliación, recurriendo a convertidores AC/DC/AC entre nudos interiores del sistema interconectado, como es el caso interconexión de Baixas-Santa Llogaia a 400 kV entre Francia y España.

La proliferación de equipos en DC es, en principio, una oportunidad para un mejor aprovechamiento de la capacidad de transporte y para poder reducir las costosas restricciones técnicas de la operación del sistema, pero su funcionamiento estable, en paralelo dentro del sistema interconectado, obliga a una coordinación fina y precisa del ajuste de los parámetros de control de la electrónica de potencia que gobierna la respuesta de cada uno de estos equipos, tarea que no es en absoluto sencilla, pues la propia versatilidad que ofrecen los equipos de DC es fuente de complejidad en la coordinación del ajuste, al permitir múltiples grados de libertad en comparación con los tradicionales reguladores de AC.

Mientras los equipos de DC fueron pocos, su ajuste era secundario, pues la seguridad del conjunto interconectado quedaba garantizada por las máquinas síncronas conectadas en AC, y cuya estabilidad dinámica es intrínseca a su naturaleza, de forma que a la generación conectada a través de convertidores DC/AC se le permitía entregar su potencia independientemente de cuál fuese el estado de la frecuencia o de la tensión de la red.

Es decir, se había aceptado un comportamiento completamente inelástico respecto de las variables de estado de la red, algo que puede entenderse resulta contraproducente cuando la proporción de equipos en DC funcionando en paralelo en la red pasa a ser relevante.

La electrónica de potencia de cada dispositivo de DC conectado a la red,sin lugar a dudas, puede ser programada para tener una respuesta coordinada y convergente con la seguridad y ese es el reto que tienen los operadores de red en esta nueva era. Sólo así se conseguirá que su actuación sea acorde y segura con el control central y local de frecuencia y tensión, de manera que un régimen perturbado no dé lugar a desconexiones intempestivas o a oscilaciones que comprometan el equilibrio general del sistema.

Disfuncionalidades en la DC el día del apagón

El análisis de grandes perturbaciones en sistemas interconectados pone de manifiesto que es el cúmulo o concatenación de factores -que por sí solos no bastarían para poner en jaque la estabilidad del sistema- lo que acaba desencadenando un colapso generalizado. En esta ocasión, entre los múltiples factores que coincidieron, hay dos hechos directamente ligados a disfuncionalidades de la DC que necesitarían ser resueltas con la mayor celeridad:

En primer lugar, ese día se observaron dos episodios de oscilaciones no amortiguadas de tensión y frecuencia en la interconexión europea (según el Informe de ENTSO-E a las 12:03 y las 12:16). La vibración presentaba mayor amplitud en la península ibérica lo que sitúa en esta región su origen o razones para su amplificación. Este tipo de oscilaciones ya se había observado ocasionalmente desde 2016, después de la entrada en servicio del enlace en DC de Baixas-Santa Llogaia a 400 kV y que, aún sin conocerse con precisión sus causas, los expertos de ENTSO-E relacionan con el tamaño de la interconexión europea y la proliferación de equipos DC/AC en la red, lo que daría lugar a una suerte de resonancia entre reguladores de control.

En cualquier caso, los operadores del sistema español y francés han desarrollado un protocolo de actuaciones para la amortiguación que, a falta de otras más directas, consiste en reducir la potencia de intercambio entre los dos países, pasar el funcionamiento de la interconexión en DC de BaixasSanta Llogaia a modo “potencia constante” y probar cambios en la topología de la red que resulten influyentes.

En segundo lugar, el control de tensión se vio afectado negativamente por la ausencia de regulación de los equipos de DC: en las redes de distribución, los autoconsumos no contribuían a reducir la tensión y, en las redes de transporte, la generación eólica y gran fotovoltaica participaban solo marginalmente en el control de tensión, sin respuesta dinámica y con poca absorción de potencia reactiva en relación a sus posibilidades.

En ambos casos experimentaron desconexiones precipitadas por sobretensión que afectaron al balance de potencia del sistema y supusieron un punto de no retorno en la evolución del incidente.

El análisis del incidente efectuado por ENTSO-E ha puesto de manifiesto que estas dos disfuncionalidades asociadas al funcionamiento de los equipos en DC, se realimentaron entre sí debilitando los márgenes de seguridad del sistema y abriendo el camino a un proceso degenerativo, en el que resultaron determinantes dos hechos:

• las medidas topológicas que se tomaron para amortiguar las oscilaciones elevaron aún más la tensión de la red, perdiendo margen de maniobra para su contención (se conectaron líneas de 400 kV que se encontraban fuera de servicio precisamente para evitar sobretensiones y no todas las reactancias que se habían desconectado a causa de las oscilaciones fueron reconectadas de nuevo), y

• el enlace de DC de Baixas-Santa Llogaia se forzó con una exportación “a piñón fijo” de 1.000 MW, de acuerdo con el protocolo entre operadores mencionado. Esto, si bien contribuyó a amortiguar las oscilaciones, afectó negativamente a la capacidad de apoyo del sistema europeo para corregir el desbalance de potencia ocasionado por las desconexiones de fotovoltaica y eólica. Así, el enlace en DC, operado en modo de exportación a “potencia constante”, en lugar de poner su capacidad instalada de 2.000 MW a disposición del apoyo de la reserva primaria europea, la disminuía en 1.000 MW, lo que provocó la sobrecarga y desconexión de las líneas de la interconexión en AC que discurren en paralelo cuando el desbalance del sistema peninsular era de unos 2.700 MW.

