{"id":20447,"date":"2026-05-19T16:23:12","date_gmt":"2026-05-19T14:23:12","guid":{"rendered":"https:\/\/hayaenergy.com\/apagon-en-la-peninsula-iberica-del-28-de-abril-nueva-informacion\/"},"modified":"2026-05-19T16:58:41","modified_gmt":"2026-05-19T14:58:41","slug":"apagon-en-la-peninsula-iberica-del-28-de-abril-nueva-informacion","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/hayaenergy.com\/es\/apagon-en-la-peninsula-iberica-del-28-de-abril-nueva-informacion\/","title":{"rendered":"Apag\u00f3n en la Pen\u00ednsula Ib\u00e9rica del 28 de abril: nueva informaci\u00f3n"},"content":{"rendered":"<p><strong>Tres informes analizan el apag\u00f3n del 28 de abril en Espa\u00f1a: \u00bfqu\u00e9 revelan?<\/strong><\/p>\n<p>En solo una semana, se han publicado tres informes clave sobre el gran apag\u00f3n que afect\u00f3 a Espa\u00f1a el 28 de abril. El primero fue publicado por el Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico (MITECO) el 17 de junio. Al d\u00eda siguiente, Red El\u00e9ctrica de Espa\u00f1a (REE) present\u00f3 el suyo y, el 23 de junio, lo hizo la Asociaci\u00f3n de Empresas de Energ\u00eda El\u00e9ctrica (AELEC). A\u00fan quedan pendientes dos informes: uno de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y otro de ENTSO-E.<\/p>\n<p><strong>Oscilaciones de frecuencia: el preludio del apag\u00f3n<\/strong><\/p>\n<p>Los tres informes coinciden en las oscilaciones de frecuencia registradas en la red durante la ma\u00f1ana previa al apag\u00f3n. Las primeras, de 0,2 Hz, parecen tener un origen natural. Seg\u00fan REE, son compatibles con una oscilaci\u00f3n inter\u00e1rea del sistema el\u00e9ctrico europeo sincronizado. El informe de AELEC a\u00f1ade que estos cambios en el mix el\u00e9ctrico correspond\u00edan a una reducci\u00f3n del n\u00famero de ciclos combinados conectados al sistema y que, por tanto, estas oscilaciones podr\u00edan estar relacionadas con el programa de generaci\u00f3n previsto para ese d\u00eda. En cualquier caso, estas perturbaciones iniciales fueron absorbidas por la red sin necesidad de medidas correctivas significativas por parte de REE.<\/p>\n<p><strong>El primer gran impacto: 12:03 h<\/strong><\/p>\n<p>A las 12:03 h se registr\u00f3 una oscilaci\u00f3n de mayor magnitud (0,6 Hz), que dur\u00f3 4 minutos y 42 segundos, debilitando la capacidad del sistema para amortiguar perturbaciones. Esta oscilaci\u00f3n, clasificada como forzada y de car\u00e1cter local, tuvo su origen (seg\u00fan el informe de REE) en una planta fotovoltaica situada en la provincia de Badajoz.<\/p>\n<p>En respuesta, REE activ\u00f3 varias medidas:<\/p>\n<ul>\n<li>Reducci\u00f3n del intercambio de exportaci\u00f3n con Francia en 800 MW, situando el programa en 1.500 MW en sentido exportador.<\/li>\n<li>Cambio del modo de operaci\u00f3n del enlace HVDC con Francia a potencia constante (objetivo: 1.000 MW desde Espa\u00f1a hacia Francia).<\/li>\n<li>Refuerzo de la red mediante la conexi\u00f3n de cinco circuitos de 400 kV que estaban desconectados, con el fin de reducir la impedancia del sistema.<\/li>\n<li>Apertura de reactancias para contrarrestar la ca\u00edda de tensi\u00f3n provocada por las oscilaciones.<\/li>\n<\/ul>\n<p><strong>Una situaci\u00f3n cada vez m\u00e1s tensa<\/strong><\/p>\n<p>A pesar de estas acciones correctivas, a las 12:16 h se produjo otra oscilaci\u00f3n de 0,6 Hz, que volvi\u00f3 a causar ca\u00eddas de tensi\u00f3n en la red. Como consecuencia, se activaron m\u00e1s reactancias para hacerle frente.<\/p>\n<p>A las 12:19 h se registr\u00f3 una nueva oscilaci\u00f3n, con menor frecuencia (0,2 Hz) pero caracterizada por una amplitud mucho mayor que las anteriores (hasta 200 mHz). El origen de esta oscilaci\u00f3n se atribuye a una oscilaci\u00f3n inter\u00e1rea derivada del modo continental Este-Centro-Oeste del sistema el\u00e9ctrico europeo.