La transición es el paso de unos modelos a otros, en la transición energética los viejos modelos no pueden morir de golpe son necesarios hasta que se adapten al 100 % los nuevos modelos
Se incorporan nuevas energías verdes al mix, muy diferentes entre ellas, con ello aumenta la complejidad, aumenta el riesgo, aumenta la necesidad de mejorar y ampliar la red.
Cada tecnología tiene sus características de disponibilidad, respaldo, flexibilidad, inercia, costes, emisiones, etc. La tecnología no tiene culpa, sino la decisión de su uso. En este caso, sobre todo, el mix de ellas.
Un gran apagón afectó durante este lunes 28 abril a toda España y Portugal.
Pasadas las 12:30 del mediodía empezaron a fallar las comunicaciones y los hogares se empezaron a quedar sin luz en un fallo nunca antes visto en nuestro país. La inmensa mayoría de la geografía estuvo a oscuras durante la mayor parte del día hasta que a última hora poco a poco se fue recuperando el suministro
LA SECUENCIA DE 5 SEGUNDOS
La información contrastada más firme sobre el origen del apagón es la cronología tentativa según Eduardo Prieto (REE): 12.30: El sistema está en condiciones de seguridad, con todas sus variables estables (frecuencia, tensión, flujo de potencia).
12.33: La red sufre un "evento" que parece una pérdida de generación. Se autoestabiliza.
+1,5 segundos: Se produce un segundo “evento” de pérdida de generación. El operador no revela su origen exacto. Señala al suroeste y dice es "muy posible" que la generación afectada sea solar. Este segundo evento inestabiliza la red.
+3,5 segundos: La inestabilidad provoca la desconexión automática con Francia y Europa. Se precipita un colapso en cascada. Los elementos de la red caen uno tras otro. La península se queda sin tensión, en 'cero eléctrico
LAS INCÓGNITAS CLAVE
Esta reconstrucción deja todavía dudas pendientes de ser investigadas. Las dos más importantes:
(1) ¿Qué ocasionó esas caídas de la generación?
Podrían ser la primera causa de la cadena de fallos… al menos hasta que aparezca una causa de esas caídas, que puede ser.
(2) ¿Por qué la red y las centrales no pudieron reaccionar para compensar la perturbación?
Esta podría acabar siendo la pregunta más importante. Depende de la magnitud de esos eventos de caída de generación: ¿fueron tremendos o eran algo que debía soportar la red?
¿QUÉ FACTORES HAN PODIDO CONTRIBUIR? ¿Qué ocasionó esas caídas de la generación?
Red Eléctrica apunta al suroeste y dice que es “muy posible” que la generación afectada fuese solar. Pero se desconoce las plantas afectadas y la causa de su desconexión. El motivo podría ser un fallo en la red o en las líneas. Pero también un suceso en alguna gran central o planta de generación.
“Todavía no sabemos cuál fue el evento inicial”, nos confirma Marta Victoria (DTU). Lo que sí hemos podido identificar son las dos caídas, por sus presumibles efectos sobre la frecuencia en la red. Dos bajadas bruscas separas 1,4s.
La falta de inercia
Algunos expertos creen que el peso de la solar y la eólica en el momento del apagón pudo ser un factor en la cascada de eventos. Antes del incidente, la red española se alimentaba mayoritariamente con energía solar (59%) y eólica (11%). España estaba operando con escasa “inercia”. Los generadores rotatorios gigantescos de las plantas hidroeléctricas, nucleares y termales tienen gran cantidad de inercia y energía cinética acumulada en su giro, y eso ayuda a autoestabilizar la red. Pero, de manera clave, las centrales solares y eólicas no aportan esa generación síncrona. Es decir, que la falta de inercia pudo limitar la capacidad de compensar perturbaciones en la red.
Muchos expertos creen que el peso de la solar y la eólica en el momento del apagón pudo contribuir a la cascada de fallos tras la primera inestabilidad. Antes del incidente, la red española se alimentaba mayoritariamente con energía solar (59%) y eólica (11%). Niveles altos con perspectiva histórica. La red operaba con poca “inercia síncrona” y eso pudo limitar su capacidad de compensar perturbaciones. 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, lo que 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. Manuel Alcázar Ortega (UPV): “Había una reducida contribución de generadores que pudieran proporcionar inercia”. Y continua: “eso reduce la inercia física del sistema —que proporciona la generación rodante— y la capacidad de gestión de energía reactiva, lo que reduce su capacidad de reacción”.
Esta problemática es conocida. En absoluto es una enmienda a las renovables. Hay soluciones tecnológicas para generar inercia sintética que acompañe la generación solar y eólica, como convertidores electrónicos o baterías. Lo apunta Alcázar: “son elementos que permiten compensar esta falta de inercia física”. Además, la inercia se puede conseguir también con una renovable: la hidráulica. Son retos nuevos.
Javier Blas hablaba de ajustes: “El mundo no abandonó las centrales de combustibles fósiles y nucleares porque
Nueva York sufriera un gran apagón en 1977. Y no debería renunciar a la energía solar y eólica porque España y
Portugal se quedaran sin suministro eléctrico durante unas horas. Pero deberíamos aprender que el diseño de las
redes, las políticas y el mapeo de riesgos aún no están preparados”.
Un ejemplo de medida: paliar el retraso de España en el despliegue masivo de baterías que sí se ha producido en
Alemania o en California.
La investigación sobre la causa efectiva sigue su curso, pero muchos apuntaron al hecho de que las ER no tienen
"inercia".
¿Es eso cierto?
Hay expertos que dicen que si, otros que dicen sí pero.... y hay expertos no tienen claro que fuese por falta de inercia
La inercia la proporcionan tradicionalmente las centrales eléctricas clásicas, en las que los generadores síncronos
están conectados a una turbina. Éstas están formadas por varias toneladas de acero, hierro y cobre que giran
a 3.000 rpm*
. Al igual que nuestro tren, no se detienen en caso de perturbación, sino que siguen funcionando durante un tiempo.
¿Las energías renovables proporcionan también esa inercia? No.
Pero no es porque no pueda. Es porque no se le permite. Las energías renovables están descentralizadas por definición:
muchas instalaciones pequeñas repartidas por la red. A veces, un operador de red quiere desconectar una parte de esa red.
H (o tau) es una medida de inercia para estimar la inercia del sistema, es básicamente Hs = energía cinética/ potencia nominal.
El resultado Hs es el número de segundos que el sistema entregarà su energía nominal antes de pararse por completo.
Pero usar eso como base para estimar la estabilidad está mal.Con los datos qe pone sería un RoFoC (Rate of Frequency Change)
es 9 Hz/segundos, un valor muy extremo. Para que tengáis una idea, lo típico son de 0.5 Hz/seg, aunque hay equipos que se
diseñaran hasta 1 o 2 Hz/seg. Pero considerar que semejante RoFoC la red puede mantenerse estable es falso
Hay otro concepto importante que se usa para entender la capacidad de las redes para admitir sistemas no síncronos: SNSP
o System Non-Synchronous Penetration. Se habla del porcentaje maximo que admite una red principalmente de:
- Energía eólica (conectada vía convertidores).
- Energía solar fotovoltaica (conectada vía inversores).
- Energía importada a través de enlaces de corriente continua (HVDC).
En el mundo hay una carrera por soportar cada vez SNSP cada vez más altos, por ejemplo en Irlanda
es 75%, logrado en 2022 (ahora van por el 80%) por el programa DS3
La media de la red europea continental es mucho más bajo, con picos regionales de 60%.
En la red ibérica estamos llegando a picos de 70% o más. A la hora del apagón estábamos en el 67% de fotovoltaica más solar. Es decir, estamos en valores de SNSP muy elevados y por lo tanto con riesgos. Esto seguro que explica (o explicará) gran parte del problema, lo están diciendo todos los expertos y los datos. Tendremos que subir la tolerancia, como lo hizo Irelanda con su programa DS3. Esto implica inversiones para generar inercia (con volantes pesados), inercia sintética y mejor tiempo de respuestas.
El aumento de la penetración de la generación asíncrona basada en inversores degrada varios parámetros críticos para la fiabilidad del sistema. Los expertos en redes son conscientes de estos problemas desde hace mucho tiempo, pero han tenido dificultades para llegar a un público clave y convencerlo. Los gráficos, los datos y las explicaciones pueden ser claros, pero la mayoría de la gente no presta atención al mensaje hasta que se enfrenta a una dura llamada de atención.
Culpa del apagón en España, Portugal y parte de Francia Russ Schussler | Articulos.claves
"Ningún experto está criticando a las renovables sino a la gestión del mix, falta de preparación de la red e ignorar los avisos de riesgos. "Ricardo Galli
La nuclear (rojo) desaparece, es la solar la que mantiene la escasa generación
LA MAGNITUD ES INSÓLITA
Es rarísimo un apagón así de masivo, que afecta toda la red y dos países. En Europa, en este siglo, ¿solo Italia en 2003?
El expresidente de Red Eléctrica Luis Atienza recuerda que el sistema cuenta con "cortafuegos" para que los cortes de suministro se puedan aislar en un territorio, algo que no ha ocurrido en este caso
Prieto, en rueda de prensa de REE.
- https://elpais.com/clima-y-medio-ambiente/2025-05-02/que-causo-el-apagon-explicacion-visual-y-breve-de-lo-que-sabemos.html
- https://articulosclaves.blogspot.com/2025/05/que-causo-el-apagon-explicacion-visual.html
** The Spanish grid collapse- El colapso de la red española 22-4-2025
The breaking of Britain's National Grid - by Alex Chalmers
Los inversores electrónicos que convierten la energía de los paneles solares o los aerogeneradores en corriente alterna y la conectan a la red no tienen la inercia de los grandes generadores rotativos, ya que carecen de la energía cinética que estabiliza las turbinas mecánicas.
Algo tan simple como el paso de una nube sobre una instalación solar puede provocar rápidas fluctuaciones en la producción. Si una zona se queda sin capacidad, los generadores del resto de la red tienen que trabajar más. El esfuerzo añadido hace que sus turbinas se ralenticen. Esto significa que el sistema necesita sustituir potencialmente cientos de megavatios de energía en cuestión de minutos para mantener la estabilidad.
Mantener una frecuencia estable es fundamental. Los generadores que alimentan la red y los dispositivos conectados a ella están diseñados para funcionar a frecuencias específicas. Si se desvían, pueden sobrecalentarse, sufrir tensiones mecánicas o romperse. Esto afecta a todo, desde relojes eléctricos a motores industriales. El escenario de pesadilla es un fallo en cascada. En este caso, una desviación de frecuencia no corregida provoca la desconexión de un pequeño número de generadores, lo que agrava los problemas de frecuencia y provoca la desconexión de más generadores.
Por eso la red cuenta con una serie de medidas de emergencia. Si la frecuencia se sale de la banda de 49,8 a 50,2 hertzios, empezará a cortar el suministro a partes del sistema para restablecer el equilibrio.
- https://www.worksinprogress.news/p/the-spanish-grid-collapse
Se cayeron 15 GW de generación, de los cuales 10 GW fueron fotovoltaicos y 3,3 GW nucleares, en sólo cinco segundos. Se desconoce aún la causa
A las 12.33 horas de este lunes -momento en el que se desató el apagón masivo que afectó a toda la península Ibérica- y durante cinco segundos "desaparecieron súbitamente" 15 gigavatios de la red eléctrica, el equivalente al 60 % de la energía que se estaba consumiendo en ese momento.
¿Cómo se produjo esa caída repentina de tanta generación?
No se sabe. Red Eléctrica lo está investigando e informará de ello cuando tenga toda la información para explicar lo sucedido
En la siguiente imagen se puede ver la tensión en el sistema Continental Europeo como cae bruscamente sobre las 12.35.
Se observa un bajón de frecuencia de 0,15Hz en la red europea.
Las primeras informaciones que dio el operador del sistema, Red Eléctrica, fueron sobre una "fuerte oscilación" que se produjo en el sistema.
A frequency drop of 0.15Hz was enough to take down Spain and Portugal
¿Fue esta la
causa? Habría que esperar a que acaben las investigaciones.
- La electricidad nacional colapsó DE GOLPE a la mitad-
Red Eléctrica de España ha ofrecido una cronología tentativa de los primeros instantes del incidente (Versión oficial)
Señala como primera causa dos eventos de “desconexión de generación”, 12.33, que provocaron el fallo en cadena que acabó tumbando la red completa.
Los 5 segundos críticos
.
Prieto ha señalado como primera causa dos eventos consecutivos de
“desconexión de generación”, ocurridos a las 12.33, que provocaron el
fallo en cadena que acabó tumbando la red de toda la Península. “El
sistema no fue capaz de sobrevivir”, ha admitido Pietro
En
ese momento, la generación era de ~27.000 MW y el consumo rondaba los
23.000 MW. El sobrante se exportaba a países vecinos como Francia y
Portugal. Un exceso mal gestionado también puede comprometer la
estabilidad
Francia se desconectó de España por los problemas
El
mix eléctrico aproximado previo al fallo: renovables 63 %, resto entre
hidráulica, gas, nuclear, etc. No es un mix desequilibrado, pero sí
vulnerable si no se acompaña de mecanismos de control y respuesta rápida
Las renovables como solar o eólica no aportan inercia real. Esto puede hacerlas más sensibles a cambios bruscos en frecuencia. No es que no sirvan, pero requieren respaldo y control complementario
La frecuencia cayó de 50 Hz a 49,85 Hz. Aunque una caída así no debería colapsar el sistema, no se sabe si fue el detonante, pero sí un síntoma de que algo no iba bien. En un sistema interconectado y sin suficiente amortiguación, una caída así puede ser crítica.
La inercia la aportan centrales síncronas (nuclear, térmica, hidro, ciclo combinado), con turbinas que giran y estabilizan el sistema. La "inercia sintética" de renovables aún no iguala esa respuesta, aunque mejora con la tecnología.
Un 60 % de renovables no debería suponer un problema: Alemania o Dinamarca lo han alcanzado sin colapsos. Pero sin respaldo síncrono, ante una perturbación, aumentan las probabilidades de fallo
SE desconectaron más de 15GW en pocos segundos, casi el 60 % de la
demanda eléctrica. Fue uno de los mayores colapsos del sistema en
décadas.
Antes del apagón, sólo 4 de los 7 reactores nucleares estaban en funcionamiento. El resto estaba en mantenimiento o recarga. La falta de generación síncrona restó capacidad de reacción ante el colapso
Los reportes de falta de servicio de telefonía, que monitoriza Downdetector, se multiplicaron al mismo tiempo para todos los operadores. Señalan la red de telefonía, pero también apuntan a internet fijo y móvil.
