El 28 de abril un inusitado apagón sorprendía a los ciudadanos de las regiones continentales de España y Portugal, privándoles del suministro eléctrico hasta bien entrada la noche. El impacto social y económico fue tremendo, con prácticamente toda la actividad paralizada. Algunas personas, por su vulnerabilidad, dependencia, situación de aislamiento, necesidades de movilidad o, simplemente, por casualidad, vivieron una jornada dramática.
El informe preliminar hecho público por el gobierno el 17 de junio contiene una cronología del suceso e identifica la secuencia de fallos que llevó al cero y, aunque no es suficiente para dirimir responsabilidades, ya permite vislumbrar áreas de mejora de un sistema eléctrico en continua transformación.
La sutileza de la electricidad
La familiaridad que tenemos en el uso de la electricidad nos lleva a obviar la dificultad de su naturaleza. Imaginamos la electricidad fluyendo por tuberías, como si de agua se tratase, desde los centros de producción hasta el lugar de consumo, pero la realidad es más enrevesada, y para entender su complejidad es necesario caracterizar sus singularidades, aunque sea someramente.
Necesitamos imágenes inteligibles para entender lo que no está al alcance de nuestros sentidos. Metáforas conceptuales que nos ayuden a comprender los fenómenos de la ciencia o de la naturaleza; una analogía que también practicamos en la abstracción de lo sensible, de lo intelectual o de lo espiritual.
Pero la electricidad no está formada por moléculas de ninguna sustancia que se desplace, sino que se trata de una agitación de electrones. Formalmente la electricidad es una onda electromagnética que transmite energía con su vibración. Una onda que se propaga a la velocidad de la luz y que, por tanto, exige un balance instantáneo entre la potencia del emisor (la generación) y del receptor (el consumo), sin posibilidad de almacenamiento intermedio.
La interconexión de las redes
Siendo ésta la naturaleza de la electricidad, se intuye que cuantas más unidades de generación y consumo estén funcionando en paralelo sobre la misma red, más fácil será garantizar el equilibrio entre oferta y demanda del conjunto a lo largo del tiempo.
Además de proporcionar reserva y seguridad, la interconexión de las redes de transporte permite ampliar el ámbito geográfico del mercado eléctrico, contribuyendo a facilitar la integración de energías renovables y a reducir los costes generales de su producción.
Así el tamaño de los sistemas eléctricos interconectados tiende a crecer y crecer, traspasando fronteras, sólo limitado ante obstáculos naturales infranqueables.
Las redes de reparto y distribución también encuentran mayor seguridad con su mallado. Éste asegura la conectividad de la red de transporte con el consumo con capacidad suficiente para suplir fallos instantáneos en líneas o transformadores.
La operación del sistema
La supervisión del funcionamiento de esa inmensa máquina virtual formada por redes, consumidores y generadores es responsabilidad de los operadores del sistema (en España, Red Eléctrica), quienes vigilan continua y sostenidamente el estado del sistema y sus márgenes de seguridad, para verificar que se encuentra dentro de límites y es capaz de soportar incidencias imprevistas (se aplica el criterio de seguridad N-1, que postula la normalidad de la operación después de un fallo) y para ello deben tomar medidas adaptativas o correctivas en coordinación con otros operadores.
Tres son los parámetros de control: 1) la tensión a lo largo de la red, 2) la intensidad que recorre los circuitos de la red y 3) la frecuencia, o pulsación de la vibración, que es única para todo el sistema interconectado.
• El control de tensión busca un perfil de valores de tensión en la red dentro del rango de especificaciones de los equipos conectados a la red y compatible con la seguridad ante fallos N-1. La adaptación de la tensión debe hacerse de manera continua, pues la demanda es variable y los propios elementos de las redes de transporte y distribución amplifican los efectos. La gestión consiste en conectar o desconectar elementos de compensación y dar consignas a los generadores para que regulen tensión. La demanda también puede ser útil en el control de tensión.
