Cisne negro o fracaso. Lo que aún necesitamos saber sobre el apagón

Casi dos semanas después del apagón que dejó sin luz a toda la Península Ibérica, aún se desconoce la causa, o las causas. El estudio preliminar publicado por ENTSO-E (la asociación de operadores de redes europeos que investiga el incidente) revela que hubo dos fluctuaciones en la sincronización de la red europea antes del gran evento. Pero estaban controlados. En el momento del apagón no había fluctuaciones y la red operaba dentro de rangos normales, cuando parte de la producción energética en España cayó, desequilibrando sin control el sistema ibérico. Todo ocurrió en menos de 30 segundos.

Reconstruir esos segundos y lo que ocurrió antes y después podría llevar algún tiempo, advirtió el presidente del Gobierno español. Pedro Sánchez justificó el retraso en la necesidad de investigar 756 millones de datos recopilados de los operadores del sistema español —lo que podría llevar al menos tres meses— y prometió total transparencia .

Hay expertos que describen el acontecimiento como un “cisne negro”, es decir, el resultado de una acumulación de factores o una combinación de variables que nadie previó y que por tanto no se pudo evitar. Pero al mismo tiempo, están apareciendo evidencias de fallos recientes en la red eléctrica española que han sido minimizados. Y aparecen informes con advertencias sobre los riesgos y la necesidad de invertir más de lo que se había dejado en los cajones. El epicentro está en España, pero Portugal no puede escapar de la crisis de confianza que ha golpeado al sistema eléctrico porque está, para bien o para mal, muy integrado en la red española.

La independencia energética y la seguridad del suministro quedaron señalizadas con la separación comercial de las dos redes tras el apagón. La decisión también fue política (REN asumió la coordinación con el Gobierno) durante la campaña electoral, pero tiene costes porque la energía producida en Portugal es más cara. Hay un anuncio de un retorno limitado a los intercambios comerciales, pero el directivo portugués de la red exige más información sobre lo ocurrido al otro lado de la frontera.

Ni REN ni Red Eléctrica Española (REE) han publicado todavía ninguna evaluación o investigación sobre lo ocurrido el 28 de abril. Mientras tanto, el operador de red francés, RTE (un actor menor en esta crisis), ha publicado un exhaustivo documento explicativo de 20 preguntas .

El presidente de la APE (Asociación Portuguesa de Energía) reconoce que es “extraño” que aún se desconozca el origen cuando en otros apagones se pudo saber casi inmediatamente qué falló y los motivos por los que “los mecanismos de protección y control no respondieron como debían”. Pero es necesario entender, destaca António Coutinho, que el sistema que tenemos hoy es muy diferente al que teníamos hace 25 años, cuando ocurrió el famoso incidente de la cigüeña. Y hay un interés enorme (en el mundo energético) en saber qué pasó.

Además de las causas, el presidente de la APE sostiene que es importante aprender lecciones que no sean sólo para el sector eléctrico. “No se puede prescindir de una buena crisis para mejorar el sistema y aumentar la resiliencia”.

Se sabe con casi un 100% de certeza que el origen del problema estuvo en España y en la red de transmisión eléctrica, pero todavía no sabemos con precisión dónde empezó. Por ejemplo, las autoridades españolas dijeron que las plantas que se apagaron automáticamente estaban ubicadas en el suroeste de España —Extremadura y Castilla—, pero no se sabe dónde ni qué plantas se apagaron. Aunque se supone que una parte importante de estas plantas serían de producción solar, ya que esta era la tecnología que dominaba claramente el mix energético.

En el informe preliminar publicado este viernes, ENTSO-E vuelve a mencionar el sur de España como la ubicación de las plantas que fueron desconectadas.

Hay información de que las centrales nucleares que estaban conectadas se desactivaron automáticamente (por protección), pero no está claro cuál fue su función.

También se sabe que la falla de la red de transmisión se debió a una caída abrupta en la inyección de producción de energía. Según la asociación de operadores europeos, 2.200 megavatios (una cifra superior a los 1.500 MW anunciados inicialmente) que se estaban inyectando en España han desaparecido de la red. En Portugal y España no hubo fallos de producción. A raíz de este suceso, la frecuencia bajó y el voltaje subió en las redes de España y Portugal.