Cuando sucede el apagón, España abastecía su propia demanda, almacenaba energía y la vendía a todos sus vecinos.
https://x.com/kikollan
Esta era la estructura de generación ayer a las 12:30 antes del apagón.
La subrayada es síncrona (Ese es el gráfico nacional. Si quitamos islas todavía hay menos síncrona. Desbalance total)
La red estaba experimentando ese dia caídas de frecuencia mayores que las que supuestamente causo el apagón
Más de 3 horas antes del apagón se produce una caída de la misma magnitud otra a las 3 de la mañana de mayor magnitud y duración.
Una red eléctrica para ser estable necesita una frecuencia y un voltaje normalizado (versión técnica)
En España la frecuencia es 50Hz y el voltaje en monofásico es 230V, con un desfase máximo autorizado por normativa del 7% ( el máximo voltaje legal que nos puede entregar la suministradora es de 246V, según RD 1955/2000) ¿Qué ocurre? Que por encima de ese voltaje, las"cosas" siguen funcionando pero con una alta probabilidad de que se quemen. Normalmente a 260V ya saltan protecciones en los equipos que las tengan (todo ello en monofásica, lo que tenemos normalmente en casa).
Cuando la energía se genera con un generador rotativo tipo turbina, digamos que tiene como tres grupos de bobinas desviadas 120° entre ellas (ya se que técnicamente se llama estátor), entonces cuando el rotor con sus imanes gira dentro de la bobina con la energía rotativa que le da la turbina, induce un campo electromagnético en cada bobinado que genera cada una de las fases (R S T) las cuales van 120° desacopladas entre si. En monofásico, simplemente significa que de los tres cables de la acometida que llegan a nuestra casa, la compañía nos conecta a una de las fases. Ya tenemos nuestros 230V a 50Hz.
El problema está cuando esa frecuencia no la genera un rotor que gira a unas revoluciones fijas, y que además tiene un volante de inercia para mantenerse totalmente estable. Si no que la genera sistemas como el fotovoltaico, que al no poder generar una onda de forma analógica (girando un rotor), la tiene que crear artificialmente (un microprocesador que la simula digitalmente) y acoplarla a la onda de las turbinas.
Aqui es cuando entra el voltaje, si la demanda eléctrica cae y la producción se mantiene, el voltaje sube y mantener la frecuencia es complicado si esa variación es muy grande, en este caso ha sido del 60% de producción en ese momento.
A las 12:30 el voltaje ya estaba en valores fuera de normativa. Tengo registros de mi sensor a 254V, no llegó a subir a 255V, en ese momento fue el cero nacional. Este ejemplo, traspuesto al sistema nacional es lo que provoca la desconexión de la red, cuando el desacople entre generación y demanda es tan grande, la generación que existe en ese momento no es capaz de seguir el ritmo de ese cambio de escenario y se desconecta por seguridad.
Ayer había aproximadamente un 35% de generación sincrona, pero sin saber la distribución es complicado ver que ha pasado. Por otro lado, aunque sea sincrona, lo que da inercia son los grandes grupos a gran potencia
Se ven oscilaciones minutos antes en los datos de frecuencia. De entidad. Aunque pueden ser también señales de problemas de algún elemento. Un ejemplo con los datos:
-¿Tener un ciclo al 10% tiene mucha inercia?
Sobre las 12.30 horas el mix era de 78% de renovables, con un 60% de solar fotovoltaica, 12% de eólica y nuclear con 11%, ciclos combinados con menos de 1.000 megavatios (3,3%) y 1.350 MW de cogeneración.
Los datos de los cinco segundos que dejaron España a oscuras revelan que en ese instante el 71% de la energía que se producía era de origen renovable: el 58% fotovoltaica y el 13% eólica
Cinco minutos después.
Los datos de Desaparecen los 15 GW, de los cuáles 10 GW son de
fotovoltaica más los 3.300 MW de nuclear más algo de ciclos.
Los datos de los cinco segundos que dejaron España a oscuras revelan que en ese instante el 71% de la energía que se producía era de origen renovable: el 58% fotovoltaica y el 13% eólica
Cinco minutos después.
Los datos de Desaparecen los 15 GW, de los cuáles 10 GW son de fotovoltaica más los 3.300 MW de nuclear más algo de ciclos.
Este mix con escasa generación con elementos síncronos, fundamentales
para mantener la tensión en la red, es una de las posibles causas que se
están barajando en la investigación
https://elperiodicodelaenergia.com/colapso-electrico-en-espana-asi-sucedio-el-historico-apagon/?utm_source=videootv_recirculation&utm_medium=carrusel
Los informes preliminares apuntan a un corte repentino de la red que provocó la desconexión del interconector entre Francia y España. Esto dividió momentáneamente los sistemas energéticos, cambiando la frecuencia de la red.
Antes de que decenas de millones de personas se vieran afectadas, la frecuencia en toda la red española bajó unos 0,15 hercios. En los sistemas de corriente alterna, mantener una frecuencia estable (medida en hercios) es crucial tanto para el suministro como para los aparatos.
Tradicionalmente, las redes han dependido de enormes generadores rotativos de centrales nucleares, de carbón y de gas. Estas pesadas turbinas almacenan energía cinética («inercia») que ayuda a estabilizar la red en caso de caídas repentinas del suministro. Piensa en una peonza pesada.
Cuando un gran generador se activa, parte de ese impulso almacenado se convierte en energía eléctrica, lo que da a los operadores de la red unos segundos preciosos para desplegar sistemas de respuesta rápida como el almacenamiento en baterías o pequeños motores de gas.
- https://x.com/EdConwaySky/status/1734471730708599051
Los paneles solares, sin embargo, generan electricidad a partir de la luz solar directamente, sin turbinas. A diferencia de las turbinas pesadas, estos inversores carecen de inercia física. Se fijan a una frecuencia preestablecida o reflejan la de la red.
Esta falta de inercia puede provocar un fallo en cascada. Una pequeña desviación de la frecuencia provoca el apagón de un generador, lo que aumenta la tensión del sistema y puede desencadenar más cortes. En las redes interconectadas, como la europea, lo que empieza en una región puede propagarse rápidamente a otra.
En el momento del apagón, la red española dependía en gran medida de fuentes de energía intermitentes: aproximadamente un 65% de energía solar, un 12% de energía eólica y el resto de energía nuclear y gas. España se encuentra actualmente en proceso de desmantelamiento de la energía nuclear que le queda.
En respuesta, la industria de los inversores está desarrollando soluciones como los inversores formadores de red, que utilizan algoritmos de control avanzados para imitar el comportamiento de un generador síncrono. Otro enfoque consiste en utilizar condensadores síncronos, máquinas giratorias alimentadas por el exceso de energía de la red para añadir inercia. Ambos tienen potencial, pero aún no se han implantado a gran escala.
El rápido crecimiento de las energías renovables plantea retos para la gestión de la red. Con menos generadores en línea, la inercia de la red se reduce de forma natural, lo que aumenta el riesgo de interrupciones en caso de imprevistos.
Pensemos en el fallo de una central eléctrica o de una línea de alta tensión, la red eléctrica puede resistir perturbaciones breves y repentinas, por ejemplo, para trabajar o hacer reparaciones hay que desconectar esa sección de la red. Se puede desconectar manualmente una gran central eléctrica, pero el operador de la red quiere que los cientos o miles de instalaciones de producción descentralizadas conectadas a esa sección de la red se desconecten solas.
Por ello, un inversor de paneles solares no puede distinguir entre una interrupción de la red accidental y una intencionada**. La energía descentralizada debe seguir el ritmo de la red, mientras que las grandes centrales la forman
https://bsky.app/profile/jolaveyne.bsky.social/post/3lo4hdszv542x
https://bsky.app/profile/jolaveyne.bsky.social/post/3lo4hdl7lek2x
El gran apagón eléctrico en España. Posibles causas.
Análisis Michael Fette
El sistema eléctrico español se ha hecho más inestable por la implementación de renovables, cierre de centrales de carbón y la falta de sistemas de amortiguación.
De 3 a 4 horas antes del colapso: se inicia un proceso de oscilación y deriva en la tensión, cruzando valores se puede estimar un gradiente que determine la gravedad de lo que puede suceder.
Observen la gráfica de arriba
Amarillo = solar
Azul = hidráulica
Marrón claro = gas
Rojo = nuclear
Ante ese problema de sobreproducción solar, se disminuye la producción: hidráulica y gas.
PREGUNTA DEL ENTREVISTADOR: por qué no se redujo la generación de nucleares?
FETTE: con las nucleares no es tan fácil
PREGUNTA DEL ENTREVISTADOR: por qué no redujeron la fotovoltaica?
FETTE: se estaba exportando... no lo hicieron
Declaraciones del jefe de la agencia de redes alemana:
- España no está estrechamente conectada con Francia
-Alemania está estrechamente conectada con sus vecinos y puede ser ayudada en un caso como el de España
Michael Fette
http://fette-competence-in-energy.de/Fette.html
Entrevista
https://www.youtube.com/watch?v=oF5rHr0qapg
https://x.com/FernandoRod_07/status/1918218499857449158
“Hasta que no se disponga de toda la información sobre el evento que se ha producido no se pueden determinar las causas de forma rotunda, aunque sí se pueden intuir algunas de las razones por las que se ha producido. La red de transporte europea trabaja con el criterio de seguridad N-1, lo que implica que el sistema puede seguir operando de forma segura aunque falle un elemento de la red. Esto quiere decir que la causa no se deberá a un único fallo, sino a una concatenación de eventos que ha producido el apagón. Desde REE se ha indicado que la causa ha sido una oscilación severa de frecuencia, las cuales se producen cuando se pierde el equilibrio entre la energía que entra el sistema (la que producen los generadores) y la que sale del sistema (la que se consume, más las pérdidas). Esta oscilación (cuyas causas todavía no se han aclarado), en un momento en el que la demanda era baja, la generación fotovoltaica superaba el 55 % y había una reducida contribución de generadores que pudieran proporcionar inercia al sistema (solo un 3 % de ciclos combinados y un 10 % de hidráulica, con la nuclear a medio gas), han hecho que el sistema no haya podido hacer frente a la variación de frecuencia y se haya desencadenado una desconexión en cadena de generadores que, al final ha provocado, el apagón”.
¿Era poco probable que pasara?
“La probabilidad de este tipo de eventos es baja pero es posible que se produzcan. De hecho, el operador del sistema (REE) tiene un protocolo, que se ha activado para la restauración del sistema eléctrico tras un cero absoluto (blackout). No obstante, REE dispone en el centro de control de Tres Cantos de un simulador donde los operadores se entrenan para resolver este tipo de situaciones, y otras, en el caso de que se produzcan. Gracias a ello, el servicio ha podido restablecerse en un plazo relativamente corto a pesar de la gravedad de la situación”.
¿Por qué ha pasado en la península? ¿Es una región más vulnerable en Europa?
“La península tiene una interconexión limitada con el resto del sistema eléctrico europeo a través de Francia (apenas 4 GW), lo que la sitúa en una posición de debilidad frente a otros sistemas eléctricos más interconectados. Además, el hecho de que la producción fotovoltaica sea tan alta a ciertas horas hace que la inercia del sistema (generación rodante) y la capacidad de gestión de energía reactiva para hacer frente a oscilaciones de frecuencia y tensión sea menor, lo que reduce su capacidad de reacción”.
¿Puede volver a pasar en los próximos días? ¿Y a medio plazo?
“No es previsible que suceda en los próximos días, ya que entiendo que el operador del sistema está actuando en consecuencia (hoy, por ejemplo, la generación fotovoltaica está en la mitad que ayer, aunque no sabemos si es porque la han limitado por esta razón o por otras causas) pero es un evento que podría repetirse en el medio plazo si no se toman medidas para evitar que se reproduzcan las condiciones que han producido el apagón. Para ello, habrá que analizar en detalle cuáles han sido estas causas y actuar en consecuencia”.
¿Qué tiene que cambiar para que no vuelva a suceder?
“En el corto plazo, seguramente habría que limitar la producción de fotovoltaica (lo que ya se hace desde el centro de control renovables de REE) a umbrales más bajos en períodos de baja demanda, de cara a incrementar la generación rodante que aporte inercia al sistema para hacer frente a variaciones de frecuencia. En el medio plazo, la solución pasaría probablemente por fortalecer la interconexión con Francia (y, con ello, con el resto del sistema eléctrico europeo) e instalar estabilizadores de frecuencia y tensión en la red de transporte para compensar la pérdida de inercia en el sistema por la alta penetración de renovables (especialmente, la fotovoltaica). Otra medida sería mejorar la capacidad de sectorización de la red de transporte para aislar fallos y evitar que estos afecten a otras zonas, aunque este punto no es evidente dada la rápida propagación de este tipo de eventos. Sin embargo, la rápida actuación de las protecciones en la interconexión con Francia es lo que ha evitado que el resto del sistema eléctrico europeo haya sufrido los mismos efectos que hemos tenido en la península”.
Para entender mejor lo ocurrido, podemos imaginar que la red eléctrica funciona como un sistema mallado de tuberías interconectadas por el que circula agua: algunas fuentes vierten agua (plantas generadoras) y otros puntos la drenan (consumidores). Si vertemos más agua de la que se consume, las tuberías podrían reventar; si vertemos menos, no se satisfaría la demanda. Este equilibrio debe mantenerse de forma continua, las 24 horas del día, los 365 días del año, a pesar de las variaciones constantes en el consumo (previsibles, dentro de ciertos márgenes, gracias a los históricos) y procurando además que el suministro sea económicamente eficiente.
Para controlar este sistema, existen válvulas tanto en las fuentes (consignas de generación) como en los desagües y en algunos nudos y tuberías de la red (subestaciones), que permiten regular el vertido y la distribución del agua (la electricidad). El operador vigila tres variables principales: el caudal (frecuencia eléctrica), la altura de los nudos (tensión) y la presión en las tuberías (nivel de carga). Si el caudal aumenta (frecuencia sube), significa que se está vertiendo más agua de la que se drena, y viceversa. A su vez, cambios en la altura relativa de los nudos alteran el flujo por las tuberías, y si la presión supera su valor máximo, las tuberías pueden reventar.
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.
En ocasiones, como último recurso, se realizan desconexiones automáticas de zonas de la red (cero locales), o incluso del sistema completo, lo que provoca un cero nacional. Ante un cero nacional, se activan los llamados planes de reposición, reenergizando 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 b.c.) iba a ser cubierta con energía solar fotovoltaica y solo un 3,3 % con eólica, aumentando la exposición a fluctuaciones de tensión. La caída de tensión derivada podría haber causado el desacople de plantas fotovoltaicas y eólicas, acelerando el colapso del sistema.
Si esta hipótesis se confirma, es poco probable que el evento se repita en el corto o medio plazo, aunque persistan problemas en la red francesa, ya que podrían redistribuirse los flujos eléctricos por otras líneas alternativas.
