“El apagón del 28 A: análisis físico de sus posibles causas y propuestas preliminares”

Elaborado por Pascual Simón Comín (Director del Laboratorio Central Oficial de Electrotecnia, LCOE, y profesor asociado de la UNED) y Fernando Garnacho Vecino (Responsable del Grupo de Investigación de redes e instalaciones de baja y alta tensión, y Catedrático de Escuela Universitaria. de la UPM).

Puede descargar el documento con toda esta información ampliada y técnicamente justificada aquí.

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1. Introducción y contexto del apagón

El 28 de abril de 2025 se produjo un apagón generalizado que dejó sin electricidad a 60 millones de personas en la península ibérica. La cronología del evento revela que tres desconexiones sucesivas en el sur de España —probablemente de origen fotovoltaico— provocaron un efecto dominó que el sistema no logró contener. La red estaba operando con una alta penetración de renovables (70%, de los cuales un 54% era solar fotovoltaica), lo que puso a prueba la resiliencia del sistema.

Los autores señalan que no es lo mismo el suceso iniciador que la causa estructural del colapso. El sistema debería haber sido capaz de aislar las perturbaciones sin caer en un colapso total. Esto evidencia fragilidades estructurales en la red asociadas a la transición energética.

2. Limitaciones técnicas de la energía fotovoltaica instalada

2.1. Falta de inercia

Las plantas fotovoltaicas no aportan inercia mecánica, a diferencia de las centrales convencionales que cuentan con turbinas rotativas. Esta inercia actúa como una forma de “amortiguador” frente a perturbaciones, al reducir la velocidad de variación de la frecuencia (RoCoF) en la red.

La solución propuesta es el uso de:

• Convertidores “grid forming” que generan una tensión propia y pueden aportar inercia sintética.

• Baterías de almacenamiento (BESS) que compensan variaciones de frecuencia.

• Compensadores síncronos, grandes motores girando en vacío que aportan inercia real.

2.2. Limitaciones en el control de potencia

Las fuentes renovables no pueden regular su potencia como las centrales térmicas o hidráulicas. La energía solar, además, es intermitente y sujeta a variaciones abruptas (por ejemplo, por nubosidad), lo que afecta la estabilidad de frecuencia del sistema.

Aunque se dispone de mecanismos como:

• Regulación primaria, secundaria y terciaria (en generadores convencionales),

• Deslastre de cargas,

estas estrategias no son efectivas con una alta proporción de renovables. Se menciona la necesidad de reforzar el uso de almacenamiento energético y revisar las reglas del mercado para asegurar reservas firmes.

2.3. Limitaciones en la compensación de potencia reactiva

La potencia reactiva es necesaria para mantener la tensión eléctrica en la red. Las centrales convencionales la regulan a través de la excitación de sus alternadores. Las plantas fotovoltaicas, salvo que usen inversores especiales o dispositivos adicionales (FACTS, STATCOMs), no pueden hacerlo adecuadamente.

El documento explica con rigor técnico y didáctico cómo una mala compensación reactiva puede causar sobretensiones, especialmente en la red de transporte, y cómo estas pudieron estar implicadas en el apagón.

Se destaca la escasa exigencia normativa para las instalaciones de tipo A y B (menores de 5 MW), que no están obligadas a participar en el control de tensión ni de potencia reactiva.

2.4. Potencia de cortocircuito limitada

La potencia de cortocircuito es crucial para que las protecciones eléctricas detecten fallos de manera rápida y eficaz. Las centrales renovables conectadas mediante convertidores electrónicos aportan muy poca corriente de cortocircuito. Esto reduce la efectividad de las protecciones clásicas diseñadas para sistemas con generación síncrona.

Se menciona el informe DGP-SEE de REE, que ya advertía la necesidad de actualizar los criterios de protección del sistema ante la creciente penetración renovable.

3. Posibles causas del apagón

Los autores retoman el símil del “vaso al borde de la mesa”: el problema no es quién lo empujó, sino que estaba mal colocado. Del mismo modo, una red muy cargada de renovables sin las compensaciones adecuadas es estructuralmente frágil.

Los datos disponibles apuntan a:

• Tres disparos de generación en el sur de España que eliminaron 2,2 GW de potencia en segundos.

• Una desconexión en cascada que afectó a 15 GW en apenas 3,5 segundos.

• Oscilaciones previas de frecuencia y tensión que ya indicaban inestabilidad.

• El sistema de deslastre de cargas no fue suficiente ni actuó con la rapidez requerida.

El apagón también podría haberse agravado por:

• La sobretensión inducida por desconexión de dispositivos de control de reactiva.

• La operación del enlace HVDC con Francia en modo de potencia fija (no frecuencia controlada), que no contribuyó a estabilizar el sistema.

4. Propuestas para una red segura y resiliente

Aunque se requieren estudios más detallados, se proponen varias líneas de actuación para hacer compatible la transición energética con la seguridad del sistema eléctrico:

1. Despliegue de convertidores “grid forming” junto con sistemas de baterías (BESS) para aportar inercia sintética.

2. Instalación de compensadores síncronos en puntos estratégicos de la red para mejorar la regulación de tensión y aumentar la corriente de cortocircuito.

3. Revisión de los criterios de protección de la red para adaptarlos a la baja inercia y escasa capacidad de cortocircuito de las renovables.

4. Garantizar una penetración mínima de generación síncrona, revisando su ubicación para mantener la estabilidad de la red.

5. Reforzar servicios auxiliares como el control de inercia y reactiva en plantas renovables, especialmente tipo A y B, mediante regulación e incentivos económicos.

6. Aumentar las interconexiones internacionales, cumpliendo el objetivo europeo del 15% de interconexión para 2030. España apenas alcanza el 4,2% en 2025.

5. Reflexión final

El apagón del 28A es una lección crítica en el camino hacia una red descarbonizada. España, como líder europeo en integración de renovables, debe aplicar estas enseñanzas para asegurar un suministro eléctrico seguro, estable y resiliente. Las tecnologías ya existen: inversores avanzados, baterías, sistemas FACTS, redes inteligentes. Lo que falta es coordinación normativa, inversión y planificación estratégica. La transición energética debe basarse no solo en generación limpia, sino también en seguridad del sistema eléctrico.

6. Anexo: Informe de ENTSO-E

La cronología oficial de ENTSO-E confirma que:

• El incidente se produjo a las 12:33 CET del 28 de abril.

• España y Portugal perdieron completamente el suministro.

• Hubo oscilaciones previas de potencia y frecuencia, que se mitigaron parcialmente.

• Tres disparos sucesivos de generación en el sur eliminaron más de 2.200 MW.

• El colapso se debió a una caída de frecuencia no contenida, amplificada por baja inercia, sobretensiones y desconexiones masivas de plantas renovables.

El análisis completo de ENTSO-E será publicado en un informe técnico más detallado.