Expertos analizan el apagón eléctrico masivo sufrido en la península ibérica

Aproximadamente a partir de las 12:30 horas de este lunes se produjo un apagón que ha afectado a la mayor parte del país, a Portugal y algunas áreas de Francia. La empresa Red Eléctrica aseguró que el apagón tardaría de seis a 10 horas en repararse, es decir, que no tendría solución hasta la noche.

Por su parte, la Dirección General de Tráfico (DGT) también ha pedido a la ciudadanía que evite circular “en la medida de lo posible”. El apagón ha interrumpido todo el tráfico ferroviario, ha perjudicado al aéreo, ha provocado cortes en los transportes públicos y en muchas zonas se han apagado incluso los semáforos. También se han visto afectados los teléfonos móviles.

¿Cómo es la red eléctrica en España para que ocurra un apagón?

En declaraciones recogidas por Science Media Centre España, Miguel de Simón Martín, profesor titular en el Área de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de León, donde es el profesor responsable de las asignaturas Sistemas Eléctricos de Potencia, Gestión de la Generación Eléctrica y Energías Renovables, explica que "un ‘apagón’ o cero nacional es una circunstancia extraordinaria y muy poco probable en redes eléctricas modernas y desarrolladas como la de España. Se define como la pérdida total del suministro en todo el sistema eléctrico, una situación catastrófica, como hemos podido comprobar y es declarada por el operador del sistema (REE)".

Para entender mejor lo ocurrido, "podemos imaginar que la red eléctrica funciona como un sistema mallado de tuberías interconectadas por el que circula agua: algunas fuentes vierten agua (plantas generadoras) y otros puntos la drenan (consumidores). Si vertemos más agua de la que se consume, las tuberías podrían reventar; si vertemos menos, no se satisfaría la demanda. Este equilibrio debe mantenerse de forma continua, las 24 horas del día, los 365 días del año, a pesar de las variaciones constantes en el consumo (previsibles, dentro de ciertos márgenes, gracias a los históricos) y procurando además que el suministro sea económicamente eficiente. Para controlar este sistema, existen válvulas tanto en las fuentes (consignas de generación) como en los desagües y en algunos nudos y tuberías de la red (subestaciones), que permiten regular el vertido y la distribución del agua (la electricidad). El operador vigila tres variables principales: el caudal (frecuencia eléctrica), la altura de los nudos (tensión) y la presión en las tuberías (nivel de carga). Si el caudal aumenta (frecuencia sube), significa que se está vertiendo más agua de la que se drena, y viceversa. A su vez, cambios en la altura relativa de los nudos alteran el flujo por las tuberías, y si la presión supera su valor máximo, las tuberías pueden reventar".

Así, continúa señalando que "la red eléctrica peninsular española ha sido históricamente robusta y fiable gracias a su elevado grado de mallado en alta y muy alta tensión, así como a su gran capacidad de generación síncrona (centrales hidráulicas y térmicas). Sin embargo, su punto débil siempre ha sido la limitada interconexión internacional, condicionada por la barrera geográfica de los Pirineos. Actualmente, la capacidad de intercambio con Europa es de apenas un 3 % respecto a la potencia instalada (3.977 MW sobre 132.343 MW), lejos del 15 % fijado como objetivo para 2030 en el Marco de Políticas de Energía y Cambio Climático de la UE. La transición energética hacia fuentes renovables está transformando radicalmente el perfil de generación en España. Según el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), el objetivo es alcanzar un 81 % de generación renovable en 2030. A finales de 2024, las energías renovables representaban ya el 66 % de la potencia instalada y produjeron el 58,95 % de la energía eléctrica generada. La eólica (37,53 %), la solar fotovoltaica (37,85 %) y la hidráulica (20,40 %) son las principales tecnologías renovables actuales.

Sin embargo, a diferencia de los generadores hidráulicos o térmicos, los sistemas eólicos y fotovoltaicos no disponen de inercia, ya que se conectan a la red mediante electrónica de potencia (inversores). Esta característica hace que, a mayor penetración renovable, menor sea la robustez de la red. En consecuencia, con una baja capacidad de interconexión y una alta participación de generación renovable basada en inversores, nuestra red es hoy más vulnerable y dispone de menos margen de reacción ante perturbaciones".

Apagón eléctrico lunes 28 de abril

Respecto al apagón ocurrido el lunes 28 de abril, el experto indica que "aún se dispone de poca información oficial, aunque algunas fuentes apuntan a una perturbación en la red francesa causada por la desconexión súbita de una línea de muy alta tensión (400 kV). De confirmarse, el cierre de esta conexión sería, en nuestro símil hidráulico, equivalente a cerrar una válvula que une dos redes, desequilibrando gravemente el sistema español, más vulnerable por su menor interconexión y menor nivel de generación síncrona (en contraste con Francia, donde el 32,67 % de la potencia instalada es nuclear, proporcionando alta inercia)".