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 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.
----
“Un ‘cero absoluto’ es una situación extremadamente grave en la que la red eléctrica pierde completamente la tensión, es decir, todo el sistema se apaga. Es como si se pulsara un interruptor que desconecta de golpe todo el suministro eléctrico. Este apagón generalizado en la península ibérica ocurrió porque, en apenas cinco segundos, se perdió más de la mitad de la capacidad de generación eléctrica. El sistema, al no poder equilibrar esa caída tan brusca entre la generación y la demanda, se protegió desconectándose automáticamente tanto a nivel interno como del resto de la red europea. Es una medida de autoprotección que, paradójicamente, implica un corte total”.
¿Era poco probable que pasara?
“Sí, este tipo de evento se considera altamente improbable. La red eléctrica española cuenta con múltiples mecanismos de seguridad y protocolos que actúan de forma automática para evitar precisamente este tipo de colapsos. Sin embargo, la rapidez y magnitud de la pérdida de generación que ocurrió hoy superó los márgenes de maniobra habituales. Incluso expertos del propio operador del sistema (Red Eléctrica) habían descartado en el pasado que pudiera producirse un ‘cero absoluto’ en la península. Esto demuestra que, aunque el sistema está preparado para muchas contingencias, no es infalible”.
¿Por qué ha pasado en la península? ¿Es una región más vulnerable en Europa?
“La península ibérica tiene una posición peculiar en el sistema eléctrico europeo porque está poco conectada con el resto del continente. Sus interconexiones eléctricas son limitadas, por lo que, en la práctica, funciona casi como una isla energética. Eso la hace más vulnerable a perturbaciones internas: si ocurre un fallo importante dentro del sistema peninsular, no puede recibir suficiente ayuda externa para estabilizarse. Además, en los últimos años se ha incrementado mucho la presencia de energías renovables, como la solar y la eólica, que son variables y dependen del clima. Esto puede hacer que el sistema sea más difícil de controlar en tiempo real, si no se cuenta con suficiente respaldo o almacenamiento”.
¿Puede volver a pasar en los próximos días? ¿Y a medio plazo?
“En los próximos días es poco probable que vuelva a ocurrir un apagón de la misma magnitud, especialmente porque ahora el sistema estará en máxima alerta. A corto plazo, el operador tomará medidas preventivas muy estrictas. No obstante, a medio plazo, si no se entienden bien las causas exactas y no se corrigen los posibles fallos estructurales, el riesgo no desaparece por completo. Es fundamental investigar a fondo qué originó la pérdida tan rápida de generación para poder evitar que se repita”.
¿Qué tiene que cambiar para que no vuelva a suceder?
“Hay varias líneas de mejora clave. La más importante es aumentar las interconexiones eléctricas con Francia y otros países europeos, para que la península deje de estar tan aislada. También se necesita mejorar la flexibilidad del sistema eléctrico, incorporando más almacenamiento (como baterías o sistemas de bombeo hidráulico) que puedan compensar la variabilidad de las renovables. Además, habría que reforzar los sistemas de control y predicción, y realizar simulacros más exigentes que contemplen escenarios extremos como el que se vivió hoy. Todo esto requiere inversión, planificación y una estrategia clara de transición energética segura”.
---
“Es una conjunción de incidentes en la red eléctrica. Una sucesión de factores en cascada o de forma conjunta que han provocado el colapso de tensiones en la red. Aún es pronto para saber las causas y vamos a tener que esperar a la información oficial de Red Eléctrica de España. Este tipo de conjunción de factores es altamente improbable en una red tan fuerte, tan robusta y tan fiable como la red eléctrica española y europea, a pesar de que paradójicamente hoy hemos tenido este fallo”.
¿Era poco probable que pasara?
“El sistema eléctrico europeo, y el español dentro de este, son enormemente robustos y un fallo como el que ha ocurrido hoy es enormemente improbable. El sistema trabaja estando preparado para el peor fallo posible en todo momento, por eso, un evento como el de hoy debe ser multifactorial, algo causado por muchos eventos críticos en conjunción. A pesar de esto, el sistema sabe qué hacer en estos casos y la reposición del sistema se está llevado a cabo de manera esperada”.
¿Por qué ha pasado en la península? ¿Es una región más vulnerable en Europa?
“España (más bien el sistema eléctrico peninsular España-Portugal), debido a su poca capacidad de interconexión con el resto de Europa (tan solo una pequeña interconexión con Francia), es considerado en muchos casos un sistema energético aislado. Esto lo hace más vulnerable ante una conjunción de eventos como la que hemos vivido hoy, a pesar de que un cero energético es enormemente improbable”.
¿Puede volver a pasar en los próximos días? ¿Y a medio plazo?
“Tanto a corto, medio y largo plazo este tipo de eventos es muy improbable que se repitan por lo expuesto anteriormente. Que se esté realizando una correcta reposición del sistema nos indica que el sistema se encuentra bajo control y podemos seguir confiando en los altísimos estándares de calidad de la red eléctrica”.
¿Qué tiene que cambiar para que no vuelva a suceder?
Álvaro De La Puente Gil -Profesor del Área de Ingeniería Eléctrica de la EST de Ingenieros de Minas de la Universidad de León
Manuel Alcázar Ortega -Profesor titular, subdirector del departamento de Ingeniería Eléctrica en la Escuela Técnica Superior de Ingeniería Industrial de la Universidad Politécnica de Valencia y director académico del grado en Ingeniería de la Energía
Marcial González de Armas- Ingeniero eléctrico en el sector -Science Media Centre España
Fuentes:
- REE, Informe del sistema eléctrico 2024, https://www.sistemaelectrico-ree.es/informe-del-sistema-electrico
- REE, Esios, platataforma de transparencia del operador del sistema, https://www.esios.ree.es/es#
- INELFE, Interconexión eléctrica por el Golfo de Bizkaia, https://www.inelfe.eu/es/proyectos/golfo-de-bizkaia
- RTE, Data published by RTE, https://www.services-rte.com/en/view-data-published-by-rte.html
- ¿Qué ocasionó esas caídas de la generación?
- ¿Por qué la red y las centrales no pudieron reaccionar para compensar la perturbación?
- ¿Qué tecnología fue la que produjo la caída en la generación?
La electricidad en España, como en la mayoría de países, se genera con diferentes tecnologías: con centrales nucleares, plantas que queman gas, hidroeléctricas, parques eólicos y solares, fundamentalmente.
Prieto ha circunscrito el problema de las dos caídas de la generación en el área suroeste de la Península. Extremadura es una de las comunidades que más electricidad genera. Allí hay grandes plantas hidroeléctricas y también está la nuclear más potente del país y una gran cantidad de parques fotovoltaicos. Tras ser interrogado por los periodistas, Prieto ha apuntado a que “es muy posible” que las caídas en la generación fueran en la tecnología solar, es decir, en las instalaciones fotovoltaicas
¿Qué causó la caída de la generación?
Esa es la clave de todo el apagón. Y lo que se tiene que investigar a partir de todos los datos que aporten las compañías eléctricas.
Prieto ha insistido en no especular sobre las causas, pero, de nuevo a preguntas de los periodistas, ha señalado que uno de los puntos que deben “aclarar” es si un posible cambio en la tensión ha podido llevar a que se desconectaran del sistema las plantas de generación solar. Pero, para saberlo, habrá que esperar a que “den la información los centros de producción” a Red Eléctrica. “La identificación concreta del elemento inicial”, ha señalado Prieto, “solo lo podremos tener una vez recibida toda la información”.
No es normal un apagón que afecte a toda la Península. Luis Atienza, expresidente de Red Eléctrica, recuerda que el sistema cuenta con cortafuegos para que los cortes de suministro se puedan aislar en un territorio, algo que no ha ocurrido en este caso, en el que se ha caído el suministro de toda la Península.
22-04-2025 ..una semana antes
Los inversores electrónicos que convierten la energía de los paneles solares o los aerogeneradores en corriente alterna y la conectan a la red no tienen la inercia de los grandes generadores rotativos, ya que carecen de la energía cinética que estabiliza las turbinas mecánicas.
Algo tan simple como el paso de una nube sobre una instalación solar puede provocar rápidas fluctuaciones en la producción. Si una zona se queda sin capacidad, los generadores del resto de la red tienen que trabajar más. El esfuerzo añadido hace que sus turbinas se ralenticen. Esto significa que el sistema necesita sustituir potencialmente cientos de megavatios de energía en cuestión de minutos para mantener la estabilidad.
- https://x.com/WorksInProgMag/status/1917285600706580492
- https://www.worksinprogress.news/p/the-spanish-grid-collapse
Renewables in the European power system and the impact on system rotational inertia
Hace cinco años, un estudio alertaba sobre la nula inercia del sistema eléctrico ibérico y hace cinco años los operadores de redes europeos alertaban del riesgo de apagones y problemas en las redes
Las restricciones de inercia mínima del área síncrona pueden enmascarar deficiencias locales de inercia.
La generación a partir de máquinas síncronas en los sistemas eléctricos europeos está disminuyendo a medida
que aumenta la penetración de energías renovables variables. Ya no pueden asumirse niveles adecuados de
inercia rotacional del sistema para garantizar la estabilidad del mismo, que antes eran inherentes a las zonas
síncronas de toda Europa. Este trabajo investigó el impacto que tienen los diferentes niveles de restricción
de inercia mínima en Europa y en cada zona síncrona. Se simularon dos escenarios con ambiciones divergentes
de descarbonización para el año 2030 utilizando un modelo de compromiso unitario y despacho económico.
Los principales resultados muestran que una restricción de inercia creciente eleva los costes totales de generación,
la restricción de energía renovable variable y las emisiones de dióxido de carbono en toda Europa para un escenario
de descarbonización ambicioso. Cuando las restricciones de inercia se aplicaron al escenario de contraste con una
ambición de descarbonización baja, se observaron descensos en las emisiones de dióxido de carbono de hasta el 49%
en algunas zonas síncronas donde la restricción estaba frecuentemente activa. El trabajo también analizó la propagación
de la inercia en la gran zona síncrona de Europa continental.
Se puso de manifiesto que es probable que algunos países experimenten periodos de baja inercia incluso si se aplica una restricción de inercia a nivel de zona síncrona.
Author links open overlay panel
Las restricciones de inercia mínima del área síncrona pueden enmascarar deficiencias locales de inercia.
La generación a partir de máquinas síncronas en los sistemas eléctricos europeos está disminuyendo a medida
que aumenta la penetración de energías renovables variables. Ya no pueden asumirse niveles adecuados de
inercia rotacional del sistema para garantizar la estabilidad del mismo, que antes eran inherentes a las zonas
síncronas de toda Europa. Este trabajo investigó el impacto que tienen los diferentes niveles de restricción
de inercia mínima en Europa y en cada zona síncrona. Se simularon dos escenarios con ambiciones divergentes
de descarbonización para el año 2030 utilizando un modelo de compromiso unitario y despacho económico.
Los principales resultados muestran que una restricción de inercia creciente eleva los costes totales de generación,
la restricción de energía renovable variable y las emisiones de dióxido de carbono en toda Europa para un escenario
de descarbonización ambicioso. Cuando las restricciones de inercia se aplicaron al escenario de contraste con una
ambición de descarbonización baja, se observaron descensos en las emisiones de dióxido de carbono de hasta el 49%
en algunas zonas síncronas donde la restricción estaba frecuentemente activa. El trabajo también analizó la propagación
de la inercia en la gran zona síncrona de Europa continental.
Se puso de manifiesto que es probable que algunos países experimenten periodos de baja inercia incluso si se aplica una restricción de inercia a nivel de zona síncrona.
Renewables in the European power system and the impact on system rotational inertia - ScienceDirect
https://avisosnadie.blogspot.com/2025/04/el-informe-de-2024-que-ya-advertia-de.html
"Una situación de inestabilidad que, según múltiples fuentes del sector eléctrico, se venía produciendo desde la semana anterior. El martes 22 de abril se produjeron perturbaciones de tensión en el sistema que lo acercaron al punto de apagón"
9 abril 2025
50 años sin apagones ¿Qué hay diferente? Se incorporan nuevas energías verdes, diferentes entre ellas, con ello aumenta la complejidad ,aumenta el riesgo, aumenta la necesidad de mejorar y ampliar la red
REDEIA
Redeia, matriz de Red Eléctrica, apunta en su informe anual de 2024 que uno de los posibles riesgos
derivados del cambio climático es la posibilidad de "desconexiones de generación" por la "elevada penetración" de
plantas renovables "sin capacidades técnicas necesarias para el adecuado comportamiento ante perturbaciones" (pag 148)
El contexto es que se habla de riesgos asociados al CAMBIO CLIMÁTICO, donde aparecen desde daños
producidos por vientos fuertes, incendios o falta de lluvia
.Redeia confirma que lo que provoca el apagón es la bajada brusca de frecuencia por pérdida de generación en
dos eventos distintos sucesivos en el Suroeste de España en el lapso de 5 segundos.
- El primero logran "salvarlo", el segundo, no.
- En el informe se habla literalmente de “127 riesgos” identificados 45 de ellos para el negocio eléctrico
2023
Ciertas renovables no dan firmeza. No por ellas, sino por la infraestructura técnica actual de la red
Red Eléctrica y la CNMC advirtieron en 2023 de que eran necesarias “medidas urgentes” por riesgos en la red
El operador admitió “no disponer de herramientas suficientes” para evitar que las tensiones en la red de transporte alcanzaran valores “muy elevados”, por encima de la normativa
Red Eléctrica (REE) y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ya advirtieron en 2023 de que existía un riesgo de apagones por la sobretensión que se estaba generando en el sistema eléctrico.
- https://elpais.com/economia/2025-05-14/ree-y-la-cnmc-advirtieron-en-2023-de-que-eran-necesarias-medidas-urgentes-por-riesgos-en-la-red.html
Nucleares si funcionaban
Parece que a partir de las 9h ya habían señales de que algo pasaba y en 12.30 caida
Jorge Antonio González, director de Energía y Proyectos de Losán, explica en redes sociales que "horas antes del apagón la red ya daba avisos de inestabilidad".
"Revisando nuestros analizadores de red de nuestras fábricas debo decir que parece que es muy cierto, en el caso particular del analizador de Cuenca con un suministro en 132 kV, parecen verse varios eventos", señala.
"Uno hacia las 11.00 de la mañana donde se ve caer la tensión a 127 kV y luego una subida hasta los 139 kV, otro hacia las 12.00 de la mañana donde se ven movimientos de tensión muy pronunciados con caídas hasta 127 kV de nuevo y recuperación hasta unos 135 kV", apunta
Divergencia que alcanza un desequilibrio de 7GW (30%) entre generación y demanda
Por otro lado, un estudio de Mehigan y otros alertaba específicamente de las debilidades del sistema ibérico, reflejando la inexistencia de potencia en el sistema ante el cierre nuclear.
