Tres informes analizan el apagón del 28 de abril en España: ¿qué revelan? 

En apenas una semana se han publicado tres informes clave sobre el gran apagón que afectó a España el pasado 28 de abril. El Ministerio para la Transición Ecológica y el reto Demográfico (MITECO) fue el primero en publicar su análisis el 17 de junio. Al día siguiente, Red Eléctrica de España (REE), operador del sistema, presentó su informe. Finalmente, el 23 de junio, la Asociación de Empresas Eléctricas (AELEC) dio a conocer su propia visión de lo ocurrido. 

Aún quedan por conocerse dos informes cruciales: el de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), regulador del sector, y el de ENTSO-E, que podría ofrecer una perspectiva europea más amplia. 

Oscilaciones de frecuencia: la antesala del apagón
Los tres informes coinciden en señalar las oscilaciones de frecuencia registradas en la red durante la mañana previa al apagón. Las primeras, de 0,2 Hz, parecen tener un origen natural. Según REE, son compatibles con una oscilación interárea del sistema eléctrico europeo sincronizado. El informe de AELEC matiza que estos cambios en el mix se corresponden con una reducción en el número de ciclos combinados conectados al sistema y que, por tanto, estas oscilaciones podrían estar vinculadas con la programación de la generación de ese día. En cualquier caso, estas primeras perturbaciones fueron absorbidas por la red sin necesidad de medidas correctivas significativas por parte de REE. 

El primer gran sobresalto: 12:03 h 

A las 12:03 se registró una oscilación de mayor magnitud (0,6 Hz), que se prolongó durante 4 minutos y 42 segundos, debilitando la capacidad del sistema para amortiguar perturbaciones. Esta oscilación, clasificada como forzada y de carácter local, tuvo su origen (según el informe de REE) en una planta fotovoltaica situada en la provincia de Badajoz. En respuesta, REE activó varias medidas: 

• Reducción del intercambio exportador con Francia de 800 MW, fijando el programa en 1.500 MW en sentido exportador. 

• Cambio del modo de operación del enlace HVDC con Francia a potencia constante (consigna: 1.000 MW de España a Francia).  

• Se reforzó la red conectando cinco circuitos de 400 kV que estaban desconectados a fin de disminuir la impedancia del sistema. 

• Apertura de reactancias para contrarrestar la bajada de tensión provocada por las oscilaciones. 

Una situación cada vez más tensa
Pese a estas acciones correctoras, a las 12:16 se produjo una nueva oscilación de 0,6 Hz, que volvió a ocasionar caídas de tension en la red. Por ello, se activaron más reactancias para hacerle frente. A las 12:19 de nuevo se registró una oscilación, de menor frecuencia (0,2 Hz), pero caracterizada por una amplitud mucho mas alta que las anteriores (hasta 200 mHz). El origen de esta se atribuye a una oscilación interárea derivada del modo continental Este-Centro-Oeste del sistema eléctrico europeo.

Ante esta nueva perturbación, se tomaron nuevas medidas: 

• Nuevas conexiones de líneas de 400 kV para disminuir la impedancia.
• Reducción del intercambio exportador con Francia a 1.000 MW (con el enlace HVDC enviando 1.000 MW de España a Francia implica saldo de intercambio cero por las líneas de AC). Esto supone una reducción total de 1.300 MW de intercambio. 
• Reducción del intercambio exportador con Portugal de 2.545 MW a 2.000 MW.

A las 12:22, una vez estabilizada la frecuencia, la tensión comenzó a subir dentro de los márgenes operativos. En respuesta, REE inició el acoplamiento de reactancias en distintas subestaciones para frenar esta subida. REE destaca que, a diferencia de las primeras, estas últimas oscilaciones no fueron de origen natural, sino «forzado». Su análisis señala a una planta fotovoltaica en Badajoz como posible desencadenante. 

¿Debilitaron las medidas correctivas el sistema? 

Una de las cuestiones clave es si las propias acciones de mitigación adoptadas pudieron, paradójicamente, hacer al sistema más vulnerable a las perturbaciones posteriores. Esta hipótesis es sostenida con fuerza en el informe de AELEC, que incluso estima el aumento de generación reactiva provocado por estas medidas en 3 GVAr, con un desequilibrio especialmente acusado en el sur. 

