Reacción a "Un apagón eléctrico masivo en la península deja sin suministro a millones de personas"

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 que ha ocurrido, podemos imaginar que la red eléctrica funciona como una red hidráulica de tuberías interconectadas por el que circula agua. En algunos puntos de la red se encuentran bombas hidráulicas (los generadores eléctricos), que aportan caudal (potencia activa) y generan presión (tensión eléctrica), impulsando el flujo hacia los puntos de consumo. En otros puntos, tenemos grifos o desagües, donde se extrae el agua (los puntos de demanda). El agua circula por tuberías (líneas eléctricas), y su movimiento depende de la presión generada, la altura relativa de los puntos y las pérdidas del sistema.

En esta analogía, la cota de un nudo hidráulico —es decir, su altura relativa— representa la tensión eléctrica en ese punto, en el sentido de que un nodo con mayor cota impulsa el flujo hacia uno con cota inferior. La presión hidráulica también puede asociarse con la tensión, ya que ambas determinan la capacidad de generar ese flujo. Lo más importante es que el gradiente de presión o cota entre dos puntos impulsa el caudal de agua, del mismo modo que la diferencia de tensión impulsa el flujo de potencia entre nodos eléctricos.

El objetivo es mantener el caudal de agua (la potencia activa) equilibrado entre lo que se inyecta y lo que se consume. Para visualizar este equilibrio, podemos imaginar un depósito central ficticio en la red. Si las bombas inyectan más agua de la que se extrae, el nivel del depósito sube; si se consume más de lo que se inyecta, baja. Ese nivel del depósito es análogo a la frecuencia eléctrica del sistema: una magnitud global que refleja el equilibrio instantáneo entre generación y demanda. Aunque no existe un depósito real en la red eléctrica, la frecuencia se comporta como si lo hubiera, ya que su valor sube o baja en función de los desajustes, reflejando si el sistema está acumulando o perdiendo energía.

Así, si el nivel (frecuencia) sube, significa que estamos generando más de lo que se consume; si baja, estamos generando menos. Este “depósito invisible” es un excelente símil para entender cómo reacciona la red eléctrica ante cualquier desequilibrio. El operador del sistema vigila constantemente ese nivel, ya que desviaciones importantes pueden activar protecciones automáticas o, en casos extremos, provocar un colapso generalizado.

Es importante destacar que esta analogía tiene límites. Una red hidráulica convencional se comporta más como una red de corriente continua (DC): en ella no existe una magnitud análoga a la frecuencia ni un fenómeno de oscilación sincronizada. En cambio, en una red de corriente alterna (AC), la frecuencia es una propiedad fundamental del sistema: representa la velocidad de oscilación conjunta de todos los generadores acoplados a la red y actúa como indicador directo del balance entre generación y consumo en tiempo real. Su control es esencial para garantizar la estabilidad del sistema.

Por último, conviene recordar que esta analogía se centra en explicar el comportamiento de la potencia activa. La potencia reactiva, que también juega un papel clave en la regulación de tensiones locales, no tiene un equivalente sencillo en este modelo hidráulico, por lo que se ha omitido para mantener la claridad conceptual.

Normalmente, el sistema opera en estado seguro, es decir, con caudal, alturas y presiones dentro de márgenes adecuados, incluso considerando contingencias previsibles (por ejemplo, la rotura de una tubería, equivalente a la indisponibilidad de una línea eléctrica). Si las variables siguen dentro de sus márgenes, pero no se cumplen los criterios de seguridad, hablamos de estado de alerta, en el cual el operador realiza correcciones urgentes para volver al estado seguro. Si estas medidas no bastan, el sistema entra en estado de emergencia: una o más variables (frecuencia, tensión, etc.) salen de sus márgenes de operación admisibles, aumentando el riesgo de fallo catastrófico. En este estado se aplican procedimientos extraordinarios para restablecer la estabilidad o la desconexión de los elementos (apagón) para evitar daños.

Ante el caso de la desconexión del sistema completo (cero nacional), se activan los llamados planes de reposición, re-energizando progresivamente el sistema mientras se equilibra generación y demanda.

Una diferencia clave entre este símil hidráulico y la red eléctrica real es la limitada capacidad de almacenamiento de esta última: no existen grandes depósitos que amortigüen las variaciones súbitas. Los únicos elementos comparables son las centrales de bombeo reversibles y los sistemas de baterías, que en conjunto apenas representan el 2,65 % de la potencia instalada peninsular (datos a 31 de diciembre de 2024). 

Para mantener la estabilidad de la red disponemos de tres mecanismos: 

• Mallado: una red más mallada ofrece más rutas alternativas para repartir los flujos y evitar sobrecargas. 
• Interconexión: la conexión a redes vecinas permite recibir o exportar electricidad según las necesidades. 
• Generadores síncronos: este tipo de generadores (hidráulicos, térmicos) proporcionan inercia mecánica que ayuda a absorber fluctuaciones, actuando como pequeños depósitos de energía. 

En resumen, una red grande, bien mallada, con fuertes interconexiones y abundantes generadores síncronos será más estable y menos propensa a fallos. 

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. 

Respecto al apagón ocurrido el lunes 28 de abril, 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 en barras de central) iba a ser cubierta con energía solar fotovoltaica, aumentando la exposición a posibles fluctuaciones de tensión y frecuencia. La variación brusca de la tensión derivada podría haber causado el desacople en cascada de plantas de generación (las instalaciones se protegen, entre otros, ante sobretensiones que, en el símil hidráulico, serían semejantes a un golpe de presión), provocando un gran desequilibrio entre generación y consumo (disminución del nivel del depósito de control), acelerando así el colapso del sistema.

La solución a este tipo de vulnerabilidades es compleja: 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, además de reforzar las interconexiones, será fundamental el despliegue de sistemas de almacenamiento de energía y de provisión de inercia (inercia sintética), tanto para tensión como frecuencia. También sería interesante 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.