Diagnóstico del Apagón del 28 de Abril: Anatomía de un Colapso Sistémico

¡Hola, amigos!

Como os prometí, aquí tenéis un análisis más detallado y técnico sobre el apagón del 28 de abril, pensado para quienes tengáis ganas de profundizar y entender qué ocurrió realmente. Este análisis se basa en la información disponible hasta la fecha y, mientras no se publiquen los informes oficiales, debe considerarse una interpretación fundamentada pero provisional.

Lo primero que hay que tener claro es que el apagón no fue un evento fortuito, sino la consecuencia previsible de operar un sistema eléctrico bajo condiciones de estrés extremo. El incidente fue el resultado de una "tormenta perfecta" técnica, donde la alta concentración de generación renovable, la baja inercia del sistema y una configuración de red tensionada con una capacidad de controlar la tensión cuestionable y que se encontraron con una normativa de protecciones que no había evolucionado al mismo ritmo que la tecnología.

A continuación, os detallo los principales factores técnicos que, combinados, condujeron al colapso de la red peninsular:

1. Condiciones Iniciales: Un Sistema Operando al Límite de su Estabilidad

Minutos antes del incidente, la red operaba en un escenario de alta vulnerabilidad, definido por cuatro factores críticos:

• Elevada Penetración de Renovables: Cerca del 80% de la generación instantánea provenía de fuentes solares y eólicas. Esto desplazo por cuestiones economicas y minimizó la participación de la generación síncrona (centrales nucleares y de gas), que es la principal fuente de estabilidad de la red.
• Bajos Niveles de Inercia: La inercia del sistema (generación sincrona), que actúa como un amortiguador natural contra las perturbaciones de frecuencia, se encontraba en niveles mínimos. Aunque formalmente cumplía con los estándares de ENTSO-E, se mostro insuficiente para una red con una dependencia tan alta de la electrónica de potencia.
• Flujos de Potencia Tensionados: La mayor parte de la producción solar en el momento del colapso se concentraba en el sur (Andalucía, Extremadura), mientras que la demanda y las interconexiones se situaban en el centro y norte. Esto obligaba a las líneas de 400 kV del corredor sur-centro-norte a operar cerca de su límite de capacidad para evacuar la energía. Produciendo sobretensiones puntuales que había que ir gestionando
• Normativa de Protecciones Obsoleta: Los criterios de seguridad y los ajustes de las protecciones de la red databan de 1996. Estaban diseñados para un mix energético dominado por la generación síncrona, no para la dinámica rápida y compleja de un sistema basado en inversores electrónicos de nueva generación.

2. La Secuencia del Colapso: Tres Fallos en Menos de 30 Segundos

La fragilidad del sistema se materializó en una cascada de fallos que se desencadenó en apenas 20 segundos:

• 12:32:57 (Fallo 1): Disparo de una instalación de generación en la provincia de Granada. Este fue el evento iniciador.
• 12:33:16 (Fallo 2): 19 segundos después, se desconecta una central de ciclo combinado en Badajoz.
• 12:33:17 (Fallo 3): Inmediatamente después, se produce el disparo de una gran planta fotovoltaica en Sevilla.

En conjunto, estos tres eventos provocaron una pérdida de generación súbita de aproximadamente 2.2 GW. Esta perturbación masiva fue el detonante del colapso:

• Disparo en Cascada de Inversores (12:33:18): La pérdida de potencia provocó una caída drástica de la frecuencia (RoCoF > 2 Hz/s) y sobretensiones locales. Miles de inversores fotovoltaicos, programados para desconectarse ante tales anomalías (protecciones de frecuencia y tensión), actuaron según su diseño y se auto-desconectaron masivamente.
• Aislamiento del Sistema Ibérico (12:33:21): Las violentas oscilaciones provocaron que las protecciones de las interconexiones con Francia se activaran, aislando la Península Ibérica de la red continental europea.
• Fallo de los Esquemas de Protección (12:33:24): Los sistemas de emergencia, como el deslastre de cargas por baja frecuencia (UFLS), no pudieron actuar con la rapidez suficiente para contener una caída tan vertical. El sistema colapsó por completo (blackout).