Cuando la frecuencia alcanzó los 48 hercios, la sincronización en la red eléctrica requiere 50 hercios, lo que activó automáticamente los planes de protección de los sistemas español y portugués, apagando todo y sin dejar margen para aislar el problema y frenar el contagio a Portugal.

Según el cronograma publicado por ENTSO-E , los 2.200 MW de potencia, gran parte del consumo de España en ese momento, se quedaron sin energía en 20 segundos. Después de seis segundos —entre las 12:33:18 y las 12:33:24 (hora española)— el sistema eléctrico colapsó completamente en la Península Ibérica y se interrumpió la interconexión con Francia.

Otro dato consolidado es que España tenía un fuerte superávit exportador en el momento del apagón, suministrando electricidad a Francia, Portugal y Marruecos porque había mucha energía solar entrando a la red a precios bajos. Según ENTSO-E, Portugal fue el país que recibió más energía: 2.000 MW. 1.000 MW se destinarían a Francia y 800 MW a Marruecos.

A diferencia de lo que ocurrió en Portugal, los sistemas de protección de la red francesa funcionaron. Se produjo un apagado automático de las centrales eléctricas en el suroeste de Francia (incluido un reactor nuclear) y el operador activó cortes de suministro eléctrico a grandes consumidores industriales y algunos domésticos para reducir la demanda. Estos cortes duraron menos de media hora. Francia logró contener los daños antes de que contaminase su red y el resto de la red europea. Una parte importante de este éxito se debe a la interconexión relativamente limitada entre ambos países, que limita la cantidad de energía que Francia puede comprar a España dado el tamaño del mercado.

En Portugal, la interconexión con España abastece más del 20% del consumo nacional total y en el momento del apagón Portugal compraba casi un tercio de sus necesidades. Con todas las puertas abiertas, la red portuguesa quedó atrapada en una cadena de desconexiones automáticas del sistema —desde las plantas de producción hasta las subestaciones— que duraron segundos. No habría habido espacio para un corte de carga que hubiera salvado islas en la red, ni siquiera tiempo para ninguna intervención del gestor.

Aunque la mayoría de los expertos sostienen que Portugal siempre sería más vulnerable incluso si no importara, REN suspendió las importaciones en los 10 días siguientes al apagón, en nombre de la seguridad de suministro y a la espera de nuevas respuestas de su homólogo español. La interconexión ya está operativa, pero recién a partir del jueves comenzaron a abrirse las puertas.

Pero si la interconexión dejó la puerta abierta al tsunami que se avecinaba, también ayudó a restablecer el servicio. Aunque Portugal utilizó las dos centrales que permiten al sistema arrancar de forma autónoma desde cero —Castelo de Bode, en el centro, empezó a alimentar la red a las 16.11 y Tapada do Outeiro, en el norte, arrancó a las 17.26—, la restauración del suministro al final del día estuvo favorecida por las inestimables interconexiones con España desde Trás-os-Montes y el Algarve, que empezaron a reanudarse a las 18.36.

En España, donde el arranque autónomo de las centrales no funcionó, la interconexión con Francia y Marruecos fue esencial para restablecer el suministro energético a la red al final del día del apagón. El informe de ENTSO-E confirma que la reenergización del sistema español comenzó a las 12:44 con la reanudación de parte de la interconexión con Francia y 20 minutos después con Marruecos.

“Las interconexiones nos permiten aumentar la eficiencia económica y la resiliencia del sistema”, pero al mismo tiempo “cuando estoy interconectado estoy expuesto” y esto significa tanto que “tengo apoyo” si tengo problemas, como que soy vulnerable a los problemas de mi vecino, subraya António Coutinho. Portugal ha demostrado que tiene capacidad para funcionar sin interconexión, pero “no somos ni más resilientes ni más eficientes” (desde el punto de vista económico estamos pagando más), concluye el presidente de la APE.

Otro hecho ya identificado es la existencia de un número inusual de perturbaciones en la estabilidad de la red eléctrica española, que habrían resultado de fluctuaciones en el nivel de frecuencia antes del apagón. Según la prensa española, el pasado 22 de abril se registraron casi 20 desconexiones en cascada de líneas y plantas fotovoltaicas en tan solo un minuto. Esta sucesión de incidentes provocó cortes localizados de suministro que afectaron a una refinería de Cartagena y a la red de trenes de alta velocidad de Madrid.