Renewables in the European power system and the impact on system rotational inertia - ScienceDirect
Desajustes sistema electrico e incentivos -CNMC
Casting blame for the blackout in Spain, Portugal, and parts of France
La publicación de enero de 2014, Renewables and grid reliability, incluía un gráfico de NERC (North American Electric Reliability Corporation). Este gráfico mostraba la respuesta del sistema a un disparo de generación de 2.750 MW en años reales y previstos, en función de las adiciones de recursos asíncronos. El gráfico ilustra claramente que el sistema responde menos favorablemente cada año a medida que aumenta la cantidad de recursos basados en inversores (mostrados entre paréntesis).
Sus defensores llevan mucho tiempo desestimando las predicciones de que el aumento del uso de la energía eólica y solar aumentará los costes y reducirá la fiabilidad. A pesar de que los cálculos sobre el papel sugieren que la integración a gran escala de la eólica y la solar es más barata, las pruebas en el mundo real demuestran que aumentan los costes. A pesar de las afirmaciones sobre la fiabilidad, las interrupciones anteriores han demostrado el potencial de la eólica y la solar para aumentar los riesgos de apagón. Con frecuencia se ha presionado para distraer la atención de los problemas reales y de las repercusiones en el mundo real.
Casting blame for the blackout in Spain, Portugal, and parts of France - Climate Etc.
Un fallo informático del operador del sistema por los cambios que se han producido al pasar un sistema horario a cuarto horario cobra cada vez mas fuerza
"Está automatizado porque se deben tomar decisiones en milésimas de segundo, y por tanto, las máquinas no han funcionado, ahora habría que preguntarse por qué y quién está detrás de ello", aseguran.
Gestión cuartohoraria
¿Qué es lo que está cambiando en el sistema eléctrico desde el punto de vista informático que pudiera responder a este fallo? Su sistema de casación de oferta y demanda de energía que hasta ahora era cada hora y desde el pasado mes de marzo comenzó a ser cuartohorario.
Es un mandato de la Unión Europea para todos los países miembros, así que España está implementando este importante cambio en su sistema de tarifas eléctricas, pasando de un modelo horario a uno cuarto horario.
Este nuevo sistema ha entrado en vigor en estas semanas, supone que el precio de la electricidad varía cada 15 minutos en lugar de cada hora. Este cambio al sistema quinceminutal, impulsado por la normativa europea, tiene como objetivo mejorar la eficiencia del mercado eléctrico, mejorar el aprovechamiento de las renovables y reflejar de manera más precisa las fluctuaciones en la oferta y la demanda de energía.
Es uno de los cambios más importantes de la historia del mercado eléctrico español y europeo, y trata de mejorar la eficiencia energética y el aprovechamiento de las energías renovables. Coincide en el tiempo del apagón y la dificultad de incorporar una nueva aplicación informática en la historia del sistema eléctrico español, y algunos expertos consultados por este diario lo apuntan como una posible causa, aunque otros señalan que "hubiera dañado antes, REE ya funcionaba en cuarto horario desde semanas atrás".
Actualmente, el mercado eléctrico español establece 24 precios diarios, uno por cada hora. Con la adopción del sistema cuartohorario, se aumenta a 96 precios diferentes al día. Esta mayor granularidad busca que los precios reflejen con mayor exactitud las variaciones en la producción y el consumo de electricidad, especialmente relevantes con la creciente integración de energías renovables, cuya generación puede ser más variable y menos predecible.
Estaba previsto que empezara a ser efectivo a partir del 1 de enero del presente 2025, pero dada su complejidad técnica empezó a estar operativo a mediados de marzo o principios de abril. Requiere la coordinación entre OMIE (el operador del mercado eléctrico español) y Red Eléctrica, es decir entre el gestor del precio de la energía y el operador de la misma.
https://www.elespanol.com/invertia/empresas/energia/20250428/oscilacion-energetica-red-causa-apagon-total-produce-debio-hecho-ree-evitarlo/1003743734145_0.html?utm_medium=Social&utm_campaign=Besocy&utm_source=Facebook
Red Eléctrica tenía constancia de que la red eléctrica no era segura y necesitaba nuevos Criterios de Protección
"En mayo de 2024 Red Eléctrica reconoció que eran necesarios unos nuevos criterios de protección por
'el cambio en el mix de generación del sistema eléctrico actual debido a la entrada masiva de fuentes de
energía renovables'."
Red Eléctrica lo tenía tan claro que, hace exactamente un año, publicó un informe para solicitar la aprobación
de unos nuevos Criterios de Seguridad
Los Criterios de Protección con los que está operando Red Eléctrica tienen casi 30 años.
¡Fueron aprobados en 1996! En ese año, la penetración de energías asíncronas (solar y eólica) en el sistema
era despreciable, prácticamente nula.
En ese documento se dice CLARAMENTE que una de las motivaciones (son dos) para solicitar unos nuevos
Criterios de Seguridad es: "la entrada masiva de fuentes de energías renovables" ya que:
"pueden ocasionar un cambio en la criticidad de ciertos nudos"
Añade el documento: "Mientras se mantenga un nivel de generación síncrona suficiente no se esperan
cambios significativos" El argumento más repetido por decenas de expertos estos días es que la
cantidad de potencia síncrona era muy baja
Una de las cosas más relevantes que dice el informe (página 40) es: "Los principios de funcionamiento
de los sistemas de protección actuales están diseñados conforme a un sistema eléctrico en el que la
mayor parte de la generación proviene de térmica, hidráulica y nuclear"
Y añade en la página 41 que si hay una alta penetración renovable "ante ciertos tipos de falta, no se
puede garantizar el correcto funcionamiento del sistema de protección".
Página 45: "...que puede desencadenar consecuencias graves para el sistema".
El Colegio de Ingenieros de Cataluña alertaba en un informe “PNIEC 2021-2030, Análisis de infraestructuras del sector eléctrico” sobre el riesgo para la seguridad del sistema ante la falta de nucleares, fuente de energía de base y con inercia
Redeia, matriz de Red Eléctrica, apunta en su informe anual de 20
Jorge Antonio González, director de Energía y Proyectos de Losán, explica en redes sociales que "horas antes del apagón la red ya daba avisos de inestabilidad".
"Revisando nuestros analizadores de red de nuestras fábricas debo decir que parece que es muy cierto, en el caso particular del analizador de Cuenca con un suministro en 132 kV, parecen verse varios eventos", señala.
"Uno hacia las 11.00 de la mañana donde se ve caer la tensión a 127 kV y luego una subida hasta los 139 kV, otro hacia las 12.00 de la mañana donde se ven movimientos de tensión muy pronunciados con caídas hasta 127 kV de nuevo y recuperación hasta unos 135 kV", apunta
Red Eléctrica afronta posiblemente el mayor reto de su
historia con la entrada de miles de megavatios de renovables en los
próximos años que cambiarán rotundamente el mix eléctrico de España
Una de las funciones que tiene el operador del sistema es la de posibilitar el desarrollo de la red de transporte mediante las propuestas de planificación que luego aprueba el Gobierno tras trámite parlamentario. Esa planificación es la que dota al sistema de las instalaciones que son precisas para luego poder evacuar la generación renovable que ha de llegar, en este caso.
Y la renovable no gestionable, que es como la denomina el BOE, es decir el viento y el sol, es bastante demandante de red.
Una instalación clásica de generación, un ciclo combinado de 800 MW, una central nuclear de 1.000 MW, un grupo de carbón de 500 MW, en un emplazamiento pequeño y con una conexión a red reducida, evacúa una potencia muy significativa. Sin embargo, para que tengamos 1.000 MW de renovables en términos eólicos o fotovoltaicos hace falta muchas instalaciones y además no en el mismo emplazamiento geográfico, hace falta un crecimiento de la red significativo. Es más demandante de red que las instalaciones convencionales porque en un emplazamiento único tiene una gran cantidad de potencia que pone a disposición del sistema.
El primer paso que REE da para contribuir a la transición energética: realizar las propuestas de desarrollo de la red mediante el documento de planificación que el Gobierno aprobará para que efectivamente tengan por donde evacuar estos generadores.
¿Cuál es el cuello de botella para que esto se produzca?
Así como ya es un proceso suficientemente largo, no menos de 18 meses en el caso teórico de que vaya todo perfecto. En términos reales, una planificación desde que el Gobierno nos da mandato de empezar con los estudios hasta que lo aprueba, pues no es descartable pensar en dos años. Pero lo más difícil viene después, construir las instalaciones. Es una responsabilidad que no compete al operador del sistema, para eso REE tiene la división de transporte, y ésta tiene retos extraordinariamente difíciles para poder construir las instalaciones de transporte en los tiempos exigidos para que esas instalaciones de generación puedan evacuar.
Imaginemos un grupo de 500 MW, que no es el caso porque ahora tenemos muchos emplazamientos de menor potencia. Se puede construir en dos años. Para poder construir una nueva línea no cabe pensar que una línea de transporte desde que está aprobada en la planificación por el Gobierno hasta que se construye y se pone en servicio no pasa menos de cinco o seis años si todo va bien. Una subestación algo menos porque es un emplazamiento más acotado. Una línea discurre por el terreno, pasa por el territorio de muchos ayuntamientos, se requiere de muchos estudios y autorizaciones de carácter medioambiental. Es muy difícil que la red de transporte con la normativa actual se pueda construir al mismo ritmo que la nueva generación renovable va a necesitar. Por ello es preciso una actualización de la normativa que concierne a la planificación, responsabilidad del operador del sistema, como a la construcción, tramitación de esas instalaciones que concierne al transportista.
Es difícil, si no se producen cambios en los aspectos administrativos que se requieren para la tramitación, que se llegue a tiempo para dar evacuación a toda la potencia renovable que va entrando. Es preciso una revisión del marco normativo que regula la construcción, tramitación de nuevas instalaciones, tanto de transporte como de distribución, y esta última no es competencia de REE. Se necesita que se agilice toda la tramitación que permita finalmente la construcción de las instalaciones en los tiempos que los megavatios renovables quieren entrar.
¿Está ahora capacitada la red para integrar todas las renovables que se quieren instalar en los próximos años?
¿Se puede de verdad instalar tanta renovable con la sobrecapacidad que hay actualmente en el sistema?
A principios de este siglo, cuando todos los generadores eran convencionales, completamente obedientes, es decir, una central de ciclo combinado, una hidráulica, una de carbón, una nuclear, se le decía suba o baje usted tantos megavatios de potencia y lo hacía, para seguir a la demanda, a las necesidades de los consumidores.
Sin embargo desde que comenzó este siglo hay unos nuevos actores, muy importantes, como son la eólica y la fotovoltaica, que lamentablemente no tienen la posibilidad de almacenar el recurso primario energético.
El carbón, el gas, el agua, los núcleos fisibles de uranio í, y ahí los tienes para usarlos según el consumidor enciende o apaga la luz. Con el viento y el sol hay que aprovecharlos según llegan. Y además la tecnología que utilizan no es comparable con la de los generadores convencionales en cuanto al soporte de la garantía de suministro. No disponen de un concepto físico fundamental, que es la inercia, una propiedad de la materia que estabiliza los sistemas y no tienen prácticamente inercia. La tienen que proporcionar los ciclos combinados, la nuclear, el carbón...
Tenemos 7.000 MW nucleares y 10.000 MW de carbón, redondeando. Prescindir de 17.000 MW gestionables simultáneamente, supone exponer al sistema a un estrés en términos de seguridad que hay que analizar con profundidad
Siempre tiene que existir un cierto equilibrio entre esas tecnologías y los generadores que deben proporcionar la inercia, la regulación de la tensión, de la frecuencia, de los parámetros físicos que no son discutibles, es decir, o se respetan o tenemos un problema.
El mecanismo de interrumpiblidad es el último cartucho que tiene el sistema eléctrico ante una necesidad de equilibrio por falta de potencia de generación, y como sabemos la energía eléctrica no se puede almacenar, se tiene que consumir exactamente en el momento que se produce.
Si se agotan los recursos de generación para que no haya apagones tiene que regularse desde el lado de la demanda. Y hasta que llegue la participación de la demanda en los servicios de ajuste, cuando el consumidor sea un elemento activo del sistema que lo acabará siendo y a no tardar mucho, hasta que todos podamos participar con un estímulo económico reduciendo nuestro consumo cuando el sistema no tenga más potencia, el único consumo que está participando son los electrointensivos, la gran industria. Es el último recurso.
Y además hay un mecanismo económico de utilización de interrumpiblidad. Este año, en aplicación de ese mecanismo económico, es decir, cuando la energía que ha de utilizarse en tiempo real por el operador del sistema supera determinado umbral, se aplica interrumpibilidad para que baje el precio. Este año se ha aplicado en 38 días y hay más de 700 aplicaciones a clientes concretos para reducir el consumo y baje el coste de los servicios de ajuste para balancear consumo y generación.
España es casi una isla energética respecto a Centroeuropa porque tenemos una interconexión muy débil con Francia y de ahí con el resto de Europa. Es sabido que históricamente el requisito de nivel de interconexión de cualquier país de la UE era de tener al menos el 10% de su potencia instalada en términos de interconexión. España, mirando la interconexión con Francia, que es la que nos permite acceder a los mercados europeos, tiene una entorno al 3% de capacidad de intercambio (de 100.000 MW tenemos una potencia intercambiable de 3.000 MW), estamos muy lejos de las cifras que ya recomendaba la Unión Europea en la Cumbre de Barcelona de 2002, que todo país debía tener, el 10%. Ya con cumplir con los objetivos de la Cumbre de 2002 estamos muy lejos, pero ahora ha habido nuevos pronunciamientos de la Comisión Europea que apuntan a que hay que llegar al 15%. Estando tan lejos, es evidente que hay un largo camino por recorrer.
Cuando tenemos mucho viento y la demanda es baja solo tenemos dos
opciones, o almacenar la energía sobrante en un sistema de bombeo
hidráulico, o exportarlo a otros países. Si la interconexión es escasa
apenas podemos exportar y vender esos excedentes de producción renovable
y tendremos que verter, o perder ese potencial renovable
Bombeo reversible
El Consejo de Ministros, en su reunión de 23 de julio de 2024, ha aprobado el Acuerdo por el que se otorga a CDR Tremor, SL, autorización administrativa previa y autorización administrativa de construcción para la instalación de la central hidroeléctrica reversible-depuradora Navaleo, con una potencia instalada de 573,09 MW, y sus infraestructuras de evacuación, en los términos municipales de Castropodame, Torre del Bierzo, Congosto y Molinaseca, en la provincia de León, y se declara, en concreto, su utilidad pública.