<\/p>\n<p>En respuesta a esta nueva perturbaci\u00f3n, se adoptaron nuevas medidas:<\/p>\n<ul>\n<li>Nuevas conexiones de l\u00edneas de 400 kV para reducir la impedancia.<\/li>\n<li>Reducci\u00f3n del intercambio de exportaci\u00f3n con Francia hasta 1.000 MW (con el enlace HVDC enviando 1.000 MW de Espa\u00f1a a Francia, lo que implica balance cero en las l\u00edneas de corriente alterna). Esto supuso una reducci\u00f3n total de intercambio de 1.300 MW.<\/li>\n<li>Reducci\u00f3n del intercambio de exportaci\u00f3n con Portugal desde 2.545 MW hasta 2.000 MW.<\/li>\n<\/ul>\n<p>A las 12:22 h, una vez estabilizada la frecuencia, la tensi\u00f3n comenz\u00f3 a elevarse dentro de los m\u00e1rgenes operativos. En respuesta, REE inici\u00f3 el acoplamiento de reactancias en distintas subestaciones para frenar esta subida. REE subraya que, a diferencia de las primeras, estas \u00faltimas oscilaciones no fueron de origen natural, sino \u201cforzadas\u201d. Su an\u00e1lisis apunta a una planta fotovoltaica en Badajoz como posible desencadenante.<\/p>\n<p><strong>\u00bfDebilitaron el sistema las medidas correctivas?<\/strong><\/p>\n<p>Una de las cuestiones clave es si las propias acciones de mitigaci\u00f3n pudieron, parad\u00f3jicamente, haber hecho al sistema m\u00e1s vulnerable ante perturbaciones posteriores. Esta hip\u00f3tesis est\u00e1 fuertemente respaldada en el informe de AELEC, que incluso estima en 3 GVAr el aumento de generaci\u00f3n reactiva provocado por estas medidas, con un desequilibrio especialmente acusado en el sur.<\/p>\n<p>REE tambi\u00e9n reconoce que estas actuaciones permitieron controlar la situaci\u00f3n, pero a costa de elevar la tensi\u00f3n del sistema.<\/p>\n<p><strong>A continuaci\u00f3n, se presenta un an\u00e1lisis m\u00e1s detallado del impacto de las medidas adoptadas:<\/strong><\/p>\n<ul>\n<li><strong>Refuerzo de la red:<\/strong> La conexi\u00f3n de cinco l\u00edneas de 400 kV ayud\u00f3 a reducir impedancias, pero tambi\u00e9n increment\u00f3 los flujos de potencia reactiva. Si esta no se absorbe adecuadamente, puede provocar un aumento peligroso de la tensi\u00f3n. AELEC se\u00f1ala que la reconexi\u00f3n de l\u00edneas que llevaban d\u00edas inactivas agrav\u00f3 la situaci\u00f3n de sobretensi\u00f3n.<\/li>\n<li><strong>Cambio en la interconexi\u00f3n con Francia:<\/strong> El paso de corriente alterna a corriente continua ayud\u00f3 a estabilizar las oscilaciones iniciales, pero pudo reducir la flexibilidad del sistema ante perturbaciones posteriores. El informe de AELEC indica que se requiere un an\u00e1lisis m\u00e1s detallado para evaluar plenamente su impacto.<\/li>\n<\/ul>\n<p>A pesar de las se\u00f1ales de recuperaci\u00f3n del sistema, la tensi\u00f3n sigui\u00f3 aumentando. Inicialmente dentro de los l\u00edmites admisibles, termin\u00f3 super\u00e1ndolos, lo que sugiere que las medidas de control fueron insuficientes o inadecuadas.<\/p>\n<p><strong>\u00bfPor qu\u00e9 no se contuvo la sobretensi\u00f3n?<\/strong><\/p>\n<p>El informe de MITECO plantea tres posibles causas de la falta de capacidad autom\u00e1tica del sistema para gestionar la sobretensi\u00f3n:<\/p>\n<ol>\n<li><strong>Fallo de planificaci\u00f3n:<\/strong> El operador del sistema (REE) no program\u00f3 suficientes centrales convencionales conectadas para regular la tensi\u00f3n.<\/li>\n<li><strong>Fallo de ejecuci\u00f3n:<\/strong> Las centrales programadas no cumplieron su funci\u00f3n, pese a estar disponibles.<\/li>\n<li><strong>Combinaci\u00f3n de ambas:<\/strong> No hab\u00eda suficientes centrales y, adem\u00e1s, las disponibles no funcionaron correctamente.<\/li>\n<\/ol>\n<p>Aqu\u00ed surge una discrepancia clave:<\/p>\n<ul>\n<li><strong>REE<\/strong> defiende que hubo un fallo de ejecuci\u00f3n: las centrales no respondieron conforme al Procedimiento de Operaci\u00f3n 7.4.<\/li>\n<li><strong>AELEC<\/strong> apunta a un fallo de planificaci\u00f3n, subrayando que el n\u00famero de grupos asignados fue el m\u00e1s bajo del a\u00f1o y adem\u00e1s concentrado en el norte, lo que limit\u00f3 su efectividad.