3. Análisis de Causas: ¿Por Qué Fallaron las Protecciones?

Los esquemas de protecciones tradicionales fracasaron porque el sistema evolucionó de un estado estable a un colapso total en segundos, una velocidad para la cual no estaban diseñados.

• Inercia Baja y RoCoF Elevado: Con tan poca masa rotatoria en el sistema, la frecuencia cayó en picado. La "Tasa de Cambio de Frecuencia" (RoCoF) superó los 2 Hz/s, excediendo el umbral de disparo de muchos inversores fotovoltaicos.
• Sobretensiones y Efecto Ferranti: La desconexión masiva de carga y generación en el sur provocó que las líneas de 400 kV quedaran operando en vacío y sufrieran una sobretensión crítica por el Efecto Ferranti, generando sobretensiones que superaron el 105% de su valor nominal y activaron aún más protecciones.
• Rigidez Topológica y Falta de Respaldo Local: La mayor parte del respaldo síncrono (y su capacidad para controlar la tensión con potencia reactiva) estaba geográficamente lejos del foco del problema. Los compensadores estáticos (SVC) no pudieron mitigar las sobretensiones del sur.
• Ajustes de Protección Desfasados: Los umbrales de actuación de las protecciones de baja/alta tensión y frecuencia (LVRT/UVRT, UFR) estaban calibrados para un mix energético dominado por la generación síncrona, no para uno con más del 70% de generación basada en inversores. (y eso que ya se había advertido de la necesidad de actualización de los procedimientos)

4. La Restauración del Servicio: Un Proceso Lento y Metódico

La recuperación de un sistema desde cero ("black start") es una operación compleja que se realizó de forma progresiva:

• 12:43: Se inician las maniobras de arranque desde una central en Portugal, y se utiliza la interconexión con Francia para energizar las primeras "islas" de tensión en el norte de España.
• Tarde del 28 de abril: Se re-energizan progresivamente los enlaces entre España y Portugal y la interconexión con Marruecos.
• Mañana del 29 de abril: A las 04:00, el 99,95% de la demanda peninsular estaba restituida.

5. Razones técnicas de la elevada penetración renovable y la baja generación síncrona el 28-abr-2025

Factor	Descripción operacional	Impacto directo
1. Radiación y viento	Irradiancia > 900 W/m² en Andalucía-Extremadura y viento estable 7-9 m/s en llanuras interiores.	Máximos históricos: FV 26 GW, eólica 9-10 GW.
2. Demanda	Consumo peninsular ~27 GW (hora valle laboral).	Exceso neto de generación renovable.
3. Mérito económico	Precio spot ≈ 0 €/MWh (picos negativos); renovables con coste marginal ≈ 0 €/MWh desplazan térmicas.	Ciclos combinados y turbo-gas en parada fría o reserva técnica.
4. Prioridad de despacho	Directiva 2018/2001 y RD 413/2014: renovables tienen prioridad siempre que cumplan requisitos técnicos.	CC-gas solo programados para servicios de regulación secundaria.
5. Estado del parque síncrono	• Nuclear: 5 GW disponibles (2 reactores en recarga). • CC-gas: 2-3 GW en operación mínima, 6-8 GW apagados por precio. • Hidro: caudal ecológico, reservada para rampa vespertina. • Carbón: retirado desde 2023.	Potencia síncrona online ≈ 8 GW (≈ 30 % del total). Inercia sistémica ≈ 2 s (límite inferior ENTSO-E).
6. Restricciones de red	Dos corredores 400 kV Sur-Centro al 90 % de carga para exportar 3,8 GW (Francia, Portugal, Marruecos).	Difícil reubicar generación síncrona hacia el sur sin riesgo de sobrecarga.
7. Normativa de protecciones	Ajustes LVRT/UVRT y UFLS basados en escenario ≤ 30 % IBR (inverter-based resources). Actualización pendiente desde 2024.	Permite operación con baja inercia sin penalización explícita.
8. Almacenamiento insuficiente	BESS instalados < 3 GW/6 GWh, bombeo hidroeléctrico con embalses al 85 %.	Excedentes solares no absorbidos; se prefirió “spillage” a encender CC-gas.

