Bajo la lupa: El apagón en España del 28 de abril de 2025

Quede claro que este es un artículo de opinión y por supuesto que podría estar equivocado en algunas de mis conclusiones, pero creo que como técnico, me veo en la obligación de transmitir mi creencia en relación con este tema que nos preocupa a todos, a unos más que a otros.

El apagón ocurrido en España el 28 de abril del 2025, fue un suceso complejo que puso de manifiesto las vulnerabilidades del sistema en el contexto de la transición energética. A continuación, se amplía considerablemente el análisis sobre las causas, las implicaciones técnicas y las soluciones.

Profundizando en los motivos técnicos del apagón (la causa multifactorial)

La causa raíz fue un colapso de tensión iniciado por una sobretensión que desencadenó una secuencia de eventos incontrolables, violando el criterio de seguridad (N-1) (la capacidad del sistema de resistir el fallo de un componente importante sin colapsar).

El factor crítico: Control de tensión (Voltaje)

El corazón del problema fue la tensión (el voltaje). Un sistema eléctrico debe mantener la tensión dentro de unos márgenes estrechos. El control de la tensión se realiza gestionando la energía reactiva (una componente de la potencia eléctrica esencial para generar campos magnéticos y mantener la tensión estable).

Déficit de reactiva (control de tensión):

Programación insuficiente: El Operador del Sistema (OS), Red Eléctrica de España (REE), había programado un número históricamente bajo de centrales síncronas (plantas convencionales como ciclos combinados o nucleares) para ese día. Estas centrales son fundamentales porque, al girar, proporcionan inherentemente inercia (estabilidad a la frecuencia) y tienen una excelente capacidad para inyectar o absorber energía reactiva (control de la tensión).

Incumplimiento de consignas: Lo más grave fue que varias de las centrales generadoras que sí estaban programadas y que fueron requeridas por el (OS) para absorber reactiva (y así reducir la sobretensión) no respondieron adecuadamente. Algunas incluso inyectaron reactiva o se desconectaron, agravando el problema.

La sobretensión incontrolable: La combinación de escasos recursos programados y la mala respuesta de los existentes generó una sobretensión que no se pudo contener. Cada desconexión automática de una central por exceso de voltaje actuó como un amplificador de la sobretensión en los nodos adyacentes, creando una reacción en cadena.

El contexto de la transición energética (inercia y vulnerabilidad)

El incidente se produjo con una alta penetración de generación renovable (eólica y fotovoltaica), la cual se clasifica como no síncrona.

Falta de inercia síncrona: A diferencia de las turbinas tradicionales, la solar y la eólica se conectan a la red a través de inversores electrónicos. Esto significa que no aportan inercia al sistema. La inercia actúa como un "volante de inercia" que ralentiza los cambios bruscos de frecuencia. Con baja inercia, el sistema se vuelve mucho más frágil y reactivo ante cualquier perturbación.

Gestión de la frecuencia vs. tensión: La transición ha centrado la atención en la gestión de la frecuencia (el equilibrio entre generación y demanda), pero el apagón demostró que el control dinámico de la tensión es un desafío asimismo crítico, especialmente cuando gran parte de la potencia proviene de fuentes no síncronas.

Soluciones de corto plazo: reforzar la operación y la regulación

Las soluciones inmediatas se centran en la gestión, la supervisión y la garantía de cumplimiento regulatorio.

Medida	Fundamento y alcance
Control y supervisión activa	Imponer mecanismos de telemedida y telecontrol en tiempo real más rigurosos. El OS debe tener la capacidad de verificar al instante que las centrales que reciben consignas de control de tensión (inyectar o absorber reactiva) están respondiendo correctamente. Esto requiere actualizar la regulación y los protocolos de penalización por incumplimiento.
Optimización de la programación	Revisar los modelos de programación para garantizar que siempre se mantenga un margen de seguridad de inercia y reactiva adecuado, incluso en escenarios de alta generación renovable. Esto implica remunerar de forma justa a las unidades síncronas por los servicios de apoyo a la red que prestan (inercia, control de tensión).
Mejora de la interconexión (estrategia operativa)	Aunque es un activo de largo plazo, a corto plazo se pueden optimizar los protocolos de intercambio y la coordinación operativa transfronteriza con países vecinos (Francia y Portugal) para usar las interconexiones como apoyo de emergencia de forma más eficiente y rápida ante disturbios.

Soluciones de largo plazo: Transformación estructural y tecnológica

Las soluciones estructurales implican una inversión en tecnología y un cambio en la arquitectura de la red para asegurar la estabilidad en un sistema 100% renovable.

Almacenamiento y recursos formadores de red

La clave para el futuro del sistema es integrar soluciones que imiten la estabilidad que aportaban las centrales síncronas tradicionales.

Baterías con capacidad Grid-Forming: No basta con instalar baterías para almacenar energía. Es esencial que los inversores de estas baterías (y, en su caso, de las plantas renovables) sean de tipo Grid-Forming (formadores de red). Estos inversores pueden operar independientemente de la red y son capaces de establecer la tensión y la frecuencia, actuando como si fueran una máquina síncrona, inyectando inercia sintética y reactiva de forma dinámica.

Compensadores síncronos: Instalación de compensadores síncronos en puntos estratégicos de la red de transporte. Son máquinas giratorias (similares a generadores sin motor primario) que no producen energía activa, sino que están dedicadas exclusivamente a gestionar la energía reactiva y aportar inercia al sistema.

Desarrollo de la red y digitalización

Aumento de interconexiones: Continuar con los proyectos de aumento de la capacidad de interconexión con Francia, especialmente el Golfo de Vizcaya (futura línea submarina). Mayor interconexión significa mayor estabilidad al permitir compartir recursos de estabilidad y capacidad con un mercado más amplio.

Redes inteligentes (Smart Grids): Desarrollar la digitalización profunda de la red (transporte y distribución) para permitir una monitorización y control más granular y rápida. Esto es vital para un sistema descentralizado donde la generación y el consumo fluctúan constantemente.

Marco regulatorio adaptado

El marco regulatorio debe evolucionar al ritmo de la tecnología.

Servicios de ajuste y accesorios: Crear o adaptar los mercados de servicios de ajuste y servicios accesorios para remunerar adecuadamente la aportación de inercia y reactiva por parte de las nuevas tecnologías (baterías, inversores grid-forming, etc.), garantizando que la seguridad del sistema se priorice económicamente.

El apagón de 2025 fue un "toque de atención" que mostró que la velocidad de la implantación renovable debe ir acompañada de una transformación paralela en la arquitectura y la regulación del sistema para garantizar que la estabilidad de la red no sea una víctima de la transición energética.

Vamos a correr menos con el temita de la famosa agenda 20-30 la cual se nos quiere imponer si o si sin darnos ninguna otra opción y más avanzar con los tiempos dando los pasos cortos pero seguros.

                          Juan Manuel Sánchez Eugenio

Ingeniero Industrial

Ingeniero de Materiales

Ingeniero Técnico Industrial en Electricidad/Electrónica

Profesor de Enseñanza Secundaria (ciclos formativos) Especialidad Sistemas Electrotécnicos y Automáticos.

Profesor asociado del Departamento de Ingeniería Mecánica y Energía, Área de Proyectos de Ingeniería, Escuela Politécnica Superior de Elche, Universidad Miguel Hernández 

Asesor del ámbito Científico, Tecnológico, Ingeniería y Matemáticas del CEFIRE Territorial de Elche