Apagón 28A: hubo inercia suficiente a pesar de la poca nuclear y el mal reparto territorial de la generación
El panel de expertos despeja algunas incógnitas pero asegura que sigue investigando las causas de la pérdida de generación tan fuerte que se dio tanto en la red de distribución como en grandes plantas de renovables
La última actualización del informe europeo sobre el apagón del 28 de abril (28A) que está realizando Entso-e, la red europea de operadores de redes eléctricas, trae algunas novedades que aún dejan sin explicar del todo las causas reales del cero energético que sufrió la Península Ibérica.
De lo que ha ido filtrando Entso-e sobre sus conclusiones del apagón, cuyo informe final presentará el próximo 3 de octubre, cabe destacar que ese día la inercia dentro del sistema estaba dentro de los parámetros de seguridad por lo que no fue un problema de que hubiese realmente poca generación capaz de dar estabilidad (ciclos, nuclear, cogeneración, termosolar) a la red.
Según el informe, los valores de inercia correspondientes (Htot) y energía cinética (EC) se estimaron de la siguiente manera:
En el caso de España, la inercia estuvo entre 2.14 y 2.64 mientras que en Portugal en el rango entre 2.45 y 2.95, lo que dejó para todo el sistema peninsular una inercia de 2.19-2.69.
A pesar de estos datos, Entso-e refleja y explica que estos datos son muy complejos y que no son precisos.
"Cabe destacar que el cálculo de la inercia está afectado por una incertidumbre significativa, principalmente por estas razones:
La inercia total equivalente es una linealización de un proceso afectado por varias no linealidades
La inercia nominal de generadores, turbinas y otras piezas giratorias se estima en muchos casos y no se calcula con precisión.
La contribución de las cargas puede variar en un amplio rango dependiendo del tipo de cargas, agregaciones, etc.
Es por esto que la inercia total se expresa como un rango plausible y no como un solo número".
Cabe recordar que para mantener el sistema eléctrico estable se necesita una inercia mínima de 2 puntos, algo que se supera en los tres supuestos en todo momento.
Curioso mapa
Otra de las novedades de lo publicado por Entso-e es el siguiente mapa. En él se refleja el reparto de la generación en tres partes cuya demanda eléctrica tiene rangos parecidos.
"La siguiente figura ilustra la combinación de generación en España y su heterogénea distribución antes del incidente, dividiendo la red eléctrica española en tres zonas equivalentes en términos de demanda. Los valores mencionados en la figura muestran que el suroeste de España está impulsando la electricidad hacia el centro-norte y el este", señala. Este es el mapa.
Sin duda alguna, operar una red eléctrica con estas desigualdades territoriales es más complicado.
La gra mayoría de la generación, 19.350 MW se producía en la zona suroeste donde sólo se consumían 8.260 MW por lo que había que llevar esa generación a los teritorios de todo el norte y este del país.
Según Entso-e, habían sólo 4.030 MW de energía nuclear y 2.620 MW de ciclos combinados. Cabe destacar, que para la zona suroeste, el desajuste era importante con sólo 1.000 MW nucleares y 760 MW de ciclos combinados para más de 15.000 MW de fotovoltaica y eólica que había en funcionamiento.
Es en esa zona donde se produjeron las desconexiones que llevaron finalmente al sistema al cero energético.
Oscilaciones
La red europea que está preparando el informe definitivo sobre el apagón del 28A señala en su web dedicada a este incidente que hubo desconexiones de plantas por todos lados realmente.
Así, en la primera de las oscilaciones que tuvo lugar entre las 12:03 y las 12:07 el análisis preliminar de la información disponible indica que se trató de una oscilación forzada local (es decir, inducida por una fuente externa: una central eléctrica), con una frecuencia dominante de 0,64 Hz, que afectó principalmente a los sistemas eléctricos de España y Portugal.