REE consideró que estas anomalías eran normales y añadió que su combinación causaba fluctuaciones de voltaje que se resolvieron en pocos minutos. Estas fluctuaciones se atribuyeron a cambios en el flujo con Portugal, una caída en la producción fotovoltaica y trabajos de mantenimiento en la interconexión con Francia. En respuesta a El Mundo, el gerente de la cadena española asegura que estas fluctuaciones de voltaje se resolvieron en 5 minutos.

El día del apagón se identificaron tres incidentes de inestabilidad de frecuencia que provocaron fallas en el suministro eléctrico a la red. La asociación de operadores europeos confirma que la red eléctrica europea ha sentido estas dos perturbaciones en la zona de sincronización de Europa continental, pero que ha recuperado la estabilidad. Uno de estos incidentes ocurrió 19 segundos antes del gran evento: los 22 gigavatios que cayeron en pocos segundos porque las plantas de energía se apagaron automáticamente para protegerse de las fluctuaciones de la banda, y que derribó todas las redes.

Pero no está claro qué papel desempeñaron estas perturbaciones en el colapso masivo que siguió, una vez que el sistema fue capaz de digerirlas. Tampoco se sabe qué evento específico precipitó el apagón masivo ocurrido a las 12:33 (hora española). Tampoco se estableció una relación de causa y efecto con los incidentes que afectaron la energía en segmentos localizados de la red en días anteriores.

La información disponible indica que cuando se produjo el incidente, la solar era la fuente energética claramente dominante en el mix de producción español y representaba, junto con la eólica, el 70% del suministro. Es un nivel significativo, pero no es inédito y ya se ha visto en otros días de 2024 y 2025. En otras palabras, concluye la cadena francesa en su explicativo, no basta con atribuir culpas por el apagón.

Todos los expertos coinciden en que una fuerte exposición del sistema eléctrico a la producción renovable, en particular solar y eólica, genera menor inercia en la red eléctrica, lo que a su vez incrementa los fenómenos de desincronización en la red. Esto es una consecuencia de la tecnología IBR (generadores no síncronos), que conecta la energía renovable a la red sin generar la inercia que permite absorber las fluctuaciones de frecuencia, a diferencia de los dispositivos de conexión de las centrales clásicas que generan esta inercia.

Como explica el experto y consultor António Vidigal en una publicación de LinkedIn: «Durante periodos de baja inercia, un desequilibrio repentino y significativo entre la generación y el consumo de energía, debido, por ejemplo, a la salida repentina de un generador de gran tamaño de la red, provoca una gran desviación instantánea de la frecuencia. Por otro lado, durante periodos de alta inercia, la misma desconexión del generador provoca una pequeña desviación de la frecuencia».

Los datos que ya están sobre la mesa indican que este fenómeno jugó un papel en el apagón ibérico. Pero como en el pasado el sistema superó situaciones comparables, todavía no está claro qué fue diferente esta vez y qué hizo que la copa se desbordara.

Entre otras teorías que se han planteado para explicar lo diferente el 28 de abril se encuentran un error en las previsiones de producción que subestimaron la cantidad de energía renovable que iba a entrar a la red y una asimetría regional entre las regiones que producían (las provincias del suroeste de España) y las que consumían más. Es una característica del sistema español que incrementa la presión sobre las redes y los balances de frecuencia, ya que los cables tienen que ser muy largos para conectar consumo y producción, atravesando zonas sin demanda. En este contexto, es aconsejable un mayor control del nivel de tensión.

Pero ¿podría la falta de inercia del sistema constituir un punto ciego en el debate energético? La pregunta la plantea RTE. La respuesta del operador francés es interesada, ya que el sistema vigente en Francia está marcado por un fuerte sesgo nuclear.

La compañía francesa se refiere a un informe de 2021 en el que sostiene que un sistema eléctrico que depende única o casi exclusivamente de renovables es más arriesgado desde el punto de vista de la viabilidad técnica que un sistema que mantiene un parque nuclear importante. Una tesis que cuenta con el respaldo de un director de RTE en Linkedin.

El problema es conocido y existen mecanismos que permiten mitigar o compensar la falta de inercia del sistema, ya sea a nivel de baterías o manteniendo las centrales convencionales (incluida la hidroeléctrica) conectadas a la red aunque no estén produciendo. Aquí, tras la desconexión de la central de carbón de Sines, se firmó un contrato de servicios de compensación síncrona con Alqueva, con el objetivo de ajustar continuamente la compensación de energía reactiva y estabilizar la red, permitiendo el control de la tensión de esta última.

