Lecciones aprendidas de EEUU sobre el apagón ibérico: así es como California y Texas evitan episodios similares

El gran apagón que dejó a la península ibérica sin electricidad el 28 de abril continúa bajo la lupa de los analistas. El informe elaborado por el Laboratorio Nacional de Energías Renovables de Estados Unidos (NREL) revela que el colapso no se debió a una sola causa, sino a una cadena de oscilaciones de frecuencia, pérdidas de generación y problemas de control de voltaje que en apenas 20 segundos desembocaron en la desconexión de España y Portugal del sistema eléctrico europeo.

Más allá de la investigación en curso, el estudio plantea una pregunta inquietante: ¿podría un episodio similar repetirse en otras redes eléctricas avanzadas? Para responderla, los investigadores comparan el caso ibérico con la experiencia de dos gigantes energéticos estadounidenses: California y Texas.

El sistema eléctrico español operaba aquel día dentro de los márgenes habituales de renovables e intercambios con Francia. Sin embargo, una serie de oscilaciones poco comunes derivaron en tres caídas sucesivas de generación —más de 1.500 MW en total— que sobrecargaron los mecanismos de defensa automática. Los problemas de voltaje, agravados por la desconexión de bombeos hidroeléctricos y generación distribuida, aceleraron el colapso.

“Fue un escenario extremo, con contingencias múltiples y fallas de control reactivo. Ningún sistema está diseñado para resistir un N-3 más un aislamiento súbito”, concluye el documento.

Similitudes y diferencias clave

California es, probablemente, la región que más se parece a la Península Ibérica en cuanto a dependencia de renovables. En lo que va de 2025 ya ha acumulado 56 días consecutivos con más del 100% de cobertura renovable durante varias horas diarias. Sin embargo, su sistema presenta una diferencia clave: la masiva integración de almacenamiento energético. El 20 de mayo, la red californiana superó por primera vez los 10 GW de descarga simultánea de baterías, una reserva que permite amortiguar oscilaciones y estabilizar voltajes.

Además, la presencia de una potente infraestructura hidroeléctrica y el hecho de estar integrada en el amplio sistema del Oeste (WECC) reducen la probabilidad de que se repitan las oscilaciones interregionales que afectaron a la península ibérica. Aun así, los expertos advierten que será necesario seguir estudiando escenarios futuros con mayor penetración renovable.

Almacenamiento

Texas, por su parte, cuenta con una estructura distinta pero también con salvaguardas robustas. Su red opera con una cuota de renovables equivalente a la mitad de la ibérica, pero exige que los grandes parques eólicos y solares —todos los conectados con más de 20 MVA— presten servicios de soporte de voltaje siguiendo los estándares del IEEE 2800-2022.

Esta obligación, sumada a la creciente cuota de baterías en proporción a la generación verde, dota al operador texano de herramientas para equilibrar tanto la potencia activa como la reactiva. En palabras del informe, esta regulación específica “aumenta la capacidad del sistema para enfrentar escenarios de sobrevoltajes y pérdidas súbitas de generación”.

El apagón ibérico comparte similitudes con otros eventos recientes, como el colapso en Chile en febrero de 2025, que también se originó en problemas de sobrevoltaje. Para los investigadores del NREL, el mensaje es claro: el riesgo no está tanto en la cantidad de renovables, sino en cómo se gestionan los servicios de control de voltaje y la planificación de contingencias extremas.