O sea, que una única central hizo tambalear todo el sistema eléctrico peninsular. Parece increíble que esto suceda cuando el sistema está preparado para soportar caídas de la unidad de generación más grande y potente que es una unidad nuclear algo por encima de los 1.000 MW. El archiconocido N-1.
La segunda oscilación se produjo entre las 12:19 y las 12:22 CEST. Se trató de una oscilación interárea, con una frecuencia dominante de 0,21 Hz, correspondiente al conocido modo continental Este-Centro-Oeste.
Esta segunda oscilación se mitigó eficazmente mediante otras medidas de intercambio compensatorio, que redujeron nuevamente los flujos de energía entre España y Francia, y también con el acoplamiento de las líneas eléctricas internas en el sur de España.
Plantas caídas y autoconsumo
Como ya se ha contado en varias ocasiones, la tensión en la red eléctrica sube cuando se pierde generación. Por ello, el panel de expertos estima que la pérdida de más de 500 MW de numerosas unidades de generación eólica y solar, conectadas a las redes de distribución en España, es el principal factor de esta evolución de la tensión. "La causa de estas interrupciones se desconoce debido a la limitada observabilidad a nivel de media/baja tensión, tanto en granularidad espacial como temporal".
Concretamente, Entso-e explica que el autoconsumo desestabilizó la red y dificultó la operación ya que tuvo caídas pronunciadas a las que no tiene acceso el operador Red Eléctrica, algo que ya ha denunciado en continuas ocasiones, que se le permita ver y controlar lo que hacen las instalaciones de autoconsumo que se aproximan a los 9 GW de potencia en España.
Así explica la caída de la generación de autoconsumo.
"La demanda suministrada a través de la red eléctrica española en la mañana del 28 de abril muestra un aumento temporal de aproximadamente 1000 MW entre las 11:07 y las 11:10, como se muestra en la Figura 11. Además, se observa otro aumento de aproximadamente 600 MW entre las 12:07 y las 12:15, y otro de aproximadamente 500 MW entre las 12:25 y las 12:29. Con base en los datos disponibles, el Panel de Expertos asume que estos fenómenos se deben a la pérdida de pequeñas unidades de generación integradas (no telemedidas) conectadas a la red de distribución".
Esta es la figura 11.
Además, el panel de expertos explica lo que sucedió momentos antes del apagón total, la caída de la generación de los 2.200 MW.
Se observaron pérdidas de generación en las regiones de Granada, Badajoz y Sevilla, por un total estimado inicialmente de 2.200 MW.
El primer evento se debió a la desconexión de un transformador de generación debido a un problema en el lado de baja tensión, en la zona de Granada, (subestación de Huéneja) que conectaba diferentes instalaciones de generación (fotovoltaica, eólica y termosolar) a la red de transporte y que inyectaba 355 MW. La desconexión del transformador y la consiguiente pérdida de opciones de alimentación también explican las desconexiones de algunas unidades de generación conectadas a este transformador por sobrefrecuencia, mientras que otras se desconectaron por sobretensión, según informaron los operadores de las centrales, tal y como contó este diario en exclusiva.
El segundo evento incluyó viajes de instalaciones fotovoltaicas y termosolares conectadas a dos subestaciones de transmisión de 400 kV, en el área de Badajoz, con una inyección total interrumpida de alrededor de 725 MW.
El tercer evento incluyó varias interrupciones, en diferentes zonas, en menos de un segundo: parques eólicos en Segovia y Huelva, fotovoltaicos en Badajoz, Sevilla, Cáceres y Huelva, y termosolar en Badajoz, además de otros generadores en diferentes ubicaciones, con un total de más de 1100 MW, estimados por la variación de frecuencia. A partir de esta cantidad, el Panel de Expertos pudo identificar 930 MW de pérdida de generación basándose en los datos proporcionados por los generadores y los equipos de monitorización de Red Eléctrica.
Las causas de estos tres sucesos aún están siendo investigadas.