El Gobierno ha tardado unos
seis años en poder otorgarle este permiso de construcción a CDR Tremor
SL (Grupo Lamelas Viloria) que inició la tramitación en 2018
- https://elperiodicodelaenergia.com/el-gobierno-autoriza-la-construccion-de-la-central-de-bombeo-reversible-navaleo-en-las-minas-de-leon/
‘El gran apagón: ¿causas o consecuencias?’
Funcionamiento del sistema eléctrico español, y cómo la falta de almacenamiento instalado es la gran debilidad porque no se ha invertido lo suficiente, el magnífico análisis de Antonio Gómez Expósito, catedrático de Ingeniería Eléctrica de la @unisevilla
La primera pregunta que surge es si en un sistema interconectado continental, como el europeo, pueden desconectarse intempestivamente 15 GW de potencia sin que previamente hayan ocurrido otro(s) evento(s). La respuesta contundente es NO, por diversos motivos de naturaleza técnica, relacionados con la forma en que se operan y controlan este tipo de sistemas, cuyos detalles escapan al ámbito de este post.
Por tanto, la pregunta pertinente sería, ¿qué eventos ocurridos en los segundos o minutos anteriores a la desconexión de esos 15 GW pudieron ocasionar tal resultado catastrófico?
Y a continuación, ¿qué lecciones podemos aprender de lo ocurrido y qué podríamos hacer para evitar que se repita en el futuro?
La primera pregunta sólo la podrá responder con precisión quirúrgica el operador del sistema de transporte, una vez analizada en detalle la exhaustiva información que los sistemas de medida y protección han suministrado sobre lo ocurrido en esa franja horaria. Este análisis es absolutamente imprescindible, porque diez milisegundos antes o después puede ser la sutil diferencia entre que un evento sea la causa o la consecuencia. Por ejemplo, la pérdida de un gran generador en España, sobre todo si está ubicado en la zona norte, puede conducir al disparo de una línea de interconexión con Francia en una fracción de segundo, y viceversa. Por motivos de espacio tampoco podemos profundizar en la segunda pregunta, aunque sí podemos afirmar que no existe ningún dispositivo, sistema o infraestructura fiable al 100%, porque eso implicaría costes inasumibles, de modo que la probabilidad de fallo nunca puede ser exactamente nula, aunque sí muy baja, como de hecho lo es
Para empezar, nunca se puede descartar totalmente un error humano, como la desconexión accidental de alguna planta de generación o línea de transporte que resulte crítica para garantizar los flujos de potencia demandados por el consumo en ese momento. Ese fue el caso por ejemplo del apagón de 2007, originado en Alemania cuando un operario abrió una línea sobre el Rin para que pudiese pasar un barco, lo cual ocasionó el disparo de líneas vecinas y, a la postre, un apagón que se extendió hasta Marruecos
Otra causa común es el fallo de algún equipo, bien sea de potencia o protección, que por acción u omisión realizan mal su labor. Este fue el caso del apagón en Reino Unido el verano de 2019, el peor en una década, originado por la incorrecta respuesta, ante la apertura de una línea por una descarga atmosférica, de tres tipos diferentes de centrales (eólica off-shore, gas y cogeneración), que desconectaron inesperadamente en menos de un segundo (https://www.drax.com/opinion/britains-blackout/#chapter-1).
La tercera posibilidad, menos común, sería la concurrencia en el tiempo y el espacio de una serie de factores difíciles de prever, que individualmente no provocarían el colapso del sistema pero que, en conjunto, podrían someterlo a condiciones extremas, no contempladas en el diseño de sus componentes, que se desconectan para protegerse
Precisamente la principal fragilidad del sistema eléctrico español proviene actualmente del insuficiente almacenamiento instalado
El gran apagón: ¿causas o consecuencias? – Blog de la Real Academia Sevillana de Ciencias
Demanda MW
En el momento del apagón España producía un 28,6% más de electricidad que la demandada, intentando exportar 5 GW.
Francia tenía 8,4 GW de exceso de electricidad, Italia importó sólo 3 GW
En Portugal 2,1 GW de exceso
Los expertos consultados por El Independiente coinciden en afirmar que el cada vez mayor peso de las renovables en la red podría estar haciéndola algo más vulnerable para responder a situaciones complicadas
Eduardo Gallego es catedrático nuclear de la Universidad Politécnica de Madrid. Asegura que una de las claves de un sistema está en su capacidad para absorber las posibles variaciones que se produzcan en la tensión que soporta una red eléctrica. Estas pueden ser absorbidas de manera total o parcial por algunas energías pero no por otras. Las de origen fósil como la hidráulica o la nuclear, por su sistema de generación, poseen una mayor capacidad de absorción que sistemas como el eólico o el fotovoltaico. De cuál es el peso de uno y otro sistema puede depender que ese tensionamiento iniciado en un punto de la red se anule, se mitigue o se propague hasta dañarla.
Gallego recuerda que energías como la nuclear o la hidráulica, por sus sistemas de generación ‘síncrona’, tienen mayor capacidad de absorción. “La energía nuclear tiene esa capacidad para mantener la frecuencia de la red, que se sitúa en 50 hz y cuando se producen perturbaciones no se ve tan afectada”.
Recuerda que el pasado lunes había cuatro reactores nucleares parados y que energías como la fotovoltaica eran las que mayor parte tenían al sistema: “Y los equipos fotovoltaicos no tienen esa capacidad, la conversión de corriente continua a alterna la hacen mediante procedimientos electrónicos, sin capacidad de absorción de oscilaciones de frecuencia”.
Martínez apunta también que lo que España debería reforzar son las conexiones con Francia, “algo limitadas” y con las que se aportaría fortaleza al sistema. No oculta que supone un coste importante “pero nos daría más seguridad”: “Cuanto más vías de conexión, mejor flujo de energía. Quizá si hubiéramos tenido el doble de líneas de conexión no hubiéramos llegado a cero o quizá en menos zonas”. Señala que el proceso de sustitución de energías en una red, como el que desde hace años aborda España, “tiene unas ventajas, unos inconvenientes, unos retos y unas dificultades” y ahora se han vistoLa apuesta por las renovables hace más vulnerable la red eléctrica española
El Estado español, a través de la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI), posee aproximadamente un 20%
del capital social de Redeia (antes Red Eléctrica). En la práctica, el Estado mantiene su control principalmente a través de
dicho 20% y de disposiciones regulatorias
Expertos del sector energético requieren una mayor inversión en red eléctrica para que sea más resiliente y segura 10-3-2025
Los expertos destacaron la necesidad de un mix de generación eléctrica que garantice el suministro, subrayando los riesgos
asociados al cierre de las plantas nucleares
“Es necesario incrementar la inversión en red eléctrica para que sea más resiliente y segura ante el aumento de las catástrofes
naturales”, esa ha sido una de las principales conclusiones de los expertos en el sector eléctrico que se han reunido en una
nueva jornada del Observatorio de Derecho de la Energía de la Facultad de Derecho de la Universidad Pontificia Comillas.
En un escenario global de búsqueda de la autonomía energética y la competitividad mediante la electrificación, basada en
energías limpias y autóctonas, y en redes robustas, los ponentes subrayaron la necesidad de aumentar las inversiones en
digitalización y modernización de la red eléctrica para mejorar su capacidad de respuesta ante eventos climáticos extremos,
que hacen imprescindible la incorporación de tecnologías avanzadas, como la automatización y los sistemas predictivos,
para minimizar tiempos de respuesta y garantizar el suministro.
Ángel Mahou, director general de transporte de Red Eléctrica de España, ha asegurado que “el mallado permite llevar la
energía de la generación al consumo por canales diferentes. Debemos pensar en el futuro y dotar al sistema de una mayor
seguridad, aumentar la tecnología, conseguir un sistema que sea redundante y también es clave la colaboración.
Sin colaboración, lo ocurrido en la dana hubiese sido peor
La mesa redonda concluyó con un llamamiento a la necesidad de incrementar la inversión en redes, flexibilizando los límites de inversión, incrementando la tasa de retribución financiera- en términos homologables a los de otros mercados. Además resulta necesario mejorar la flexibilidad de la planificación de la red de transporte, y aceleración en la obtención de permisos para la construcción de nuevas líneas y subestaciones, y de esta manera, para continuar avanzando en la digitalización y modernización de la red eléctrica. Se destacó la necesidad de integrar herramientas predictivas y estrategias de adaptación que permitan garantizar un suministro seguro y eficiente ante los desafíos climáticos y energéticos del futuro
Blackout ibérico tras el apagón: conoce el funcionamiento de la Red Eléctrica de España | Articulos.claves
Si un generador falla y la generación es inferior a la demanda, la frecuencia baja. Si se desconecta parte de la demanda y la generación es superior a la demanda, la frecuencia sube. Cuando la frecuencia se desvía del equilibrio, los generadores intentan reaccionar para reestablecer el equilibrio.
Cuando se empezó a desestabilizar la frecuencia, algunos generadores se desconectaron (solar y nuclear principalmente), la red española se separó de Francia, España y Portugal se desacoplaron... y se produjo el apagón masivo
Lo qué no sabemos es qué originó el comienzo de las variaciones de frecuencia que desencadenó este fallo en cascada. Es importante investigar esto para prevenirlo, así como entender cómo mejorar los mecanismos para recuperar la frecuencia de la red
Durante la jornada del 28 de abril no se detectó en España ningún fenómeno meteorológico o atmosférico inusual, ni tampoco variaciones bruscas de la temperatura en nuestra red de estaciones
Causas técnicas principales de la caída eléctrica
1. Sobreproducción de energía renovable (FV) Alta producción fotovoltaica en horas de sol. Exceso de generación frente a la demanda.
Desbalance inmediato que requiere absorción o regulación rápida.
2. Mix eléctrico con muy baja carga rodante Predominio de generación no síncrona (fotovoltaica, eólica con inversores).
Falta de generadores síncronos con masa rotatoria (hidráulicas, térmicas, nucleares). Menor inercia del sistema, es decir, menos capacidad de resistir cambios súbitos.
3. Controles insuficientes del operador del sistema (REDEiA)
Algoritmos diseñados para un sistema con más generación síncrona. Sin suficiente inercia, el sistema responde tarde y con poca potencia. No puede contener descensos bruscos de frecuencia ni estabilizar fallos rápidos.
4. Falta de almacenamiento instantáneo o de respuesta rápida
No hay suficiente infraestructura (baterías, volantes de inercia) para absorber picos de producción. No se pueden derivar los excedentes ni estabilizar la red en milisegundos.
5. Un mala interconexión con
Francia (3% vs. 10% recomendado)
El sistema eléctrico necesita tensión. Los expertos detallan que se necesita "una estabilidad de fluido eléctrico que sólo lo dan aquellas tecnologías que producen luz mediante turbinas". Es decir, las centrales hidroeléctricas, nucleares y ciclos combinados. Este lunes, la demanda del mercado se satisfacía con un 75% solar, y esas tecnologías convencionales o de turbinas era una parte marginal del sistema
Algo que ya ha dado problemas, recientemente. La refinería de la petrolera Repsol en Cartagena, una de las mayores fabricantes de diésel de Europa, se tuvo que apagar hace unas semanas por problemas de tensión. El apagón fue a las 12:32, pero el sistema empezó a fallar a las 11:30. Con el sol brillando, los operadores empezaban a notar fluctuaciones en la red con la producción fotovoltaica ‘a todo trapo’. Ese exceso de sol hizo que los ciclos combinados a gas redujesen su producción para dar paso a la fotovoltaica.
En ese sentido, las nucleares no entraron en el mercado para no perder dinero y no era necesario tirar de centrales hidroeléctricas para no perder agua. Sin las tecnologías de firmeza, la tensión quedó más fluctuante y vulnerable que nunca. Y ocurrió el incidente. La caída de tensión de 5 segundos es una eternidad en el sistema eléctrico e hizo saltar los “diferenciales del sistema”, apagándose todo de golpe, la fotovoltaica, los ciclos, las cuatro nucleares que quedaban.
Desde el sector insisten en que tuvimos suerte, porque no se quemaron los transformadores que nos hubieran llevado a un apagón de más de 24 horas. “Red Eléctrica calculó mal los riesgos y permitió el cierre de tres centrales nucleares que hubieran dado estabilidad (tensión) al sistema”, denuncian desde el sector.
Suroeste de España
Red Eléctrica investiga todavía las causas y tiene algunos avances. El director de Servicios para la Operación de Red Eléctrica Española (REE) ha detallado que se han identificado dos pérdidas de generación casi simultáneas que pudieron desembocar en el apagón. Por un lado, “un elemento compatible con una pérdida de generación” en la región del suroeste peninsular, “que fue superado satisfactoriamente”.
Por el otro, tan solo 1,5 segundos después, “otro elemento compatible con pérdida de generación de las condiciones del sistema eléctrico”, lo que desembocó otros 3,5 segundos después en “unas condiciones compatibles con las oscilaciones detectadas” en el momento del apagón, ha asegurado.
Ese problema de generación se concentró en la región del suroeste peninsular. En este sentido, Extremadura es una región líder en la instalación de plantas fotovoltaicas en España, con una potencia instalada que supera los 5.538 MW.
El sistema necesita un ‘mix’ equilibrado
Lo vivido este lunes es un ejemplo del exceso de confianza en las energías renovables para un sistema que necesita ‘un poco de todo’. El sector y los expertos han alertado en los últimos años del riesgo para el sistema prescindir de las tecnologías que dan estabilidad como las centrales nucleares sin tener los ciclos combinados de gas preparado o centrales hidráulicas. Las baterías para almacenar la electricidad de las renovables para conectarse cuando no hay sol y viento no dan estabilidad al sistema.
Como informaba este medio, el informe financiero anual de Red Eléctrica ya reconoció el riesgo de incidentes que podrían afectar al suministro eléctrico con “la pérdida de prestaciones de generación firme asociada al cierre de centrales de generación convencional (carbón, ciclo combinado, nuclear)”. “Esto podría aumentar el riesgo de incidentes operacionales que puedan afectar el suministro y la reputación de la empresa”, concluía la empresa.
El operador de red de Portugal, Redes Eléctricas Nacionales, está investigando las interrupciones del suministro eléctrico, y según indican podrían ser el resultado de un fallo en la red eléctrica española relacionado con un fenómeno atmosférico raro. Las variaciones extremas de temperatura en el interior de España produjeron oscilaciones anómalas en las líneas de muy alta tensión (400 KV), fenómeno que es conocido como 'vibración atmosférica inducida'.Las oscilación provocaron fallos de sincronización entre los sistemas eléctricos, causando perturbaciones sucesivas en toda la red europea interconectada. Por la complejidad de lo ocurrido y la necesidad de reequilibrar los flujos de electricidad a nivel internacional la normalización total de la red podría llevar hasta una semana.