• La intensidad de la corriente que circula por líneas y transformadores debe ser monitorizada para evitar sobrecargas, tanto en las condiciones normales como ante fallos N-1. Para remediar situaciones de congestión se actúa sobre la topología de la red y, cuando no es suficiente, el operador del sistema determina el arranque de generadores (medida de coste muy elevado) y, como último recurso, la desconexión de consumos.
• El mantenimiento de la frecuencia es una actividad de control que no es de ámbito zonal sino global. Todos los generadores de la gran interconexión deben estar comprometidos con el mantenimiento de la frecuencia. Es una responsabilidad compartida que gestionan coordinadamente todos los operadores del sistema interconectado. El reequilibrado de la frecuencia se hace de forma continua y precisa, con una respuesta dinámica de amplio rango capaz de resolver tanto pequeñas oscilaciones de la frecuencia como bruscas variaciones cuando hay incidentes.
¿Qué pudo haber fallado?
Detrás de un gran incidente siempre hay una concatenación de circunstancias que resultan en desconexiones múltiples y simultáneas de elementos de red y generación. Cualquiera de los eventos por separado sería perfectamente soportable, pero la combinación de los mismos puede acabar en un fatal desenlace. Desentrañar la secuencia de los hechos de un incidente y contrastarla con estudios de simulación, es clave para generar aprendizaje. Hay que dar tiempo a los técnicos para que cuadren e interpreten los millones de registros disponibles y elaboren sus hipótesis de lo ocurrido.
Por los datos hechos públicos, parece que la causa inicial del incidente del pasado 28 de abril pudo estar en un perfil de tensiones elevado en la zona sur-suroeste, que habría dado lugar a la desconexión de generación por actuación de protecciones contra sobretensión. La propia desconexión de generación habría realimentado al alza la tensión en la zona, con un efecto dominó de nuevas desconexiones.
Llegado ese punto, el problema pasó a ser de balance de potencia, pues la pérdida acumulada de generación supuso un déficit superior al apoyo posible desde Francia. Como consecuencia, las líneas de interconexión se desconectaron por sobrecarga dejando aislada a la península ibérica del resto de Europa con un desequilibrio que acabó en el colapso total del sistema. Es decir, en pocos segundos, sin tiempo para la intervención humana, la perturbación habría elevado la tensión, sobrecargado las interconexiones con Francia y dado lugar a una brusca caída de la frecuencia.
¿Tuvo que ver la descarbonización del sistema?
La sustitución de centrales térmicas convencionales por renovables se viene registrando desde hace décadas, estando ahora próximo el desmantelamiento de los primeros grupos nucleares.
Esto fue esgrimido por algunos agentes como la causa desencadenante del apagón, antes incluso de conocer los primeros datos del incidente. Obviamente se trata de opiniones interesadas emitidas desde la precipitación y que carecen de fundamento técnico.
Es cierto que la dinámica del sistema eléctrico ha cambiado con la renovación del parque generador y que es necesaria una actualización de los fundamentos de control, pero ello no es debido a la energía primaria que mueve las centrales sino a la proliferación de equipos de electrónica de potencia gestionando la entrega de energía a la red. Las grandes máquinas síncronas de las centrales convencionales han dado paso a convertidores electrónicos que no tienen “per se” una dinámica estabilizadora. La complejidad afecta también a las interconexiones que ahora son líneas en corriente alterna en paralelo con otras de corriente continua.
La buena noticia es que el control dinámico de la electrónica de potencia se puede programar para conseguir una respuesta estabilizante en tensión y frecuencia de las instalaciones que hacen uso de ella, pero esto requiere una actualización de los principios de control y de las normas técnicas de conexión a la red de las instalaciones dotadas con esta tecnología.
¿Cómo mejorar la seguridad del sistema?
El informe preliminar del gobierno da pistas de qué equipamiento y medios de control requieren una puesta al día para acomodar el sistema eléctrico a la transición energética, pero corre el riesgo de no llegar al fondo de los problemas.