No se observaron interrupciones de generación en Portugal ni Francia durante este período. Como resultado de estos eventos, se observó un aumento de voltaje en España, que condujo a un aumento similar en Portugal, mientras que la frecuencia disminuyó.
Y luego ya se vino la cascada y el cero energético.
En definitiva, los expertos van dejando algunas pistas sobre las posibles causas, que todo indica que es multifactorial tal y como dijo el Gobierno en su informe, y también va despejando algunas incógnitas, aunque las causas reales del apagón aún siguen siendo investigadas.
Es importante que se vaya profundizando sobre el apagón, bienvenido el informe de ENTSOe. Me gustaría incidir en el punto de las dos oscilaciones de frecuencia. En ambas se dieron, simultáneamente, oscilaciones de 0,6 Hz (por perturbación local) y de 0,2 Hz (inter-área europea), según se aprecia en las figuras que ha publicado REE en su informe, y que he comentado en https://youtu.be/TWJCJfGzt64 Ambas se amortiguaron muy lentamente, más de cuatro minutos la primera y más de tres la segunda, incumpliendo la normativa europea que exige un amortiguamiento superior al 5% (lo que implicaría que en un tiempo inferior a un minuto las oscilaciones deberían ser inapreciables). El sistema eléctrico está dotado de sistemas automáticos, encargados específicamente de amortiguar esas oscilaciones, garantizando el mínimo del 5% establecido. Unos, están localizados en los grupos generadores, los llamados estabilizadores de potencia, y otros están instalados en dispositivos de electrónica de potencia en la red, FACTs y STATCOM principalmente. ¿Respondieron adecuadamente estos equipos a las oscilaciones? En lo que respecta a los estabilizadores de los generadores, se sabe que están instalados en los generadores síncronos, los ciclos combinados y los generadores hidráulicos y, sin embargo, no están instalados en los grupos nucleares. Es urgente un informe que explique su poca efectividad durante las oscilaciones del 28 de abril. En lo que respecta a los sistemas de amortiguamiento en dispositivos de electrónica de potencia también es urgente un informe que indique las características de los que estaban instalados y operativos ese día, su relación con lo planificado para la red 2021-2026 y explique su comportamiento.
Miguel Garrido
04/09/2025
Dos comentarios: - Entre los redactores del informe está la propia REE. Téngase en cuenta. - El informe señala que hubo desequilibrios en determinadas zonas. Los desequilibrios hay que medirlos por nudos o zonas, no con ratios a nivel global para toda la red,
Juan M. Blanco
05/09/2025
Incido en el comentario de Miguel Garrido, que considero acertado.
El “curioso” mapa que se exhibe en el artículo pone de manifiesto una distribución muy irregular de las fuentes de generación y de la demanda de energía eléctrica entre las tres zonas que se ha dividido España: zona centro norte, zona este y zona suroeste. Resulta muy llamativo que en la zona suroeste la producción fuese más del doble de la demanda (19.350 MW v.s. 8.260 MW), siendo además la generación básicamente debida a las renovables (eólica y solares): (18.260 +2.810 + 1.420 = 17.090 MW) con muy poca potencia que pudiera dar estabilidad a la red (ciclo combinado 760 + nuclear 1000+ cogeneración 280 = 2.040 MW). Como dice Garrido, la inercia hay que calcularla por zonas y no a nivel global, porque las tres zonas son muy diferentes. Como bien se dice en el artículo, en la zona suroeste el desajuste fue importante con sólo 1.000 MW nucleares y 760 MW de ciclos combinados para más de 15.000 MW de fotovoltaica y eólica que había en funcionamiento. Fue en esa zona donde se produjeron las desconexiones, que llevaron finalmente al cero energético. La causa raíz del apagón – se quiera reconocer o no- fue que en la zona suroeste no había suficientes plantas de generación que dieran estabilidad a la red, mientras había un exceso de energías renovables (eólica y solares).