La inercia funciona como un amortiguador ante las fluctuaciones.
Las centrales nucleares, las hidroeléctrica, las de gas, etc. proporcionan inercia al sistema xq tienen el mismo principio de funcionamiento: turbinas muy pesadas que giran muy rápido (a 50 vueltas por segundo = 50 hertzios). Esos bichos tan pesados girando a tanta velocidad tienen una inercia muy grande. Newton nos enseñó que cuanta más inercia tienes, más fuerza tiene que ejercer el exterior para cambiar tu velocidad de rotación. Dicho de otra manera: esos sistemas "absorben" las fluctuaciones de forma instantánea y muy eficiente. Por supuesto, todo tiene su límite y también puede haber apagones con esas centrales.
¿Y la solar y la eólica? La solar y la eólica producen electricidad sin una masa que proporcione inercia. (Los molinos eólicos no giran a 50 vueltas por segundo).
Ojo: yo soy muy partidario de las renovables. Son más baratas y nos hacen depender menos de los países que exportan petróleo o gas.
Pero creo que no se explica bien que cuando dependemos *sólo* de las renovables, el diseño y la gestión de la red es mucho más compleja.
Y dicho esto, repito: no sé si el apagón de hoy ha sido un problema con la inercia del sistema
Los nuevos aerogeneradores son máquinas síncrona con control de tensión y frecuencia, y se conectan a la red a través de convertidores de frecuencia. La solar sí es electrónica de potencia
- https://x.com/Wikingenieria/status/1917121319532892279
- https://www.elmundo.es/economia/2025/04/28/680f6b48e85ece962d8b4594.html
- https://elpais.com/sociedad/2025-04-28/lo-que-se-sabe-y-lo-que-no-del-apagon-masivo-en-espana-la-gran-incognita-la-causa.html
- https://elpais.com/economia/2025-04-28/apagon-electrico-masivo-en-espana.html
- https://www.spiegel.de/panorama/bundesnetzagentur-haelt-stromausfall-wie-in-spanien-fuer-sehr-unwahrscheinlich-a-b0afb63c-5852-47dd-9df3-4dbeed5f5a86
Redeia confirma que lo que provoca el apagón es la bajada brusca de frecuencia por pérdida de generación en dos eventos distintos sucesivos en el Suroeste de España en el lapso de 5 segundos. El primero logran "salvarlo", el segundo, no.
La caida de 15 gW en la producción ¿es la consecuencia y no la causa ?
¿No han sido capaces de meter las compensaciones para mantener la producción y el consumo EXACTAMENTE iguales?
Condensador Síncrono es una máquina síncrona clásica que es operada para proporcionar sólo potencia reactiva.
Cuál es la función de un compensador Síncrono?
Según
va aumentando el aporte de energías renovables y se reduce la
generación térmica convencional y crece el riesgo de la estabilidad de
tensión en la red eléctrica.
Los compensadores síncronos
ofrecen flexibilidad de operación en todas las condiciones de carga del
sistema. Entregan potencia reactiva en condiciones de una caída de
tensión y absorben potencia reactiva cuando la tensión excede el valor
referencial, respondiendo automáticamente a las variaciones.
Cómo se comporta un compensador síncrono?
Los compensadores
síncronos son generadores que solo producen y/o absorben energía
reactiva. Técnicamente son motores, que absorben un poco de potencia
activa para seguir girando a la velocidad de sincronismo y superar las
pérdidas por fricción en los cojinetes del eje.
Los
compensadores sincrónicos rotativos fueron desarrollados específicamente
para la estabilización de tensión y corrección del factor de potencia
en las redes de energía eléctrica.
Cuando las variaciones de la potencia reactiva de la red no son equilibradas, puede haber:
-Inestabilidad en la tensión.
-Aislamiento del sistema.
-Colapso de tensión.
-En casos extremos, Blackout del sistema eléctrico.
Fundamentalmente,
un compensador síncrono, también llamado condensador síncrono, es un
motor síncrono que funciona con carga mecánica nula. La corriente en su
devanado de campo se controla a través de un regulador de tensión, de
forma que este se comporta como una carga inductiva si esta sub-excitado
o como un generador de energía reactiva si esta sobre-excitado, es
decir, el motor genera o consume potencia reactiva según lo requiera la
red al que está conectado.
Ventajas:
Algunas de sus ventajas, en comparación con otros dispositivos de compensación, son los siguientes:
· Incremento
de la potencia de cortocircuito: Muchas instalaciones de generación de
energía renovable no aportan un incremento significativo a la potencia
de cortocircuito, al requerir de la Electrónica de Potencia para su
conexión a la red. Asimismo, al estar situadas a distancias
considerables de la red de transporte, se reduce aún más el aporte de
potencia de cortocircuito en el punto de conexión.
Al ir
teniendo las energías renovables cada vez un mayor peso en la
generación de energía, se produce una caída de la potencia de
cortocircuito en la red, produciendo lo que se conoce como una red débil
y poco robusta.
El compensador síncrono, al ser una máquina rotativa conectada a la red, permite aumentar la potencia de cortocircuito.· Capacidad de recuperación de tensión: Cuando ocurre una falla en la red eléctrica, se genera una caída de tensión que requiere de una inmediata inyección de potencia reactiva para recuperar la tensión en la red y evitar su colapso.
El compensador síncrono es capaz de ofrecer una rápida inyección
Eduardo Prieto, ha detallado que el gestor eléctrico ha identificado «un elemento compatible con una pérdida de generación» en la región suroeste peninsular, «superado satisfactoriamente».
Tan sólo 1,5 segundos después se produjo «otro elemento compatible con pérdida de generación de las condiciones del sistema eléctrico», lo que desembocó otros 3,5 segundos después en «unas condiciones compatibles con las oscilaciones detectadas» en el momento del apagón.
También llevó a la desconexión de la interconexión con Francia, al aislamiento del sistema eléctrico peninsular del europeo y a la desconexión de un «contingente muy elevado de generación renovable».
Red Eléctrica reconoce como «muy posible» la energía solar como causa del apagón, aunque ha reiterado que las conclusiones de preliminares y ha pedido que se eviten las especulaciones sobre el origen de este apagón inédito en la historia de España.
Se apunta a un fallo del propio sistema eléctrico que derivó en un "colapso total" al producirse dos desconexiones consecutivas de plantas de generación al suroeste del país. Todos los dedos señalan a la fotovoltaica, cuya entrada masiva en el sistema en las horas centrales del día está provocando situaciones de enorme inestabilidad en la red que, ya desde la semana pasada, han puesto en apuros al grupo que preside Beatriz Corredor.
El arranque completo desde cero es una operación compleja y poco frecuente —los apagones totales son raros—. En su intervención, Prieto ha explicado cómo fue ese “proceso coordinado” de reposición
Consistió primero en buscar las “fuentes de tensión sanas”, en frontera con Francia y Marruecos. La vía más rápida. Desde esas fronteras, actuaron para energizar una parte de la red española, en País Vasco, Cataluña y el sur de Andalucía. El objetivo era “llegar a los servicios auxiliares de las centrales de generación para que pudieran comenzar los procesos de arranque y acoplamiento”. Una vez que estos grupos estuvieran arrancados, continuó propagándose la tensión al resto de elementos de la red y a las centrales de generación, para que el sistema “pudiera crecer en condiciones de seguridad
Se siguió una estrategia de arranque en isla, que avanza por zonas. Solo ciertos grupos de generación tiene capacidad de iniciarse por sí mismos desde una situación de cero tensión: “son centrales hidráulicas ubicadas en las distintas cuencas”, explicó Prieto. Estas centrales fueron arrancando, y estabilizándose con algunas cargas —suministros de consumidores cercanos— de manera paulatina. Esas islas fueron luego creciendo generación y consumo en paralelo, ganando tamaño y estabilidad, para luego unirse unas a otras hasta retejer toda la red. A las cuatro de la mañana, según Prieto, “la totalidad de las subestaciones de la red de transporte contaban con tensión y, por tanto, a disposición de las empresas de distribución”. Según sus estimaciones, a las 7:30 de la mañana, el 99% de la demanda estaba cubierta.
- https://www.larazon.es/economia/apagon-electrico-espana-directo-hoy-causas-caida-ultima-hora_20250429681039b5e52da91ed532ac0e.html
- Red Eléctrica reconoció hace dos meses ante los inversores el riesgo de "desconexiones" en el sistema por la elevada penetración de renovables | Empresas
El apagón total obliga a España a revisar algo fundamental: su red eléctrica tiene varios puntos débiles
El Gobierno español y Red Eléctrica de España, el operador responsable de garantizar que el sistema eléctrico español es eficiente y seguro, todavía no han dado a conocer qué ha provocado el apagón eléctrico total que hemos sufrido en España y Portugal durante muchas horas. Puede que nunca lleguemos a conocer con una certeza absoluta qué ha desencadenado este colapso, pero lo que sí sabemos es cómo funciona la infraestructura eléctrica española y cuáles son sus puntos débiles
Además, la red de media y baja tensión está rozando la saturación en muchas zonas. Esto significa, sencillamente, que la demanda de electricidad en algunos puntos es mayor que la capacidad de servicio que está disponible en esas zonas. Esto provoca que actualmente haya varios miles de megavatios de generación que han sido solicitados y no pueden ser entregados debido a que la red ha alcanzado su capacidad máxima de transporte de electricidad. Si además tenemos en cuenta que algunas partes de la red de transporte son antiguas y han soportado durante muchos años un gran esfuerzo es razonable concluir que es necesario reforzarlas y llevar a cabo un mantenimiento eficaz.
Sea como sea esto no es todo. Las fuentes renovables tienen cada vez más peso en el mix energético, mientras que las energías de origen fósil no dejan de perder relevancia. No cabe duda de que es una buena noticia en el camino hacia un modelo energético libre de emisiones contaminantes en el que nos hemos embarcado, pero plantea un desafío: los centros de control de los que hemos hablado unas líneas más arriba deben ser capaces de sostener la estabilidad de la frecuencia y la tensión. Cabe la posibilidad, de hecho, de que este sea el origen del colapso que hemos vivido hace unas horas, aunque por el momento es solo una conjetura.
Luis Atienza-ex presidente de RED Eléctrica "El sistema eléctrico tiene más registros que la caja negra de los aviones"
Hace casi cuatro años hablábamos de que este era un escenario imposible. ¿Qué ha pasado?
No ha pasado por lo que mucha gente piensa que es: por un desequilibrio entre la oferta y la demanda; una excesiva dependencia de las renovables y que de repente no haya sol y falte energía. Ya veremos la concatenación de causas que han conducido a un incidente de esta gravedad. La gran ventaja en el sistema eléctrico es que todo queda registrado. Es trazable, rastreable. Toda la secuencia de comportamientos de cada una de las instalaciones, en fracciones de segundo, permite identificar el origen del primer incidente, qué ha fallado o cómo se han comportado el resto de mecanismos o automatismos que tenían que aislarlo compensarlo. Todavía no me atrevo a decirlo pero se sabrá
El sistema eléctrico tiene más registros que la caja negra de los aviones. Con la información sobre esos registros se va a poder conocer mejor las causas y evolución del incidente que en un accidente aéreo. Y, salvo para los conspiranoicos, no va a quedar información que no se sepa con suficiente precisión. Entre otras cosas porque es necesario saberlo muy bien. Y necesitan saberlo todos los actores, los nacionales y de otros países, en el sistema interconectado europeo, para extraer sus propias enseñanzas y conclusiones sobre cómo hacer el sistema más resiliente.
Se está hablando de un exceso de renovables. ¿Cree que puede ir por ahí?
En teoría eso no provoca en sí mismo un incidente que produce una alteración de la frecuencia y desestabiliza el sistema, en este caso por una súbita pérdida de generación. Parece que la frecuencia se cayó. Lo que se tiene que investigar son las razones que lo producen. El sistema tiene una serie de automatismos para que cuando se produce una pérdida de generación pueda 'chupar' la energía que le falta de otros países, en un sistema europeo interconectado. Hubo una pérdida de generación en España, se tiende a importar del sistema europeo en una cuantía muy fuerte, las interconexiones se sobrecargan y se disparan y el sistema ibérico se desconecta del europeo. Esa es una posible secuencia.
Pero el sistema tiene otros mecanismos para recuperar la estabilidad: los desastres de subfrecuencia, que son apagones parciales en algunas zonas cuando se pierde mucha generación para evitar un colapso. Eso no se produjo o no dio tiempo a actuar y el sistema colapsó, con una caída de frecuencia muy alta y una desconexión adicional de generación. Pero todo se sabrá. No conocemos el origen ni la secuencia exacta de los fallos encadenados que han conducido a un incidente grave. Sí sabemos que cuanto mejor estemos interconectados con el sistema eléctrico europeo, que es diez veces el español, más capacidad tendremos de compensar los incidentes que se puedan producir. Como estamos en la periferia de Europa y poco interconectados, tenemos un sistema con menos capacidad para ser amortiguado por el resto del sistema europeo.
Otra conclusión será por qué no han funcionado suficientemente bien esos deslastres. Quizá ante esa caída de frecuencia haya generación que se haya desconectado para protegerse y haya agravado el problema. De todo eso al final se extraerán conclusiones técnicas y recomendaciones sobre cómo hacer el sistema más resiliente para soportar incidentes que se van a producir siempre.
El sistema eléctrico funciona muy bien, con mucha granularidad y muy poca inestabilidad, porque está muy bien gestionado, tecnológicamente muy bien dotado. Es muy robusto. Esto nos ha demostrado que había debilidades y que habrá que corregirlas, aunque todavía no sepamos el origen inicial
¿Por qué cuando el sistema está funcionando con normalidad se produce una pérdida instantánea de generación?
Algún tipo de avería o intervención se ha producido. Es lo que tiene que identificarse, qué es lo que ha fallado o qué error se ha producido.
La reposición ha funcionado impecablemente; es un proceso muy delicado y con muchos riesgos y se ha hecho en los plazos más cortos de cualquier escenario internacional comparable
Seguramente una de las conclusiones tendrá que ser que el sistema tendrá que ser más resiliente ante perturbaciones, con más capacidad de reacción e inercia, más fortaleza. La inercia es un elemento muy relevante en el sistema eléctrico. Y se consigue estando muy bien interconectado con el resto de Europa, con muchas turbinas hidroeléctricas disponibles o con centrales síncronas, con masas rodantes muy grandes, térmicas convencionales o nucleares. Eso se tendrá que analizar.