"El problema se agravó por el contexto: a las 12 h del día del apagón, el 73 % de la demanda prevista (27 GWh b.c.) iba a ser cubierta con energía solar fotovoltaica y solo un 3,3 % con eólica, aumentando la exposición a fluctuaciones de tensión. La caída de tensión derivada podría haber causado el desacople de plantas fotovoltaicas y eólicas, acelerando el colapso del sistema. Si esta hipótesis se confirma, es poco probable que el evento se repita en el corto o medio plazo, aunque persistan problemas en la red francesa, ya que podrían redistribuirse los flujos eléctricos por otras líneas alternativas", añade.

La solución a este tipo de vulnerabilidades es compleja, según cuenta Miguel de Simón Martín: "incrementar la capacidad de interconexión no es trivial. Sin embargo, ya está en ejecución un nuevo enlace de 5.000 MW entre España y Francia (Gatika–Cubnezais), previsto para finales de 2027. Se trata de un enlace en corriente continua (HVDC) que permitirá desacoplar fluctuaciones de tensión y frecuencia entre ambos sistemas, además de casi duplicar la capacidad de intercambio".

Finalmente, explica que, además de reforzar las interconexiones, "será fundamental el despliegue de sistemas de almacenamiento de energía y el desarrollo de microrredes capaces de aislarse de la red principal en caso de fallo, autoabasteciéndose mediante generación distribuida (fotovoltaica, minieólica, cogeneración, baterías, etc.). Estas soluciones aumentarán la flexibilidad y la resiliencia de la red, aunque todavía requieren mayor madurez tecnológica y un apoyo regulatorio decidido".  

¿Cómo se explica que haya ocurrido algo así?

Por su parte, Álvaro De La Puente Gil, profesor del Área de Ingeniería Eléctrica de la EST de Ingenieros de Minas de la Universidad de León, comenta que “un ‘cero absoluto’ es una situación extremadamente grave en la que la red eléctrica pierde completamente la tensión, es decir, todo el sistema se apaga. Es como si se pulsara un interruptor que desconecta de golpe todo el suministro eléctrico. Este apagón generalizado en la península ibérica ocurrió porque, en apenas cinco segundos, se perdió más de la mitad de la capacidad de generación eléctrica. El sistema, al no poder equilibrar esa caída tan brusca entre la generación y la demanda, se protegió desconectándose automáticamente tanto a nivel interno como del resto de la red europea. Es una medida de autoprotección que, paradójicamente, implica un corte total”.

En referencia a porqué ha pasado en la península, recuerda que “la península ibérica tiene una posición peculiar en el sistema eléctrico europeo porque está poco conectada con el resto del continente. Sus interconexiones eléctricas son limitadas, por lo que, en la práctica, funciona casi como una isla energética. Eso la hace más vulnerable a perturbaciones internas: si ocurre un fallo importante dentro del sistema peninsular, no puede recibir suficiente ayuda externa para estabilizarse. Además, en los últimos años se ha incrementado mucho la presencia de energías renovables, como la solar y la eólica, que son variables y dependen del clima. Esto puede hacer que el sistema sea más difícil de controlar en tiempo real, si no se cuenta con suficiente respaldo o almacenamiento”.  

¿Puede volver a pasar en los próximos días? 

“En los próximos días es poco probable que vuelva a ocurrir un apagón de la misma magnitud, especialmente porque ahora el sistema estará en máxima alerta. A corto plazo, el operador tomará medidas preventivas muy estrictas. No obstante, a medio plazo, si no se entienden bien las causas exactas y no se corrigen los posibles fallos estructurales, el riesgo no desaparece por completo. Es fundamental investigar a fondo qué originó la pérdida tan rápida de generación para poder evitar que se repita”, añade el experto.  

Para evitar un nuevo apagón, subraya que “hay varias líneas de mejora clave. La más importante es aumentar las interconexiones eléctricas con Francia y otros países europeos, para que la península deje de estar tan aislada. También se necesita mejorar la flexibilidad del sistema eléctrico, incorporando más almacenamiento (como baterías o sistemas de bombeo hidráulico) que puedan compensar la variabilidad de las renovables. Además, habría que reforzar los sistemas de control y predicción, y realizar simulacros más exigentes que contemplen escenarios extremos como el que se vivió hoy. Todo esto requiere inversión, planificación y una estrategia clara de transición energética segura”.