Tres informes analizan el apagón del 28 de abril en España: ¿qué revelan?
En solo una semana, se han publicado tres informes clave sobre el gran apagón que afectó a España el 28 de abril. El primero fue publicado por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) el 17 de junio. Al día siguiente, Red Eléctrica de España (REE) presentó el suyo y, el 23 de junio, lo hizo la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (AELEC). Aún quedan pendientes dos informes: uno de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y otro de ENTSO-E.
Oscilaciones de frecuencia: el preludio del apagón
Los tres informes coinciden en 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 añade que estos cambios en el mix eléctrico correspondían a una reducción del número de ciclos combinados conectados al sistema y que, por tanto, estas oscilaciones podrían estar relacionadas con el programa de generación previsto para ese día. En cualquier caso, estas perturbaciones iniciales fueron absorbidas por la red sin necesidad de medidas correctivas significativas por parte de REE.
El primer gran impacto: 12:03 h
A las 12:03 h se registró una oscilación de mayor magnitud (0,6 Hz), que duró 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 de exportación con Francia en 800 MW, situando el programa en 1.500 MW en sentido exportador.
- Cambio del modo de operación del enlace HVDC con Francia a potencia constante (objetivo: 1.000 MW desde España hacia Francia).
- Refuerzo de la red mediante la conexión de cinco circuitos de 400 kV que estaban desconectados, con el fin de reducir la impedancia del sistema.
- Apertura de reactancias para contrarrestar la caída de tensión provocada por las oscilaciones.
Una situación cada vez más tensa
A pesar de estas acciones correctivas, a las 12:16 h se produjo otra oscilación de 0,6 Hz, que volvió a causar caídas de tensión en la red. Como consecuencia, se activaron más reactancias para hacerle frente.
A las 12:19 h se registró una nueva oscilación, con menor frecuencia (0,2 Hz) pero caracterizada por una amplitud mucho mayor que las anteriores (hasta 200 mHz). El origen de esta oscilación se atribuye a una oscilación interárea derivada del modo continental Este-Centro-Oeste del sistema eléctrico europeo.
En respuesta a esta nueva perturbación, se adoptaron nuevas medidas:
- Nuevas conexiones de líneas de 400 kV para reducir la impedancia.
- Reducción del intercambio de exportación con Francia hasta 1.000 MW (con el enlace HVDC enviando 1.000 MW de España a Francia, lo que implica balance cero en las líneas de corriente alterna). Esto supuso una reducción total de intercambio de 1.300 MW.
- Reducción del intercambio de exportación con Portugal desde 2.545 MW hasta 2.000 MW.
A las 12:22 h, una vez estabilizada la frecuencia, la tensión comenzó a elevarse dentro de los márgenes operativos. En respuesta, REE inició el acoplamiento de reactancias en distintas subestaciones para frenar esta subida. REE subraya que, a diferencia de las primeras, estas últimas oscilaciones no fueron de origen natural, sino “forzadas”. Su análisis apunta a una planta fotovoltaica en Badajoz como posible desencadenante.
¿Debilitaron el sistema las medidas correctivas?
Una de las cuestiones clave es si las propias acciones de mitigación pudieron, paradójicamente, haber hecho al sistema más vulnerable ante perturbaciones posteriores. Esta hipótesis está fuertemente respaldada en el informe de AELEC, que incluso estima en 3 GVAr el aumento de generación reactiva provocado por estas medidas, 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 presenta un análisis más detallado del impacto de las medidas adoptadas:
- Refuerzo de la red: La conexión de cinco líneas de 400 kV ayudó a reducir impedancias, pero también incrementó los flujos de potencia reactiva. Si esta no se absorbe adecuadamente, puede provocar un aumento peligroso de la tensión. AELEC señala que la reconexión de líneas que llevaban días inactivas agravó la situación de sobretensión.
- Cambio en la interconexión con Francia: El paso de corriente alterna a corriente continua ayudó a estabilizar las oscilaciones iniciales, pero pudo reducir la flexibilidad del sistema ante perturbaciones posteriores. El informe de AELEC indica que se requiere un análisis más detallado para evaluar plenamente su impacto.
A pesar de las señales de recuperación del sistema, la tensión siguió aumentando. Inicialmente dentro de los límites admisibles, terminó superándolos, lo que sugiere que las medidas de control fueron insuficientes o inadecuadas.
¿Por qué no se contuvo la sobretensión?
El informe de MITECO plantea tres posibles causas de la falta de capacidad automática del sistema para gestionar la sobretensión:
- Fallo de planificación: El operador del sistema (REE) no programó suficientes centrales convencionales conectadas para regular la tensión.
- Fallo de ejecución: Las centrales programadas no cumplieron su función, pese a estar disponibles.
- Combinación de ambas: No había suficientes centrales y, además, las disponibles no funcionaron correctamente.
Aquí surge una discrepancia clave:
- REE defiende que hubo un fallo de ejecución: las centrales no respondieron conforme 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 además concentrado en el norte, lo que limitó su efectividad.
El informe de AELEC destaca especialmente que REE decidió no sustituir un ciclo combinado previsto para el día del apagón en la zona sur, que había sido declarado indisponible la noche anterior debido a un incendio. Sin embargo, REE responde que, pese a esta indisponibilidad, el sistema seguía siendo seguro.
¿Una desconexión masiva demasiado temprana?
El segundo gran foco del debate es la desconexión repentina de más de 2.000 MW de generación en cuestión de segundos y en diferentes instalaciones.
- MITECO y REE detallan la secuencia de estas desconexiones.
- AELEC sugiere que debe existir una causa sistémica detrás de este comportamiento simultáneo y generalizado.
A las 12:32:57 h se disparó un transformador en una subestación de Granada. REE sostiene en su informe que la desconexión de esta instalación fue incorrecta porque la tensión en la red de transporte se encontraba dentro de los rangos establecidos por la normativa.
A las 12:33:16 h, apenas 19 segundos después, se produjo otra desconexión en Badajoz. Una vez más, 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 potencia reactiva de estos generadores y reducirse el flujo de potencia de sur a norte.
Como consecuencia de todos estos eventos, se produjo una pérdida en cascada de potencia de generación. Esto implicó la pérdida simultánea de la capacidad dinámica de control de tensión y de absorción de potencia reactiva, a medida que las tecnologías convencionales dejaban de aportar soporte, culminando en un cero eléctrico del sistema.
Conclusión
Los tres informes publicados hasta ahora coinciden en señalar el carácter multifactorial del apagón, aunque cada uno enfatiza aspectos distintos según el papel y las competencias del organismo emisor.
Mientras REE defiende que la capacidad del sistema para controlar la tensión era suficiente, tanto MITECO como AELEC señalan que dicha capacidad era la más baja registrada en todo el año y la consideran claramente insuficiente.
Por otro lado, REE y MITECO sostienen que algunas centrales no siguieron correctamente el Procedimiento de Operación 7.4 relativo al control de tensión en la red de transporte, un punto que AELEC no aborda en su informe.
Ante la falta de datos publicados por el Operador del Sistema, AELEC evita profundizar en el fenómeno de las desconexiones en cascada de instalaciones de generación. Por su parte, REE afirma que dichas desconexiones se produjeron de forma incorrecta.
A la espera de los informes de ENTSO-E y la CNMC, este es el estado actual del análisis del apagón del 28 de abril. Desde Haya Energy Solutions seguiremos informando sobre cualquier novedad relevante.
Pablo Gandullo Romero