Pero a medida que más energía eólica y solar se incorporan a la red y las convencionales dejan de funcionar, el riesgo aumenta y la gestión de la inercia se convierte en una variable crítica del sistema.

Pese a que la tan comentada exposición del sistema ibérico se atribuye a las elevadas inyecciones de renovables, lo cierto es que hay países con mayor penetración de energías verdes que han conseguido aumentar la resiliencia de sus sistemas. Es el caso de Escandinavia, pero aquí la intensa red de interconexiones entre mercados le da una ventaja en comparación con la isla energética de Iberia, dice António Coutinho. Irlanda, una isla literal, es otro buen ejemplo resaltado por el esfuerzo realizado en la resiliencia de la red.

Éste será probablemente el apagón más investigado de la historia europea reciente, sobre todo cuando lo que está en juego es también el efecto contagio que promueven las interconexiones. En el mercado integrado europeo, un apagón local adquiere importancia sistémica y por ello se llevará a cabo una investigación por parte de la asociación que integra a los operadores de redes europeos, ENTSO-E, realizada por expertos independientes. Uno de estos expertos es el portugués Albino Marques, que será el encargado de organizar el grupo regional para Europa continental. Albino Marques fue el responsable de coordinar el sistema eléctrico de REN hasta 2021. Actualmente es consultor de REN y coordinador de ENTSO-E.

Esta investigación se llevará a cabo en dos fases. En la primera fase. El panel recopilará y analizará todos los datos disponibles sobre el incidente, reconstruirá el evento del 28 de abril y determinará las causas del apagón en un informe que se hará público. La segunda fase implica desarrollar recomendaciones para ayudar a prevenir incidentes en el futuro.

España y Portugal tienen tres meses para transmitir todos los datos solicitados y estos expertos tienen hasta seis meses para elaborar un informe. Entidades como la asociación de reguladores europeos y la Comisión Europea también evaluarán lo sucedido.

Paralelamente, en España se están llevando a cabo investigaciones internas, con la creación de un comité intragubernamental que podría tardar entre tres y seis meses en determinar las causas. Se están analizando más de 750 millones de datos proporcionados por los operadores y registrados en los sistemas y no se descarta ninguna hipótesis, ni siquiera la de un ciberataque.

En Portugal, y tras un primer estudio preliminar, REN tendrá que presentar a la ERSE (Autoridad Reguladora de Servicios Energéticos) un informe completo sobre el apagón en el plazo de 20 días —plazo prorrogable— que responda a varias preguntas: causa de las interrupciones del suministro y su justificación; consecuencias de las interrupciones, en particular, el número de clientes afectados, las zonas geográficas afectadas y la energía no suministrada o no distribuida; acciones de sustitución de servicios, procedimientos adoptados, dificultades encontradas y estrategia de comunicación.

El Gobierno también solicitó auditorías a los reguladores del transporte, las comunicaciones y la aviación para comprender cómo respondieron estos sistemas críticos.

Una red con más renovables tiene que evolucionar tecnológicamente, lo que requiere más inversión. Pero no sólo eso. El nivel de exigencia en la gestión del flujo es mucho mayor. No sólo porque la energía renovable es intermitente e impredecible, sino también porque está descentralizada en miles de unidades. La electrificación del consumo, especialmente en la industria, requiere reforzar y, al mismo tiempo, dispersar la capacidad de recibir y suministrar energía. Para lograrlo, es necesario hacer un mayor uso de los servicios del sistema que permitan activar un escudo de defensa ante la volatilidad de las renovables, lo que implica, por ejemplo, disponer de una planta gestionable (hidráulica o térmica) lista para arrancar, aunque acabe sin producir si no es necesario. Todo esto cuesta dinero y puede afectar los precios.

Corresponde a los operadores de la red, REE en España y REN en Portugal, proponer las inversiones que consideren necesarias para la resiliencia de la red. Estos planes están sujetos a los reguladores porque hay impactos tarifarios (en Portugal, ERSE emite una opinión), pero la decisión final está en manos de los gobiernos. También corresponde a los operadores del sistema advertir de los riesgos de seguridad del suministro e indicar lo que es necesario para minimizar dichos riesgos.