Síntesis operativa

• Penetración renovable instantánea ≈ 80 % → Potencia inversora dominante, masa rotante sincrona limitada.
• Margen de reserva síncrona < 3 % → RoCoF alto ante cualquier pérdida (≥ 2 Hz/s en el sur).
• Mercado y normativa no incentivaron a mantener Ciclos Combinados de Gas en caliente; el operador aceptó un perfil de baja inercia para minimizar vertidos.
• Control de Tensión una de las tres centrales del sur que tenía la funcion de generar reactiva, para compensar sobretensiones, se habia declarado indisponible el dia anterior y no se reemplazó.

Este conjunto explica por qué la red llegó al incidente con mucha generación no síncrona y con la mínima inercia permitida y discutible suficiencia del control de tensión.

6. ¿Por qué se desconectó el 80% de la generación renovable?

Es crucial entender que las renovables no "fallaron". El problema no fue una falta de sol o viento, sino la respuesta programada de sus sistemas de protección.

La Causa Real: Activación Automática de Protecciones

Una o varias sobretensiones seguidas a lo largo de la mañana finalmente provocaron una primera desconexión de centrales y, posiblemente, la falta de inercia hizo que, ante estas perturbaciones iniciales, la frecuencia de la red se desplomara (por debajo de 49 Hz) y la tensión sufriera violentas oscilaciones. Los inversores de las plantas solares y eólicas reaccionaron exactamente como estaban diseñados: se desconectaron automáticamente.

Este mecanismo, conocido como "disparo por protección", tiene un doble objetivo:

1. Proteger el propio equipo: Evita que los inversores y otros componentes sufran daños irreversibles por operar fuera de sus parámetros de seguridad.
2. Proteger la red (paradójicamente): Impide que sigan inyectando energía en una red que se está colapsando, lo que podría agravar la inestabilidad y crear problemas de seguridad.

La Secuencia del Efecto Dominó

Cascada Imparable: Se genera un círculo vicioso: más inestabilidad provoca más desconexiones, lo que a su vez provoca más inestabilidad, culminando en un colapso total (blackout).

Evento Iniciador: Un fallo en la red (posibles sobretensiones provocadas por la generacion renovable y no amortiguadas por insuficiencia o retraso de los controladores de tensión) provoca un disparo de varias Plantas de Generación en Granada, Sevilla o Badajoz, prococando una perturvación el la red traducida en un desequilibrio inicial de potencia.

Inestabilidad de la Red: Se produce una caída brusca de la frecuencia y la tensión en ciertas zonas.

Detección y Desconexión: Los inversores electronicos detectan esta anomalía y se desconectan para protegerse.

Agravamiento del Problema: Cada desconexión retira más generación de la red, lo que provoca una caída aún mayor de la frecuencia y más inestabilidad.

Es decir:

Motivo	¿Qué pasó?
❌ Fallo de generación	No. Las renovables estaban generando correctamente.
⚠️ Protección activa	Sí. Las renovables se desconectaron para protegerse y no alimentar una red colapsada.
🔁 Efecto en cadena	Al desconectarse, aumentó la presión sobre las demás fuentes, y todo el sistema colapsó.

Efecto dominó: La pérdida de generación provocó una cascada de desconexiones y la separación del sistema eléctrico peninsular del continental europeo, culminando en el llamado “cero peninsular”.

7.La Resaca del Apagón: Consecuencias y Reacciones

Las repercusiones no se hicieron esperar:

Coste Económico: El precio de la electricidad subió para poder encender masivamente ciclos combinados de gas y estabilizar la red principalmente en la zona de Levante y el Sur (un "antibiótico de alto espectro", según la vicepresidenta Aagesen), un coste que se repercute en las facturas.

Aceleración Regulatoria: La CNMC ha tenido que adelantar la creación de un mercado de tensión y se ha hecho evidente la urgencia de revisar más de 60 normas técnicas.

Impulso al Almacenamiento: El Gobierno ya había iniciado una doble estrategia con la primera subasta de capacidad para baterías (octubre 2023) y las ayudas del PERTE ERHA, pero este evento subraya la necesidad de acelerar el despliegue de los 22 GW de almacenamiento previstos para 2030, sobre todo en los territorios de mas penetración renovable.