La separación de Francia fue para el sistema peninsular como la rotura de un tirachinas: provocó una fuerte oscilación que fue seguida de una brusca caída de la frecuencia, dejando al sistema peninsular abandonado a su suerte, solo en manos de un plan de defensa de deslastre de cargas por baja frecuencia que se demostró insuficiente para evitar el colapso.

Líneas de investigación para una nueva era de convivencia AC/DC en sistemas interconectados

Sin duda, es necesario que el Informe Final del grupo de trabajo de ENTSO-E, previsto para el T1 de 2026, concrete fórmulas de coordinación en el ajuste de los reguladores de control de tensión y de frecuencia de las instalaciones conectadas a la red a través de convertidores AC/DC, para que aporten una respuesta dinámica en el dominio del tiempo de las máquinas de AC y sean capaces de seguir consignas, única forma de asegurar armonía en el funcionamiento en paralelo de equipos de AC y DC.

Pero es preciso también, que ENTSO-E promueva una reflexión de largo alcance, basada en la propia experiencia de operación y soportada con estudios de simulación de estabilidad dinámica, sobre cuál debería ser el tamaño óptimo de la región síncrona de la interconexión europea. La topología de la red, condicionada por la geografía y la distribución del consumo y la generación, señala potenciales líneas de fractura del sistema interconectado ante incidentes, como es el caso de la interconexión entre Francia y España, y que en operación normal también son vías de propagación de oscilaciones.

En este sentido, ENTSO-E debería en su Informe Final del incidente proponer abrir una línea de trabajo para evaluar una eventual conversión de todas las líneas de interconexión con Francia en AC a enlaces en DC, de manera que la interconexión de la península con Centroeuropa funcionara en modo asíncrono, como la de los países nórdicos o el conjunto Reino Unido-Irlanda.

La interconexión pura en DC entre Francia y España tendría las siguientes ventajas:

a) aumentaría la capacidad de intercambio comercial con Francia al permitir un reparto óptimo de los flujos entre circuitos y poder así usar el 100% de la capacidad térmica de los conductores,

b) evitaría los problemas de inestabilidad oscilatoria “este-oeste” que se observan en la interconexión europea y en las que se ha identificado a la península ibérica como fuente resonante, y,

c) ante incidentes, permitiría dosificar la reserva primaria sin sobrepasar los límites admisibles de las líneas de interconexión, evitando la ruptura brusca que ocurre cuando se supera el nivel de sobrecarga; es decir, se evitaría el “efecto tirachinas” de una separación violenta y se daría mayor tiempo a una actuación progresiva de la regulación primaria peninsular, pudiendo activarse el deslastre de cargas anticipadamente ante tendencias de bajada de la frecuencia.

El Informe Final de ENTSO-E debería también incluir el análisis de los planes de defensa en vigor, en particular, la posibilidad de iniciar el deslastre de cargas a 49,50 Hz, como era el caso en España con los consumidores interrumpibles, elemento que fue decisivo en el anterior incidente de separación de Francia, ocurrido el 24 de julio de 2021, para restablecer el equilibrio entre generación y demanda y evitar el colapso.

Finalmente, ENTSO-E debería proponer abrir otra línea de investigación sobre la contribución a la seguridad que podría hacer el parque existente de máquinas rotativas en AC cuando su producción no es necesaria para atender la demanda. Se trataría de facilitar el funcionamiento de las máquinas de centrales térmicas paradas (una vez estuvieran debidamente desembragadas de su accionamiento mecánico) como compensadores síncronos, que se erigirían así en una herramienta muy eficaz para el control dinámico de la tensión, con el efecto añadido de aportar inercia al sistema interconectado en AC. El funcionamiento de grupos térmicos como compensadores síncronos permitiría, además:

1. Reducir el coste a los consumidores de las restricciones técnicas, al evitar el consumo de combustibles fósiles de los grupos térmicos (y sus emisiones) que hoy son llamados a proveer el servicio de control de tensión, y

2. Disminuir los vertidos de generación renovable, al liberar el hueco ocupado en el balance por los mencionados grupos térmicos en restricciones para control de tensión.

Las ideas apuntadas están al alcance de la tecnología al uso y solo requerirían voluntad y determinación para lograr la concertación de esfuerzos. AC y DC no puede ser una autopista al infierno. Pueden y deben convivir en sintonía, conformando la partitura de la seguridad de un sistema eléctrico altamente descarbonizado. El desafío queda en manos de los reguladores y gobiernos, europeos y nacionales que se enfrentarán a una previsible resistencia al cambio de los principios establecidos.

Sería deseable que el proceso de elaboración del Informe Final de ENTSO-E fuera permeable a las opiniones de todas las partes interesadas, para garantizar que antes de comunicar sus conclusiones todas las áreas de investigación han sido identificadas. También sería deseable que más allá de la visión científica del incidente, ENTSO-E identificara elementos regulatorios que pudieran estar condicionando las capacidades de los operadores en el ejercicio de su misión de garantizar la seguridad del sistema, para que pudieran ser revisados.

Juan Temboury Molina es ingeniero eléctrico y fue director en Red Eléctrica de España.