Es posible que salga la conclusión de que tenemos que tener asegurados unos niveles de inercia por distintas vías, o que toda la generación es capaz de soportar sin desconectarse variaciones de frecuencia de cierta intensidad. Ya veremos lo que sale en las conclusiones técnicas de ese debate
Historico apagón en España
Francia está protegida contra inestabilidades por sus 86 reactores a plena potencia y ese sí que es un sistema robusto y fiable
Blackout ibérico tras el apagón: conoce el funcionamiento de la Red Eléctrica de España
Análisis forense del apagón eléctrico en España
"Hay qué preguntarles qué pasó en la selectividad de protecciones" El experto detalla por qué Francia sí pudo cortar suministro con España y dentro del territorio español no se pudo hacer lo mismo
Estabilizar la red eléctrica
El Estado español, a través de la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI), posee aproximadamente un 20% del capital social de Redeia (antes Red Eléctrica). En la práctica, el Estado mantiene su control principalmente a través de dicho 20% y de disposiciones regulatorias
Expertos del sector energético requieren una mayor inversión en red eléctrica para que sea más resiliente y segura 10-3-2025
Los expertos destacaron la necesidad de un mix de generación eléctrica que garantice el suministro, subrayando los riesgos asociados al cierre de las plantas nucleares
“Es necesario incrementar la inversión en red eléctrica para que sea más resiliente y segura ante el aumento de las catástrofes naturales”, esa ha sido una de las principales conclusiones de los expertos en el sector eléctrico que se han reunido en una nueva jornada del Observatorio de Derecho de la Energía de la Facultad de Derecho de la Universidad Pontificia Comillas.
En un escenario global de búsqueda de la autonomía energética y la competitividad mediante la electrificación, basada en energías limpias y autóctonas, y en redes robustas, los ponentes subrayaron la necesidad de aumentar las inversiones en digitalización y modernización de la red eléctrica para mejorar su capacidad de respuesta ante eventos climáticos extremos, que hacen imprescindible la incorporación de tecnologías avanzadas, como la automatización y los sistemas predictivos, para minimizar tiempos de respuesta y garantizar el suministro.
Ángel Mahou, director general de transporte de Red Eléctrica de España, ha asegurado que “el mallado permite llevar la energía de la generación al consumo por canales diferentes. Debemos pensar en el futuro y dotar al sistema de una mayor seguridad, aumentar la tecnología, conseguir un sistema que sea redundante y también es clave la colaboración. Sin colaboración, lo ocurrido en la dana hubiese sido peor
La mesa redonda concluyó con un llamamiento a la necesidad de incrementar la inversión en redes, flexibilizando los límites de inversión, incrementando la tasa de retribución financiera- en términos homologables a los de otros mercados. Además resulta necesario mejorar la flexibilidad de la planificación de la red de transporte, y aceleración en la obtención de permisos para la construcción de nuevas líneas y subestaciones, y de esta manera, para continuar avanzando en la digitalización y modernización de la red eléctrica. Se destacó la necesidad de integrar herramientas predictivas y estrategias de adaptación que permitan garantizar un suministro seguro y eficiente ante los desafíos climáticos y energéticos del futuroAsí lo explican fuentes de las compañías de generación, entre las que están Iberdrola, Endesa, Naturgy, Repsol y Acciona
Las restricciones técnicas son un sistema excepcional que se usa para resolver limitaciones en la red eléctrica que impiden una operación óptima. Su objetivo es garantizar la seguridad, calidad y fiabilidad del suministro, ajustando la generación y demanda para reequilibrar el sistema. Aunque en el sector no son infrecuentes, en esta ocasión se han usado masivamente.
Lo relevante además no es que se produjeran durante las horas críticas del apagón, para restablecer el fluido eléctrico, sino una vez que el corte de luz ya estaba subsanado. A las empresas se les avisó verbalmente de las restricciones hacia las 10:30 horas de la mañana del martes, y a las 11:39 horas recibieron la orden formal. Sobre todo para activar nucleares, ciclos combinados e hidráulicas a máxima potencia, y para limitar renovables.
Desde el punto de vista operativo y político, esta decisión tiene enorme relevancia. Las nucleares, ciclos e hidráulicas (las instalaciones tradicionales) son las centrales que generan una tensión eléctrica más estable (fluido síncrono, en el argot) frente a las renovables, que aunque pueden aportar gran cantidad de luz en un momento determinado, son más inestables desde el punto de vista de la tensión (fluido asíncrono).
La red eléctrica sufría ya "anomalías críticas" a nivel nacional al menos media hora antes del gran apagón
https://www.youtube.com/watch?v=mwuljOKZVNA
Jorge Sanz, consultor energético de Nera Energía ex funcionario del sector energetico, consejero de la Agencia internacional de Energía explica cuál podría ser la causa del apagón:
- https://www.rtve.es/play/videos/directo/24h/
André Merlin, el fundador y anterior CEO del operador de red francés RTE, le dijo al Financial Times: “Dos tercios de la producción [eléctrica de España y Portugal] estaba formada por recursos no controlables. Estos recursos no-controlables no contribuyen a la estabilidad del sistema eléctrico interno”
- https://www.ft.com/content/e6e1fe13-36f7-4fe5-84ba-77717dca68a8
El mes pasado, el ministro de Transportes Oscar Puente escribió en su cuenta de X que “un exceso de voltaje en la red” había causado un fallo que dejó inoperativas algunas líneas de alta velocidad durante varias horas.
- https://www.ft.com/content/e6e1fe13-36f7-4fe5-84ba-77717dca68a8
Redeia, matriz de Red Eléctrica, apunta en su informe anual de 2024
https://articulosclaves.blogspot.com/2025/04/redeia-matriz-de-red-electrica-apunta.htmlGeneración neta de electricidad pública en España en la semana 18 2025
Datos originales ENTSO-E
- https://www.energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=es&c=ES&source=sw&legendItems=0wgw4×lider=0&min=0&max=96
Según lo acordado, Red Eléctrica ha completado la entrega a la Comisión para el análisis de la crisis de electricidad de todos los datos previamente solicitados. De esta manera, la compañía responde a los requerimientos de las autoridades competentes con las que lleva colaborando desde el inicio del incidente.
Esta “caja negra” (donde se registra y almacena toda la información concerniente a la operación del sistema y garantiza su trazabilidad) supone un contingente de millones datos provenientes tanto de la actividad de la operación del sistema de ese día como del resto de sistemas informáticos de la compañía
Actuación de Red Eléctrica ante el cero energético | Red Eléctrica
Según epertos se tardaran semanas en saber que ha ocurrido
Informe CEE
Informe ERAA 2024 (European Resource Adequacy Assessment 2024)
Este informe realizado por la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (Entso-e) reconocía el posible riesgo de apagón en España y en otros países de Europa durante algunas horas del día
El estudio de Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad explica que en 2026 se "corre el riesgo de no garantizar los ingresos necesarios para mantener su operación"
- https://www.entsoe.eu/eraa/2024/#Main%20findings
El ERAA 2024 muestra que es probable que importantes volúmenes de capacidad alimentada con combustibles fósiles dejen de ser económicamente viables de aquí a 2030, ya que captarán una cuota de mercado menor debido al aumento de las fuentes de energía renovables. Por tanto, es necesario actuar para mantener la seguridad del suministro eléctrico en Europa.
The ERAA 2024 EVA suggests notable investments and lifetime extensions in the coming years. If this new capacity were not fully materialised, adequacy concerns would be significantly higher. By 2035, a net increase of more than 60 GW of flexible fossil gas capacity (OCGT and CCGT) is projected, with investments driven by scarcity prices that occur infrequently. The running hours of some new gas capacity would likely be under 500 full-load hours. A risk-averse investor is more likely to postpone investments that carry high risks.
Adequacy Findings
Los resultados del EVA tienen, naturalmente, un impacto significativo en la evaluación de la adecuación. Los riesgos de adecuación aparecen en varios países europeos y los márgenes son estrechos. Los riesgos de escasez tienden a mantenerse en las partes centrales del continente.
Los valores de LOLE se representan mediante círculos, con un radio mayor para valores de LOLE mayores. El LOLE de una región se calcula promediando la Duración de la Pérdida de Carga (LLD), es decir, las horas con energía no servida, resultante de todos los Años Monte Carlo simulados utilizando la herramienta de referencia
More detailed results, including Expected Energy Not Served (EENS) per region, can be found in Annex 3. For the methodology and probabilistic indicators, please see Annex 2. Moreover, there are cases where the results depend on the specific characteristics of each country or study zone.
Annex 4 provides country-specific comments that enable more detailed conclusions.
Siendo un estudio intrínsecamente complejo, el ERAA se caracteriza por un grado
grado de incertidumbre y limitaciones computacionales. Así pues, la modelización
de la evaluación deben tenerse en cuenta a la hora de interpretar los resultados.
Además, los supuestos para un determinado año objetivo (TY) pueden cambiar rápidamente
de una edición a otra debido a la aceleración de la transición energética.
Por consiguiente, las comparaciones entre ediciones sucesivas deben hacerse con cautela, teniendo en cuenta las actualizaciones y las diferencias entre ediciones.
las comparaciones entre ediciones sucesivas deben hacerse con cautela, teniendo en cuenta las actualizaciones y diferencias entre los dos productos.
Entre ellas se incluyen actualizaciones y cambios en los supuestos y escenarios, así como
así como mejoras en la modelización que pueden influir significativamente
Nunca había ocurrido algo similar en España, pero la posibilidad existía según un informe oficial a nivel europeo. El informe ERAA 2024 (European Resource Adequacy Assessment 2024) realizado por la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (Entso-e) reconocía el posible riesgo de apagón en España y en otros países de Europa durante algunas horas del día.
El informe comenzaba explicando la evolución de la forma de generar energía:"Es probable que volúmenes significativos de capacidad energética generada con combustibles fósiles se vuelvan económicamente inviables para 2030, ya que reducirán su cuota de mercado debido al auge de las energías renovables". Sin embargo, alertaba de que "es necesario tomar medidas para mantener la seguridad del suministro eléctrico en Europa". El informe no establecía el riesgo para 2025, pero sí para un futuro muy cercano: "A corto y medio plazo (2026, 2028, 2030), importantes capacidades corren el riesgo de ser desmanteladas".
La Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad pedía revisar el procedimiento para evitar que se diera un posible apagón: "El desarrollo del sistema eléctrico debe supervisarse de cerca para confirmar que se están cubriendo las necesidades de inversión. Las autoridades competentes deberían considerar medidas de mitigación para garantizar la adecuación europea"
En pleno debate sobre las centrales nucleares en España, ya que según el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), todas las centrales nucleares españolas (Almaraz I y II, Ascó I y II, Cofrentes, Trillo, Vandellós II) cerrarán de forma escalonada 2027 y 2035, el informe europeo pone el ojo en las centrales eléctricas, pese a no ser específicamente lo mismo. "También debe supervisarse el desmantelamiento de las centrales eléctricas existentes para garantizar que no supere los niveles previstos", pide el informe.
"Los modelos ERAA sugieren que más de 50 GW de nueva capacidad flexible de gas fósil resultarían beneficiosos dados los altos precios de escasez previstos, aunque se espera que estos ocurran con poca frecuencia en 2035", señala el informe. Este estudio es muy claro y se centra en dicha escasez. Explica que esta capacidad permitiría garantizar el abastecimiento durante las horas puntas y acabar con la posibilidad de apagones.
Este informe ya alertaba de la posibilidad de apagones a partir de 2026: "Depender únicamente de la nueva capacidad de entrada basada en el EVA podría subestimar los riesgos de suficiencia". Se explica que toda Europa está expuesta, con menor riesgo en la zona de los Balcanes. El informe muestra su mayor preocupación para la zona central de Europa, pero según el mapa, España estaría en riesgo de hasta cuatro horas anuales de apagón en 2026.
Pese a que el informe avalaba la posibilidad de apagón en España durante cuatro horas para tan solo dentro de un año, Red Eléctrica fue muy contundente en un mensaje en su cuenta oficial de 'X' el pasado 9 de abril: "No existe riesgo de apagón"
Figure 3: LOLE values in 2028 y
Figure 5: LOLE values in 2035 en:
“La gran incógnita del apagón es por qué no actuaron los cortafuegos en Extremadura”
¿Se sabe ya que sucedió?
Conocemos la secuencia de hechos, pero nos faltan muchas respuestas.
Sabemos que a las 12.33 h hubo un grupo de generación de energía, presumiblemente en Extremadura, que cayó. Esa primera caída se consiguió estabilizar. Pero 1,5 segundos después volvió a caer otro grupo de generación, no se sabe si fue el mismo u otro. Esa caída hizo que disminuyera la frecuencia de la red y que Francia – 3,5 segundos después y por autoprotección–, se desconectara de España. Esa desconexión inesperada provocó que el 60% de la generación en España cayera totalmente, colapsando el sistema y llevándonos al apagón.
Eso es lo que sabemos, pero hay varias incógnitas por desvelar.
¿Cuáles?
La primera: por qué cae la central de Extremadura; la segunda: por qué esa caída comporta que Francia se desconecte; y la tercera: por qué la desconexión de Francia, que representaba un porcentaje pequeño (alrededor del 5%) del total del consumo, conduce a que el 60% de la generación de energía en España caiga.
Hay 60.000 instalaciones de generación en España enviando señales constantemente: detectar el error llevará tiempo”
¿Le sorprende que el sistema no fuera capaz de aislar el punto donde se originó el problema?
Es la gran incógnita a resolver, es decir, por qué no actuaron los cortafuegos
. Por ejemplo, después del apagón, en Catalunya hemos tenido un transformador de una subestación en Begues (Barcelona) inhabilitado por una avería, y nadie se ha enterado. Es normal que haya problemas en alguna subestación o central, lo extraño es el efecto contagio. De la misma manera que Francia se aisló o las Baleares, ¿por qué no sucedió en Extremadura en lugar de contagiar a toda la Península?
Red Eléctrica Española (REE) ya ha facilitado todos los datos a la comisión creada por el Gobierno. ¿Tiene alguna novedad?
Sabemos que el Gobierno está analizando la información.
Son muchos los nodos que tiene el sistema eléctrico. Hay 60.000 instalaciones de generación en España enviando señales constantemente, por lo que detectar dónde se ha dado el error llevará tiempo.
¿Cuánto?
Creo que en los próximos días iremos sabiendo más información, aunque no tendremos la fotografía completa. Al menos, conoceremos en qué central se ocasionó todo, qué mecanismos fallaron y cuáles no… Lo acabaremos sabiendo todo porque todo está trazado.
Lo que desconocemos hoy no es porque se nos quiera ocultar, sino porque no se sabe.
¿Alguna vez pensó que una situación así se podía dar?
Si soy honesto y me lo hubieras preguntado hace unas semanas, te habría respondido que no. Desde el punto de vista teórico podía pasar, pero la probabilidad era muy baja. De hecho, nunca había sucedido hasta ahora. Sí que piensas que se puede dar en una zona concreta. Ya pasó en Canarias, en varias islas, donde el sistema eléctrico no es tan robusto al no estar tan interconectados. Lo que ocurrió también es una lección: cuanto más interconectados estemos, mejor. Y cuantas más baterías y centrales de bombeo tengamos, mejor también. Seremos más resilientes.