Estas acciones impulsadas recientemente confirman la tesis central de este informe. Si bien es cierto que la causa inmediata del Colapso fue un exceso de generación renovable y la consecuente baja inercia del sistema, sería un error detener el análisis ahí. La verdadera causa raíz no es la presencia de renovables, sino la incapacidad del sistema eléctrico y de su marco normativo para gestionar de forma segura esa alta penetración. Por tanto, el apagón no fue "culpa de las renovables", sino el resultado de una falta de adaptación a la nueva realidad energética que ellas representan.

8. Plan de Acción para la Estabilidad y Resiliencia del Sistema Eléctrico

A la espera del informe definitivo, así como de las conclusiones que pueda aportar el comité designado por el Parlamento, considero oportuno avanzar algunas propuestas técnicas orientadas a reforzar la resiliencia de la red eléctrica española y minimizar el riesgo de futuros incidentes sistémicos.

Las medidas que presento a continuación están clasificadas por orden de prioridad, en función de su impacto potencial y viabilidad técnica.

8.1. Medidas de Actuación Urgente (Acción Inmediata)

• Refuerzo de la Inercia Síncrona en Zonas Críticas:
  Conectar y mantener operativos Ciclos Combinados de Gas (CCGT) en ubicaciones estratégicas del sur y levante peninsular. El objetivo es proporcionar inercia síncrona y capacidad de control de tensión de forma local en las áreas con mayor penetración de generación renovable y, por tanto, mayor vulnerabilidad.

8.2. Medidas Necesarias (Corto Plazo)

• Publicación del Análisis Causa-Raíz (RCA) del Incidente:
  Es imprescindible disponer a la mayor brevedad del informe técnico oficial sobre el apagón. Este análisis debe identificar de forma transparente las fortalezas y, sobre todo, las debilidades del sistema que llevaron al colapso, sirviendo como base para la mejora.
• Actualización de los Procedimientos de Operación:
  Se deben actualizar  los procedimientos operativos de Red Eléctrica (P.O.), especialmente aquellos relacionados con los criterios de seguridad, los umbrales de protección y los requisitos de respuesta de la generación renovable ante perturbaciones de frecuencia y tensión.

8.3. Medidas Programadas (Medio y Largo Plazo)

• Despliegue Estratégico de Almacenamiento con Baterías (BESS):
  Acelerar el desarrollo y la implementación de sistemas de almacenamiento con baterías.
• Digitalización y Refuerzo de las Redes de Transporte Distribución (MAT - AT):
  Realizar una auditoría de las redes de MAT - AT para identificar y corregir las debilidades detectadas durante el incidente. Esto incluye mejorar la capacidad de las infraestructuras, optimizar los sistemas de protección y aumentar la resiliencia del transporte y la distribución.

9. Conclusiones: 

Aunque la elevada penetración renovable fue un factor clave, el apagón se produjo por la combinación de una aportación masiva de energías síncronamente débiles y una gestión del sistema mejorable. Faltó anticipar el déficit de inercia, ajustar las protecciones y redistribuir mejor el control de tensión y el respaldo síncrono. Con una cuota renovable algo menor y decisiones operativas más acertadas, el incidente probablemente se habría evitado.

Mientras seguimos esperando el resultado transparente y sin sesgos de las investigaciones —que al parecer están bajo secreto de sumario o de un comite—, me viene a la mente una cita atribuida a Napoleón: “Si quieres que algo se haga, encárgaselo a una persona; si no quieres que se haga, encárgaselo a un comité.” Esperemos que, en este caso, la urgencia prevalezca sobre la burocracia.

---

Nota: Este análisis se ha realizado en base a la información disponible en Internet a fecha de hoy, aplicando el pensamiento crítico para separar el grano de la paja, según mi experiencia profesional como Responsable de Planificación y Calidad de Suministro desde 2005 en una Empresa de Distribución Eléctrica. Es posible que, cuando se clarifique el informe definitivo, algunos puntos deban ajustarse.

Entretanto, y mientras seguimos esperando el resultado de las investigaciones , os propongo tomarnos un respiro y desconectar.