La responsabilidad del operador de red en este tipo de eventos se divide en dos áreas. El primero es operativo y consiste en entender si REE y REN gestionaron adecuadamente la situación, si procesaron toda la información disponible, si evaluaron los riesgos y si hicieron todo lo posible para superarlos.

Informes aparecidos ya en la prensa española parecen indicar que hubo señales que fueron ignoradas o no tenidas en cuenta por REE, como las citadas perturbaciones oscilatorias que afectaron al nivel de frecuencia días antes.

Luego hay un eje más estructural que involucra, en primera instancia, a REE y REN, pero también a entidades con responsabilidades de planificación y regulación en el sector. Y, por supuesto, el Gobierno, que tiene más peso en el mercado español que en el portugués. La gestión de la red eléctrica está a cargo del Estado, que posee el 20% de la empresa. La actual presidenta, Beatriz Corredor, que ha sido objeto de muchas críticas, proviene del Gobierno de Sánchez. El día del apagón, el presidente del Gobierno español asumió el protagonismo y estuvo personalmente en el centro de despacho de REE durante las operaciones de recuperación del sistema.

Luís Montenegro ya estuvo en el centro de despacho de la REN, pero quien estaba coordinando (y después explicando) cómo se estaba restableciendo el sistema era el administrador de la gestora de red, João Conceição, que era la cara visible en lugar del presidente, Rodrigo Costa, que estaba fuera del país el día del apagón.

Los desafíos de la transición energética en las redes de transmisión y distribución son un tema muy discutido en Portugal y España y existen directrices europeas para aumentar la resiliencia, pero el apagón sacó a la luz otras preocupaciones que no siempre se consideraron prioritarias. Sobre todo porque todo esto cuesta dinero y estas inversiones se pagan con las tarifas eléctricas, lo que supone precios más caros para los consumidores. Se trata de una consecuencia que el Gobierno y los reguladores pretenden evitar con el argumento de que las renovables permiten bajar los precios. Lo cual es cierto en términos de producción, pero no en términos de redes.

Tras el apagón, la prensa española se hizo eco de un informe de REE entregado en enero a la Dirección General de Energía, en el que se reconoce que hay zonas en las infraestructuras que podrían llegar a ser críticas con una mayor integración de renovables y una menor producción convencional (hidráulica y térmica). Esta evolución requirió reforzar los sistemas de protección de la red, ya que estos podrían no detectar fallas y responder para resolverlas. En declaraciones a El Mundo, el ministerio responsable de Energía explicó que las inversiones identificadas formaban parte de un plan a cinco años y que REE no señaló ninguna urgencia en su ejecución.

En este sentido, el informe de seguimiento de la seguridad del suministro, elaborado a partir de la información facilitada por REN, indica que Portugal ya establece requisitos técnicos mínimos para la conexión de centros generadores de un determinado tamaño, con el fin de garantizar el correcto funcionamiento del sistema ante una realidad marcada por “un número creciente de horas de funcionamiento con capacidad limitada de control de frecuencia y tensión, así como una inercia muy baja”.

Para el presidente de la Asociación Portuguesa de Energía, el apagón demostró la necesidad de invertir más en sistemas de regulación de frecuencia. “No puedo querer tener energía renovable y luego no adaptar todo el sistema eléctrico”, subraya António Coutinho. También mostró lo dependientes que somos de la energía para las cosas más básicas. Y esta dependencia sólo crecerá porque la electrificación ha sido la principal vía para descarbonizar la economía. El corte eléctrico también reveló vulnerabilidades en sistemas críticos y servicios esenciales, entre otros.

António Coutinho pone el ejemplo de los semáforos que, si bien no son un servicio esencial, cuando fallan en puntos críticos pueden perturbar gravemente el funcionamiento de la sociedad. Otro ejemplo son las gasolineras que suministran combustible a los generadores que mantienen las luces encendidas cuando falla el sistema eléctrico, y que también se detienen cuando no hay electricidad. También está el caso de antenas de operadores móviles que tienen baterías que duran sólo dos horas, lo que se ha demostrado claramente insuficiente.

Un aspecto que se debe valorar es que cada vez es más barato instalar la capacidad de producir y almacenar energía distribuida y que incluso los coches eléctricos pueden desempeñar ese papel (si se cargan). El experto concluye: “tenemos que mirar el uso de la energía de forma que se asegure el funcionamiento de la sociedad y eso implica tener más redundancias”.