"Lo que ocurrió también es una lección: cuanto más interconectados estemos, mejor”
Hay quien señala que no es factible que la energía de las renovables sea la que aporte el mayor porcentaje de generación porque faltan sistemas de estabilización.
REE, en tanto que operador del sistema, es quien tiene que decidir en cada momento cuál es la manera segura de generación. Si se dio una situación de falta de seguridad, el operador tendría que haber alterado el mix con el fin de haber introducido tecnologías de carácter síncrono que pudieran haber dado estabilidad. También es verdad que ese no fue el momento donde hubo más generación de renovables de este año. Habíamos tenido otros con mayor presencia, sin ir más lejos el pasado día 25, y no ocurrió nada.
Al final, lo atribuyo más a un error de software y no de hardware.
¿Qué son los sistemas de estabilización?
En concreto, dos elementos. Uno es la frecuencia, es decir, el ritmo en el que se mueve la energía eléctrica. Simplificando un poco, hay instalaciones que lo que hacen es marcar el ritmo y otras que solo saben seguirlo. La solar y la eólica serían estas últimas, y la hidroeléctrica, gas o nucleares estarían en el primer grupo. Está claro que la generación no puede depender solo de las que necesitan que les marquen el ritmo, porque si lo pierden, ¿quién lo recuperará?
¿Y el segundo elemento?
La parte de gestionabilidad. Las energías solares y eólicas no son gestionables, es decir, no podemos producir cuando queremos, sino que se necesitan unos recursos primarios, en este caso el sol y el viento. El hecho de no poder funcionar siempre hay que suplirlo con baterías y centrales de bombeo, que son centrales hidroeléctricas que lo que hacen es subir agua a una balsa superior cuando hay exceso de renovables para acumularla y soltarla en el contexto contrario, generando energía hidroeléctrica. Este tipo de centrales son un complemento verde perfecto a la solar y la eólica.
REE dice que sigue investigando las causas del apagón del lunes, aunque a medida que pasan las horas parece claro que se debió a la entrada masiva de renovables (sobre todo fotovoltaicas) en el sistema a media mañana, sin que en ese momento existiera suficiente capacidad de respaldo de centrales síncronas para compensar la volatilidad de tensión. A modo de comparativa. El lunes, un minuto antes del apagón, había más de 18.000 megavatios (MW) fotovoltaicos (53% de toda la demanda). De ciclos había apenas 1.600 MW (4% de la demanda) y de nucleares había 3.400 MW (9%). Ayer, a la misma hora, las fotovoltaicas estaban contenidas en 10.000 MW (37% de la demanda). En ciclos combinados -que tardan varias horas en arrancar- llegó a haber más de 12.000 MW. A las eléctricas se les ha pedido que tengan todos sus ciclos en alerta. Igual a las nucleares. Un ejemplo es Almaraz, que consta de dos reactores. Fuentes de la empresa dice que la unidad II "ha sido requerida por REE para arrancar de manera urgente
El catedrático en Ingeniería Eléctrica, Sergio Martínez, recuerda que los sistemas con “generación síncrona” de la energía, como son la nuclear o la hidráulica, “los generadores síncronos son máquinas generosas que cuando se les pide más potencia de forma natural la dan a costa de la inercia, la energía cinética que tienen acumulada”. Subraya que la generación de energía a través de sistemas eólicos y fotovoltaicos “carecen de esa capacidad natural para aportar estabilidad”, si bien se pueden controlar para “emular el comportamiento de una maquinaria síncrona” y hacer que puedan aportar a la estabilidad de la tensión del sistema
Generador 'síncrono'
Añade que la red tiene muchos puntos de generación de energía y que cuando ésta topa con ‘nodos’ más gruesos como los nucleares “es más fácil que una inestabilidad se absorba”: “En cambio, si los ‘nodos’ que están funcionando son similares en su tamaño y carecen de inercia, las perturbaciones acaban saltando de un nodo a otro, de un punto a otro, y quizá es eso lo que pudo ocurrir el lunes”. Gallego no se aventura a asegurar qué podría haber sucedido si toda la red de centrales nucleares hubiera estado operativa, “pero quizá se habría absorbido esa alteración algo mejor y el sistema hubiera soportado algo más
“El sistema requiere el respaldo de la tecnología nuclear y más en situaciones climatológicas adversas. Estas situaciones vienen acompañadas de baja contribución renovable, primero porque las puntas de demanda se producen cuando se va el sol, y segundo porque o no hay viento o porque hay demasiado y los parques no pueden operar. En la dana, Cofrentes fue fundamental para mantener el equilibrio instantáneo del sistema. La nuclear permite dotar de firmeza y flexibilidad al sistema”, ha argumentado Óscar Barrero, socio responsable de Energía de PWC España
En contra
Mar Reguant: “Aquesta apagada ha demostrat que la nuclear és inútil”
Entrevista a la professora d’investigació per la ICREA sobre
l’apagada elèctrica que dilluns va deixar desenes de milions de persones
a les fosques
- https://www.eldiario.es/catalunya/economia/mar-reguant-economista-nuclear-aporta-energia-dia-apagon-util_128_12247357.html
- https://www.vilaweb.cat/noticies/apagada-electrica-mar-reguant-entrevista/
-
https://articulosclaves.blogspot.com/2025/05/debate-nucleares-y-apagon.html
"Podemos afirmar que los que han intentado utilizar este apagón para atacar a las renovables/defender a las renovables o defender las nucleares/atacar a las nucleares no han aportado claridad, sino confusión"
 |
- https://www.krone.at/3770029
Primer resumen martes dia 27-4-2025,
-Las 8 primeras posibles causas citadas el pasado martes a dia de hoy 3 parecen no ser relevantes
28-4-2025
Anatomia de un error | Articulos.claves
29-4-2025
https://articulosclaves.blogspot.com/2025/04/el-plan-nacional-de-energia-y-clima-se.html
30-4-2025
Redeia, matriz de Red Eléctrica, apunta en su informe anual de 2024 | Articulos.claves
2-5-2025
Brújula Ciencia-Economia-Sociedad: El apagón, la transición energetica requiere adaptación
Actuación de Red Eléctrica ante el cero energético | Red Eléctrica
La recuperación empezo en Sallente-Estany y La muela
Acusar de criminales a las empresas? !! Sin saber de donde viene realmente el problema.....
Aún no se puede afirmar nada
Un sistema en transición
Aunque aún se desconoce la causa exacta del incidente -podría tratarse de la desconexión de una línea, la caída de un generador, un fallo en subestaciones u otro evento técnico-, todo apunta a que una inercia insuficiente limitó la capacidad del sistema para resistir la perturbación inicial, haciendo que la frecuencia cayese demasiado rápido para que la regulación primaria pudiera contenerla, desencadenando el apagón.
Avanzar decididamente en la incorporación de tecnologías renovables es imprescindible
Sus beneficios son claros: reducen las emisiones de CO₂, disminuyen la dependencia energética del exterior, abaratan a medio plazo el coste de la electricidad y hacen más atractivo nuestro país para industrias electrointensivas. Pero esta transición no consiste solo en cambiar fuentes de generación: exige repensar cómo se opera y regula el sistema eléctrico. Necesitamos nuevas reglas de mercado que valoren, además del precio, la capacidad de aportar estabilidad y herramientas como el almacenamiento, la gestión activa de la demanda o el refuerzo de las interconexiones. Los apagones no son un síntoma de fracaso, pero sí una advertencia. Desde universidades y centros de investigación llevamos años trabajando para anticipar estos desafíos y desarrollar soluciones: desde nuevos modelos de operación y control, hasta tecnologías que aporten flexibilidad, estabilidad y resiliencia al sistema eléctrico del futuro. Apostar por un sistema energético limpio es ineludible, pero ese sistema debe ser también técnicamente robusto y resiliente.
Jon Andoni Barrena, coordinador del grupo de investigación de redes eléctricas de Mondragon Unibertsitatea.
https://articulosclaves.blogspot.com/2025/05/un-sistema-en-transicion.html
Esta necesaria apuesta por la electricidad renovable requiere asumir que cualquier política energética debe, además de tener en cuenta las restricciones económicas derivadas de los costes de las distintas alternativas, no olvidar las restricciones técnicas propias de cualquier sistema eléctrico: la primera es que la oferta debe ser igual a la demanda en cada instante de tiempo. La traslación a la realidad de esta primera restricción es que un sistema eléctrico basado en renovables, por definición intermitentes, necesita complementarse con energía firme y flexible
Cumplir con los objetivos ambiciosos de la UE en materia de energías limpias exige modernizar la red eléctrica vetusta del continente, que está mal equipada para hacer frente al rápido crecimiento de la demanda. La red eléctrica del bloque es la más antigua del mundo, con un promedio de 45-50 años. La congestión de la red -cuando una sobrecarga impide que la electricidad llegue al consumidor- ya hace que se desperdicien energías renovables, y miles de gigavatios de proyectos renovables siguen atascados en las colas de conexión. Sin mejoras significativas, las ambiciones climáticas de Europa seguirán estando muy lejos de su alcance.
Hay gente que en tres dias ya sabe lo que ha pasado y otros..., La comisión técnica europea constituida para analizar los datos del apagón ha anunciado un informe preliminar en 6 meses y unas conclusiones completas y definitivas en agosto de 2026.
Por qué la caja negra del apagón puede dejar en evidencia a todos los profetas
El apagón ha vuelto a ser un acicate para todo tipo de conspiranoicos y tertulianos que se han lanzado a decir que ellos ya lo predijeron, mientras los expertos que avisaron de los riesgos sufren ahora por ser cautos
Por qué algo que ha funcionado cien años falló durante cinco segundos | Energía
En todos los medios internacionales se ha destacado la rápida recuperación del suministro eléctrico en España por la dificultad de un arranque en negro en tan pocas horas
Sergio Delgado: "Todos debemos estar preparados para emergencias más largas que el apagón"
El día más oscuro del sistema eléctrico | Articulos.claves
Las eléctricas reclamarán a Redeia indemnizaciones multimillonarias | Energía
Casting blame for the blackout in Spain, Portugal, and parts of France
Culpa del apagón en España, Portugal y parte de Francia Russ Schussler | Articulos.claves
¿ Oscilación inter-área.?
El Fraunhofer dice que en el momento del apagón había en Europa una inercia de 300GW de los cuales 45GW estaban en España. Está es una inercia muy superior a la demanda y a la generación en aquel momento que el coeficiente de carga medio de la generación inercial en el momento del apagón era de (11GW (lo que generaba) / 45GW (la potencia nominal))*100 = 24,44%. Con lo cual además de haber una gran cantidad de inercia en el sistema eléctrico en aquel momento
Además
había seguramente una capacidad de respuesta a aumentar potencia
bastante grande (seguramente, porque no sabemos cuánta de ella tenía
capacidad de respuesta primaria = en segundos)
Además Fraunhofer adelanta una hipótesis en base a los datos que tiene
La inercia viene dada porque un generador al girar una masa sobre un eje se comporta como un volante de inercia.Así un generador de 1000MW conectado a la red tiene una inercia determinada. Y está inercia es la misma generando 0MW, 100MW o 1000MW. Gira y pesa lo mismo en los tres casos. Y la generación convencional raramente funciona a nominal. En base a este dato podemos calcular
El problema se habría causado debido a un fenómeno llamado oscilación areal y, si, no tiene absolutamente nada que ver con la cantidad de renovable en el sistema eléctrico
El foco lo tienen puesto en las oscilaciones areales, es decir, una especie de cambio regular en la frecuencia de red entre dos áreas débilmente acopladas
Energy Chart Talks 05.05. 2025 - Teil 2: Blackout in Spanien und Portugal 28.4.2025
https://www.youtube.com/watch?v=ElDQr8Vueyw
https://bsky.app/profile/defensafuentes.bsky.social/post/3lojsvfkkrc2q
"...que había una oscilación empieza a ser evidente, que la explicación sea la de Fraunhofer, no esta claro"
https://x.com/revenergetica/status/1919911374957707280
España lleva desde 1996 con el mismo protocolo de protección del sistema eléctrico cuando el mix eléctrico estaba dominado por tecnologías síncronas
https://articulosclaves.blogspot.com/2025/05/se-pudo-hacer-mas-para-evitar-el-apagon.html
- Portugal: fallo en gestión del sistema
-ENTSO-E confirma una desconexión de 2.200 MW en el sur de España como detonante del apagón
El primer dia despues del apagón se comento que desaparecieron 15 GW en 5 segundos, en realidad se perdieron 2,2 GW de generación a lo largo de 20 segundos.
El sistema no reaccionó para compensarlo, la frecuencia se desplomó y, automáticamente, se cayó todo.
Media hora antes ya habíamos tenido oscilaciones muy serias.
ENTSO-E (la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad) por publica en el siguente enlace los detalles:
- https://www.entsoe.eu/news/2025/05/09/entso-e-expert-panel-initiates-the-investigation-into-the-causes-of-iberian-blackout/
https://articulosclaves.blogspot.com/2025/05/europa-se-adelanta-al-gobierno-para.html
El 28 de abril, durante el apagón que dejó sin suministro a millones de personas en España, el sistema eléctrico operaba con un 30% menos de inercia que el mínimo recomendado por ENTSO-E, la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad.
La inercia es un parámetro clave del sistema eléctrico que determina su capacidad para resistir cambios bruscos de frecuencia y evitar colapsos. Esta inercia eléctrica se mide en segundos y representa el tiempo que tardaría en disiparse la energía cinética acumulada en los grandes generadores rotatorios (como los de las centrales nucleares o térmicas) si cesara de golpe la generación. Cuanto mayor es ese tiempo, más margen tiene el sistema para reaccionar ante perturbaciones. Una red con baja inercia es mucho más vulnerable a apagones como el que se produjo ese día.
Según el análisis del grupo LEMUR de la Universidad de Oviedo, ese día la energía nuclear aportaba el 50% de toda la inercia, a pesar de que solo dos de los siete reactores funcionaban al 100% de potencia. Uno estaba parado por recarga de combustible programada y los otros cuatro —dos desconectados y dos al 70%— operaban a mínimos por causas económicas.
Daniel Fernández Méndez
Manuel Fernández Ordóñez
Gabriel Calzada Álvarez
- https://articulosclaves.blogspot.com/2025/05/apagon-actualizacion-5-5-2025.html
- https://articulosclaves.blogspot.com/2025/05/actualizacion-apagon-apagon-12-5-2025.html
-
https://articulosclaves.blogspot.com/2025/05/apagon-actualizacion-14-5-2025.html