Conviene también entrar en la página Web del Centro de Control de Energías Renovables (CECRE), que se autocalifica como centro pionero y el primero dedicado en exclusiva a la supervisión y control de estas tecnologías limpias. Dicho centro, integrado en REDEIA, dispone de información de las instalaciones renovables con una potencia superior a 1 MW; pero desde dicho centro sólo se pueden controlar las instalaciones con una potencia superior a 5 MW. Es decir, que el CECRE no puede controlar el cien por cien de las renovables; reconoce que quedan fuera de su control todas las renovables con una potencia inferior a 5 MW.
A esto hay que añadir lo que se dice en el artículo: que Entso-e explica que el autoconsumo desestabilizó la red y dificultó la operación ya que tuvo caídas pronunciadas a las que no tiene acceso el operador Red Eléctrica, algo que ya ha denunciado en continuas ocasiones, que se le permita ver y controlar lo que hacen las instalaciones de autoconsumo que se aproximan a los 9 GW de potencia en España, lo que supone una potencia superior a las centrales nucleares (7,4 GW).
¿Cómo es posible que REE pueda casar en todo momento la generación con la demanda de energía eléctrica, si reconoce oficialmente que no puede controlar el cien por cien de las renovables? Esta situación se agrava si añadimos los 9 GW de autoconsumo que, según Entso-e, desestabilizan la red.
Miguel A. A.
06/09/2025
Iba a escribir un comentario extenso, pero Miguel Garrido y Juan M. Blanco me han ahorrado parte del trabajo.
Efectivamente, no se pueden calcular inercia y estabilización de red usando medias a nivel nacional y decir que cumplía con los requisitos necesarios para dar estabilidad (rizando el rizo, podían usar medias europeas). Se debe calcular la inercia y estabilidad de red en las zonas donde la red era inestable y se cayó, como Granada y Badajoz. Tener 3 GW de nuclear en Cataluña para dar inercia en la red de Granada tiene un efecto reducido.
En la zona suroeste había un gran desequilibrio en la generación y en la red. Un porcentaje muy alto de fotovoltaica y eólica, respecto a las fuentes que daban inercia y estabilización de tensión y frecuencia. Algo bien sabido desde el principio.
El informe indica que en la zona suroeste, la potencia máxima disponible de nuclear era de 1000 MW y 750 MW de ciclos de gas, pero son potencias máximas, y realmente la nuclear estaba al 70% en el único reactor disponible en Almaraz y el ciclo combinado estaba a ralentí, casi sin capacidad de bajada. La hidráulica era poco significante. Es decir, muy escaso para estabilizar la red.
Adicionalmente, cada vez se habla más veladamente en los informes de la influencia en el apagón del autoconsumo. En la zona sur de España es donde más autoconsumo hay, en España no hay control de la generación de autoconsumo ni de su inyección a red en tiempo real, algo que deja a Red Eléctrica con una venda en los ojos para gestionar la red, pues no sabe lo que le llega a la red por autoconsumo, solo estimaciones. Ese día, a esa hora, el autoconsumo producía a nominal de potencia, y al no haber casi consumo, se inyectaba masivamente autoconsumo a red. La inyección a red provoca un aumento de la tensión en la red de baja tensión, que crea efectos secundarios como la desconexión en cascada de autoconsumos por sobretensión o incluso la caída de la red de distribución. Los problemas de sobretensiones en autoconsumo eran bien conocidos desde hace dos años.
P.D. Al contrario de lo que se indica en este artículo, cuando se cae generación, baja la tensión, no sube. Si se cayó la generación masivamente fue porque antes hubo sobretensión. PD2.: REE el día después del Apagón activó el modo reforzado de red teniendo más ciclos combinados de gas para estabilizar tensión y frecuencia. Señal de que sabían bien lo que pasó. PD3: el Gobierno ha aprobado la instalación de 6 volantes de inercia y varios GW de baterías para estabilizar la tensión y frecuencia de red. Señal de que saben de sobra el problema que hubo el día del apagón.
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José Luis Sancha
04/09/2025