<\/li>\n<\/ul>\n<p>El informe de AELEC destaca especialmente que REE decidi\u00f3 no sustituir un ciclo combinado previsto para el d\u00eda del apag\u00f3n en la zona sur, que hab\u00eda sido declarado indisponible la noche anterior debido a un incendio. Sin embargo, REE responde que, pese a esta indisponibilidad, el sistema segu\u00eda siendo seguro.<\/p>\n<p><strong>\u00bfUna desconexi\u00f3n masiva demasiado temprana?<\/strong><\/p>\n<p>El segundo gran foco del debate es la desconexi\u00f3n repentina de m\u00e1s de 2.000 MW de generaci\u00f3n en cuesti\u00f3n de segundos y en diferentes instalaciones.<\/p>\n<ul>\n<li><strong>MITECO<\/strong> y <strong>REE<\/strong> detallan la secuencia de estas desconexiones.<\/li>\n<li><strong>AELEC<\/strong> sugiere que debe existir una causa sist\u00e9mica detr\u00e1s de este comportamiento simult\u00e1neo y generalizado.<\/li>\n<\/ul>\n<p>A las 12:32:57 h se dispar\u00f3 un transformador en una subestaci\u00f3n de Granada. REE sostiene en su informe que la desconexi\u00f3n de esta instalaci\u00f3n fue incorrecta porque la tensi\u00f3n en la red de transporte se encontraba dentro de los rangos establecidos por la normativa.<\/p>\n<p>A las 12:33:16 h, apenas 19 segundos despu\u00e9s, se produjo otra desconexi\u00f3n en Badajoz. Una vez m\u00e1s, REE afirma que los niveles de tensi\u00f3n estaban dentro de los m\u00e1rgenes establecidos.<\/p>\n<p>Estas desconexiones provocaron un nuevo aumento de la tensi\u00f3n del sistema, al perderse la capacidad de absorci\u00f3n de potencia reactiva de estos generadores y reducirse el flujo de potencia de sur a norte.<\/p>\n<p>Como consecuencia de todos estos eventos, se produjo una p\u00e9rdida en cascada de potencia de generaci\u00f3n. Esto implic\u00f3 la p\u00e9rdida simult\u00e1nea de la capacidad din\u00e1mica de control de tensi\u00f3n y de absorci\u00f3n de potencia reactiva, a medida que las tecnolog\u00edas convencionales dejaban de aportar soporte, culminando en un cero el\u00e9ctrico del sistema.<\/p>\n<p><strong>Conclusi\u00f3n<\/strong><\/p>\n<p>Los tres informes publicados hasta ahora coinciden en se\u00f1alar el car\u00e1cter multifactorial del apag\u00f3n, aunque cada uno enfatiza aspectos distintos seg\u00fan el papel y las competencias del organismo emisor.<\/p>\n<p>Mientras REE defiende que la capacidad del sistema para controlar la tensi\u00f3n era suficiente, tanto MITECO como AELEC se\u00f1alan que dicha capacidad era la m\u00e1s baja registrada en todo el a\u00f1o y la consideran claramente insuficiente.<\/p>\n<p>Por otro lado, REE y MITECO sostienen que algunas centrales no siguieron correctamente el Procedimiento de Operaci\u00f3n 7.4 relativo al control de tensi\u00f3n en la red de transporte, un punto que AELEC no aborda en su informe.<\/p>\n<p>Ante la falta de datos publicados por el Operador del Sistema, AELEC evita profundizar en el fen\u00f3meno de las desconexiones en cascada de instalaciones de generaci\u00f3n. Por su parte, REE afirma que dichas desconexiones se produjeron de forma incorrecta.<\/p>\n<p>A la espera de los informes de ENTSO-E y la CNMC, este es el estado actual del an\u00e1lisis del apag\u00f3n del 28 de abril. Desde Haya Energy Solutions seguiremos informando sobre cualquier novedad relevante.<\/p>\n<p>&nbsp;<\/p>\n<p style=\"text-align: right;\"><strong>Pablo Gandullo Romero<\/strong><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"<p>Tres informes analizan el apag\u00f3n del 28 de abril en Espa\u00f1a: \u00bfqu\u00e9 revelan? En solo una semana, se han publicado tres informes clave sobre el gran apag\u00f3n que afect\u00f3 a Espa\u00f1a el 28 de abril. El primero fue publicado por el Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y el Reto Demogr\u00e1fico (MITECO) el 17 de junio. 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