La insuficiente programación de generación síncrona con control dinámico de tensión -principalmente ciclos combinados y nuclear- presente en el sur de España el 28 de abril, unida a la debilidad de la red de transporte eléctrica, fue "las causa fundamental" del cero eléctrico en el sistema peninsular, según un informe sobre el evento realizado por el Instituto de Investigación Tecnológica (IIT) de la Universidad Pontificia Comillas, que pone también en duda las maniobras operativas de Red Eléctrica de España (REE).
En la presentación del estudio preliminar, llevado a cabo por el IIT por encargo de Endesa e Iberdrola y que ha sido remitido a la Red Europea de Operadores de Sistemas de Transmisión de Electricidad (Entso-e) para ser tenido en cuenta de cara al informe definitivo del evento que presentará esta semana el organismo, el profesor Luis Rouco, autor del estudio junto a Enrique Lobato y Francisco Echevarren, señaló el cambio "radical" en la operación del sistema eléctrico desde ese día.
A este respecto, puso en valor como antes del apagón se operaba con un número de uno o dos grupos de ciclo combinados conectados en Andalucía, mientras que ahora se ha pasado, con el procedimiento de restricciones técnicas aplicado por Red Eléctrica de España (REE) desde entonces, se ha pasado a unos cinco.
Las claves del apagón
Asimismo, el informe destaca como uno de los elementos clave identificados el fenómeno de colapso por sobretensión, un concepto que describe cómo las tensiones aumentan de manera incontrolada cuando la generación renovable se desconecta, especialmente en zonas con poca generación síncrona.
El análisis también advierte de que el 35% de la red de 400 kV en las áreas centro y sur estaba desconectada a las 9:00 horas, lo que contribuyó de forma decisiva a la fragilidad del sistema y condujo a la ocurrencia de oscilaciones poco amortiguadas y que ese día fueron observadas en toda en Europa. Así, considera que la falta de resiliencia quedó patente en que nunca en ese año se habían tenido tan pocos grupos síncronos acoplados simultáneamente en el sistema.
Además, destaca como en los días previos ya se habían registrado episodios preocupantes de inestabilidad de tensión, con fuertes variaciones detectadas el 22 y el 24 de abril. En esas fechas se produjeron alzas y caídas bruscas de varios kV por minuto, que afectaron a instalaciones críticas como la red ferroviaria y complejos industriales.
Valores inferiores
En materia de inercia, el informe subraya que las áreas sur y centro de la península Ibérica presentaban valores inferiores a lo recomendado por Entso-e. De esta manera, en Andalucía, la cifra llegó a apenas 1,3 segundos, un 35% menos de los 2 segundos recomendados por el organismo europeo, "Este indicador nos está informando de que las cosas no estaban bien distribuidas", añadió Rouco.
Asimismo, apunta que durante la franja crítica de las 12:00 a las 12:30 horas, el sistema sufrió oscilaciones muy poco amortiguadas, de apenas un 1%, cuando el mínimo exigido es del 5%. Estas oscilaciones, típicas en redes débiles bajo grandes transportes de energía, obligaron a Red Eléctrica a conectar 11 líneas adicionales para mitigar la situación. "El propio efecto favorable de la conexión de esas líneas confirma la debilidad de la red", destacó el investigador.
Por otra parte, el informe introduce el concepto de 'colapso por sobretensión', un fenómeno inédito en Europa, donde la tensión aumenta de forma incontrolada al desconectarse la generación renovable controlada por factor de potencia constante. A este respecto, señala que el margen de seguridad calculado era insuficiente, ya que en la red de 220 kV era de 1.019 megavatios (MW), pero se produjeron desconexiones de al menos 1.615 MW.
Por otra parte, como enseñanzas del apagón histórico del sistema eléctrico peninsular, el estudio del IIT recomienda revisar los criterios de programación de generación síncrona y los procedimientos de control de tensión, "especialmente en escenarios de alta penetración renovable".
Además, insta a utilizar métricas más avanzadas para anticipar situaciones de riesgo, ya que la simple comprobación de que los valores de tensión estén dentro de los rangos permitidos no es suficiente para garantizar la estabilidad del sistema.
Igualmente, valora la importancia de reforzar la coordinación entre los distintos agentes del sector eléctrico y de adaptar la operación del sistema a los nuevos retos de la transición energética, "donde la integración masiva de renovables exige nuevas herramientas de análisis y gestión".
John Maceiras
29/09/2025