El 28 de abril pasará a los libros de historia como la fecha del mayor apagón de la era eléctrica en España. Un fallo en cascada poco más de 30 minutos después del mediodía dejó sin luz a toda la península Ibérica y obligó a cortar las interconexiones con el resto del continente. Se tardaron horas en recuperar por completo el suministro, una tarea ardua a la que los ingenieros de Red Eléctrica de España (REE, el gestor del sistema) solo se habían enfrentado en simuladores y no en la realidad: levantar un cero energético a escala nacional.
En las dos últimas semanas desde que ocurrió el gran apagón se han ido poco a poco conociendo algunas certezas sobre el corte del suministro. Se sabe que hubo oscilaciones previas, tanto en la red española como en la europea, que varias plantas de generación se desconectaron sucesivamente en tres provincias del sur de España y que REE fue incapaz de encapsular el apagón para que no se extendiese por toda la Península. La hipótesis del ciberataque, que circuló con fuerza en las primeras horas, pierde fuelle. Pero se sigue sin saber aún qué causó esas tres caídas de generación que acabaron por tumbar todo el sistema.
Lo que sigue es una síntesis somera de lo que se conoce —y lo que no— de este apagón:
Media hora antes
Hasta las 12.02 nada hacía presagiar, ni en España ni en Europa, que media hora después 55 millones de personas se quedarían sin luz durante horas en la península Ibérica. Un minuto después, a las 12.03, llegaría un primer indicio —todavía leve, muy leve— de que algo podría estar yendo mal. La red europea registró una primera oscilación, caída de frecuencia incluida. Así lo confirmó el pasado viernes ENTSO-e, que aglutina a los operadores de la red eléctrica de Europa. Este organismo, aunque no aportó información sobre la ubicación exacta del suceso, sí dio cifras sobre su duración: cuatro minutos.
A las 12.19 se registró un segundo episodio, con una duración estimada de dos minutos. Una de las líneas de investigación se centra en saber si esas oscilaciones “tuvieron algo que ver” con la caída total en el suministro, según ha afirmado este miércoles la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen.
En ese momento, España seguía estando prácticamente al margen de estos hechos. Con una salvedad: algunas plantas de generación, dependientes de las grandes compañías eléctricas, ya habían detectado algunos patrones anómalos en la red que, sin embargo, no habían comunicado a REE.
El apagón
La comisión creada por el Gobierno investiga si esas dos primeras oscilaciones están relacionadas con lo que ocurrió a partir de las 12 horas, 32 minutos y 57 segundos. Esta es la secuencia, según la información que han ido ofreciendo Red Eléctrica y el Ministerio para la Transición Ecológica:
Estas tres caídas de generación en tres subestaciones de Granada, Badajoz y Sevilla, que finalmente tumbaron todo el sistema, supusieron una pérdida acumulada de 2,2 gigavatios en 20 segundos, el equivalente a la potencia de más de dos reactores nucleares.
“Inmediatamente después arranca la fase de desconexión en cascada por sobretensión”, ha afirmado este miércoles Aagesen en el Congreso. Ni REE ni el Gobierno han cuantificado el número de plantas que dejaron de inyectar electricidad en la red. Tampoco la tecnología que utilizaban esas plantas, ni si eran renovables o no. No se desconectaron centrales ni en Portugal ni en Francia, dos países a los que España exportaba electricidad de forma intensiva en ese momento.
Caída de frecuencia
Tras las tres pérdidas de generación, la frecuencia disminuyó y la tensión aumentó tanto en España como en Portugal, con quien le une la mayor interconexión y con quien, en la práctica, actúa como si fueran un único mercado eléctrico. La caída de frecuencia continuaría a lo largo de ese minuto 12.33, el más largo y oscuro de la historia del sistema eléctrico español. Entre los segundos 18 y 21, se alcanzarían los 48 hercios, dos por debajo del nivel estándar de operación.
Fallan los cortafuegos
En ese punto, la situación es crítica. En REE se activan automáticamente los planes de defensa de deslastre automático de carga de España y Portugal, es decir, la desconexión de plantas para evitar el colapso de todo el sistema. Lo hace hasta en seis ocasiones, sin éxito y sin que se conozcan aún las razones de por qué no fue capaz de controlar la situación y que el apagón se quedara encapsulado en una parte de la Península.
La Península se fue quedando sin generación hasta que alcanzó el nivel de seguridad para el resto del sistema europeo: 15 gigavatios. Superado ese umbral, y por diseño, es cuando la Península se desengancha de la red europea, a la que está unida por Francia, para evitar un posible apagón en todo el continente, como han explicado en el Ministerio para la Transición Ecológica.
La falta de inercia en el sistema
Al margen de la causa inicial, muchos expertos han apuntado en estos 17 días que el peso de la solar y la eólica en el momento del apagón pudo ser un elemento que contribuyese a la cascada de fallos después de la primera inestabilidad, aunque desde el ministerio no han querido entrar en este asunto hasta conocer la causa original de las tres caídas de generación. Antes del incidente, la red española se alimentaba mayoritariamente con energía solar (59%) y eólica (11%). No son los niveles más altos de las últimas semanas, pero sí altos en perspectiva histórica —la red tiene décadas—. España estaba operando con relativa escasez de “inercia síncrona”.
Los generadores rotatorios gigantescos de las plantas hidroeléctricas, nucleares y el resto de térmicas tienen gran cantidad de inercia y energía cinética acumulada en su giro, y eso ayuda a autoestabilizar la red cuando baja la generación. Pero, de manera clave, las centrales solares y eólicas no aportan esa inercia síncrona de manera natural. Es decir, que la falta de inercia pudo limitar la capacidad de compensar perturbaciones en la red.
Este problema es conocido en el sector. ENTSO-E, de hecho, tiene un proyecto, Project Inertia, para “ofrecer la explotación segura y eficiente de un sistema descarbonizado y preparado para el futuro”. Y en los últimos días han aparecido varios informes de la propia Red Eléctrica abordando este asunto,
Actualmente, hay soluciones tecnológicas para generar inercia sintética que acompañe la generación solar y eólica, como convertidores electrónicos o baterías. Además, la inercia se puede conseguir también con una renovable: la hidráulica. España puede aumentar los bombeos —es decir, los circuitos de dos embalses que sirven para acumular energía, que se puede volcar a la red eléctrica cuando se necesite—. También se apunta a acelerar el almacenamiento eléctrico, que va con retraso en España, como otra de las posibles soluciones.
La poca interconexión con Europa
También se apunta un problema histórico de nuestra red: la falta de interconexión de la península Ibérica con el sistema europeo. A ello apuntó en las primeras horas tras el apagón Eduardo Prieto, director de servicios para la operación de Red Eléctrica, destacando la seguridad: “los sistemas eléctricos cuanto más interconectados están, son más seguros, más robustos, más capaces de hacer frente en mejores condiciones a las perturbaciones”.
En España la capacidad de interconexión equivalía en 2023 al 4,4% de nuestra capacidad de producción, una cifra muy por debajo del 15% que la Unión Europea marcó como objetivo para 2030.