REE también reconoce que estas actuaciones permitieron controlar la situación, pero a costa de elevar la tensión del sistema. A continuación, se procede a analizar con mayor detalle el impacto de las medidas adoptadas: 

• Refuerzo del mallado de la red: La conexión de cinco líneas de 400 kV ayudó a reducir impedancias, pero también aumentó los flujos de energía reactiva. Si esta no se absorbe adecuadamente, puede derivar en un peligroso incremento de la tensión. AELEC señala que la reconexión de líneas inactivas desde hacía días agravó la situación de sobretensión. 

• Cambio en la interconexión con Francia: Pasar de AC a DC ayudó a estabilizar las oscilaciones iniciales, pero pudo restar flexibilidad al sistema frente a perturbaciones posteriores. El informe de AELEC indica que se requiere un análisis más detallado para evaluar completamente su impacto. 

Pese a los indicios de recuperación del sistema, la tensión siguió aumentando. Inicialmente dentro de los límites admisibles, acabó superándolos, lo que sugiere que las medidas de control resultaron insuficientes o inadecuadas. 

¿Por qué no se contuvo la subida de tensión? 

El informe del MITECO plantea tres posibles causas para la falta de capacidad automática del sistema para gestionar la subida de tensión: 

1. Fallo en la planificación: El operador del sistema (REE) no programó suficientes centrales convencionales conectadas para regular la tensión. 

1. Fallo en la ejecución: Las centrales previstas no cumplieron con su función, a pesar de estar disponibles. 

1. Combinación de ambos: Ni hubo suficientes centrales, ni las disponibles actuaron correctamente. 

Aquí surge una discrepancia clave: 

• REE defiende que hubo un fallo de ejecución: las centrales no respondieron de acuerdo al Procedimiento de Operación 7.4. 

• AELEC apunta a un fallo de planificación, subrayando que el número de grupos asignados fue el más bajo del año y estaban concentrados en el norte, lo que limitó su eficacia. 

Desde el informe de AELEC, se resalta especialmente el hecho de que REE decidiese no sustituir un CCGT programado para el día del apagón en la zona sur que se había declarado indisponible la tarde anterior debido a un incendio. Sin embargo, REE responde que, pese a esta baja, el sistema seguía siendo seguro. 

¿Una desconexión masiva demasiado temprana? 

El segundo gran eje del debate es la desconexión súbita de más de 2.000 MW de generación, en cuestión de segundos y en distintas instalaciones. 

• MITECO y REE detallan la secuencia de estas desconexiones. 

• AELEC sugiere que debe haber una causa sistémica que explique este comportamiento simultáneo y generalizado. 

A las 12:32:57 h se produce el disparo de un transformador en una subestación de Granada. REE argumenta en su informe que la desconexión de esta instalación es incorrecta ya que la tensión en la red de transporte se encontraba dentro de los rangos establecidos en la normativa. A las 12:33:16 h, apenas 19 segundos después, se produjo otra desconexión en Badajoz. De nuevo, REE afirma que los niveles de tensión estaban dentro de los márgenes establecidos. 

Estas desconexiones provocaron un nuevo aumento de la tensión del sistema, al perderse la capacidad de absorción de reactiva por parte de esos generadores y reducirse el flujo de potencia del sur al norte. 

Como resultado de todos estos eventos, se produjo una pérdida en cascada de potencia de generación. Esto implicó la pérdida simultánea de la capacidad de control dinámico de la tensión y de la absorción de potencia reactiva al perder el apoyo de las tecnologías convencionales, culminando en un cero eléctrico del sistema. 

Conclusión 

Los tres informes publicados hasta el momento coinciden en señalar el carácter multifactorial del apagón, aunque cada uno pone el énfasis en aspectos distintos según el papel y las competencias del organismo que lo emite. 

Mientras que REE defiende que la capacidad del sistema para controlar la tensión era suficiente, tanto el MITECO como AELEC destacan que dicha capacidad fue la más baja registrada en todo el año y la consideran claramente insuficiente. 

Por otra parte, REE y el MITECO plantean que algunas plantas no habrían seguido correctamente el Procedimiento Operativo 7.4 para el control de tensión en la red de transporte, un punto que AELEC no aborda en su informe. 

Ante la falta de datos publicados por parte del Operador del Sistema, AELEC evita profundizar en el fenómeno de la desconexión en cascada de instalaciones de generación. A su vez, REE afirma que las desconexiones se produjeron de manera incorrecta. 

Quedando aún pendientes los informes de ENTSO-E y de la CNMC, este es el estado actual del análisis sobre el apagón del 28 de abril. Desde Haya Energy Solutions os seguiremos informando de cualquier novedad relevante.  

Pablo Gandullo Romero