Esto es porque la revolución tecnológica ha venido acompañada en estos años de otra revolución, la de la liberalización del sector, que ha puesto a los mercados en el centro de atención de los sistemas eléctricos. En este sentido, un gran incidente debería ser una cura de humildad que permitiera recuperar el papel primordial de la seguridad y la continuidad del suministro en la operación de los sistemas eléctricos.
Ocurre que la seguridad y el mercado no es fácil llevarlas de la mano. Esta sería la primera reflexión de fondo que se debería hacer, pues los operadores del sistema deberían disponer de mayor capacidad de actuación y de diseño de herramientas o procedimientos al servicio de la seguridad, sin las restricciones impuestas por dogmas de mercado que fallan cuando la competencia de agentes es insuficiente, hay incertidumbres en la recuperación de los costes de inversión o surgen barreras tecnológicas.
Sirvan de ejemplo las limitaciones regulatorias impuestas a los operadores del sistema para desarrollar productos específicos de seguridad para la demanda o para contratar servicios a largo plazo más allá del mercado diario.
Adelantemos algunas ideas para explorar en los tres ámbitos de control antes indicados.
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El control de tensión es una actividad local que no puede simplificarse como si se tratara de un mercado centralizado de un bien homogéneo. Mantener un perfil de tensiones seguro a lo largo de la red requiere de la participación activa de todos los actores y en todos los ámbitos temporales, no solo de los grandes generadores. La generación renovable, conectada con electrónica de potencia a la red, puede ofrecer una dinámica de seguridad extraordinaria, tanto en régimen permanente como ante transitorios surgidos en el transcurso de incidentes. Es necesario equipar las redes de transporte y distribución con más recursos para corregir tensiones altas, y contar también con la demanda para este fin, pero sin necesidad de poner a competir estos recursos en una subasta diaria, simplista e ineficaz.
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El control de sobrecargas puede verse mejorado con la participación de la demanda y de la generación renovable en los procesos de seguridad. Es un reto tecnológico de tratamiento de la información y gestión de consignas en tiempo real. Los autoconsumos pueden prepararse para contribuir a la gestión de las congestiones de red, superando el rol pasivo al que les destina hoy la regulación. Un autoconsumo “sin excedentes”, por ejemplo, podría aportar potencia a la red bajo consignas de los operadores, algo que hoy tiene impedido. También es necesario aprovechar la flexibilidad de la demanda, con propuestas específicas que se adecúen a sus capacidades, sin el dogma de tener que demostrar que están a la altura de los generadores. El bombeo y el almacenamiento deberían tener un régimen regulatorio que permitiera al operador del sistema conocer y disponer en cada momento de la energía almacenada o de la capacidad disponible de absorción de excedentes.
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La garantía del equilibrio en frecuencia requiere una gestión activa de la reserva movilizable en todos los ámbitos temporales. La generación renovable conectada con electrónica de potencia puede facilitar una respuesta inmediata ante variaciones de frecuencia; solo necesita disponer de un pequeño margen de potencia a subir cuando está produciendo (a bajar siempre la tiene) y la adaptación de sus sistemas de control.
Se puede dotar así a un sistema eléctrico descarbonizado con una “inercia” suficiente para amortiguar las variaciones en el equilibrio demanda-generación a lo largo de la gran interconexión europea. Una desconexión controlada de demanda con relés de deslastre por baja frecuencia puede ayudar en tiempo útil a la recuperación de la frecuencia en situaciones de régimen perturbado. En particular, los consumidores electrointensivos pueden prestar en esta área una gran ayuda.
En definitiva, un gran trabajo por delante para que la operación del sistema pueda gestionar la transición energética desde la seguridad. Esperemos que los informes definitivos del incidente abran la reflexión y garanticemos que el debate pueda hacerse libremente, con un espíritu ilustrado y una amplia participación de la sociedad.
Juan Temboury Molina es ingeniero eléctrico y fue director en Red Eléctrica de España.
Jose Eguiagaray
23/06/2025