El Ejecutivo detalló qué ocurrió el 28 de abril y cómo esto puede ayudar a evitar una nueva caída en un mix dominado por fuentes renovables Leer El Ejecutivo detalló qué ocurrió el 28 de abril y cómo esto puede ayudar a evitar una nueva caída en un mix dominado por fuentes renovables Leer
Aunque aún hay incógnitas, el Gobierno compareció ayer para adelantar las conclusiones del informe del Comité de análisis de la crisis eléctrica del 28 de abril. La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, compareció tras el Consejo de Ministros para desgranar algunos de los detalles y soluciones.
Hubo una serie de problemas consecutivos y, además, la solución agravó la situación. El Ministerio proporcionó una cronología de los hechos en cuatro fases que empieza días antes del evento, cuando ya se detectaron alteraciones de tensión en el sistema. También en esta fase previa hay un hecho importante. En la jornada previa, el día 27 de abril, se casa el mercado diario y después Red Eléctrica aplica las restricciones técnicas, como ocurre cualquier otro día del año. Es decir, una vez que se ha vendido la electricidad de distintas fuentes (eólica, solar fotovoltaica, hidráulica…), el operador programa 10 centrales que actúan de salvaguarda tanto por su capacidad de generación como para controlar la tensión. Pero en esta ocasión, a las 20.00 del domingo una de ellas se declara indisponible y el operador decide no sustituirla en las horas centrales del 28 de abril, a pesar de que no había habido tan pocas centrales síncronas en todo el año. A esa hora, en teoría -y atendiendo a la generación de los días previos- el sistema funciona en gran medida gracias a la aportación de eólica y fotovoltaica, y Red Eléctrica no esperaba problemas.
Ya en el 28 por la mañana se detectó inestabilidad desde las 09.00, que se notó aún más a las 10.00. Se advirtió de variaciones de tensión que, eso sí, entraban dentro de los límites que establece la normativa. Desde las 12.00 a las 12.30 hay lo que Aagesen definió como un «vaivén» rítmico. Las oscilaciones son normales, pero peligrosas y España y Turquía, los extremos del sistema paneuropeo, las sufren con más frecuencia. A las 12.03 se da una que no es conocida ni típica: vibra más que las naturales y las habituales. Es de carácter local, con origen en la península, pero llega a detectarse en Francia y Alemania. Está vinculada con una instalación específica -no se detalló cuál- y con un comportamiento anómalo de esta. Aquí entra esa concatenación de problemas: el operador toma las medidas que debe tomar, y son eficaces, pero se actúa sobre los síntomas, no sobre el problema, y contribuye a que aumente la tensión. Así, por ejemplo, se reduce la exportación de electricidad a Francia, lo que a su vez, lógicamente, supone reducir la generación en España y eso repercute en la tensión. A las 12.16 se reproduce la oscilación, a menor escala, y se ataja de nuevo, pero a las 12.19 aparece una nueva, conocida, del centro de Europa. En todo momento se activan las medidas. Además, aunque se ordena que entre una de las centrales que Red Eléctrica había activado como salvaguarda, no puede hacerlo de forma inmediata, sino que necesita una hora y media para ello: no estaría disponible hasta las 14.00. Para entonces, la España peninsular llevaba casi una hora y media a oscuras.
La segunda fase es la pérdida de generación y dura apenas unos segundos, de las 12.32.57 a las 12.33.18. La tensión subió «de forma rápida y sostenida», según Transición Ecológica. Comienzan a desconectarse plantas de pequeño tamaño y poco después otras más grandes. También caen infraestructuras de evacuación en Granada y Badajoz que, a su vez, desconectan infraestructuras de generación en Badajoz y Segovia. Hay ya un efecto cascada y caen infraestructuras en Huelva, Sevilla, Cáceres y Badajoz.
La tercera y última fase es la de colapso, también fugaz: de las 12.33.18 a las 12.33.30, 12 segundos. Aquí ya hay una pérdida de sincronismo con Europa que hace que se pierda la interconexión. En ese momento, reconoció Aagesen, «ya no había nada que hacer». La contención solo hubiera sido posible «con una capacidad enorme de generar tensión», magnitud que «cada milisegundo que pasaba» era superior.
Hay varias, aunque pocas concretas, al menos de momento. El Ministerio para la Transición Ecológica habla del «refuerzo de la supervisión y la verificación del cumplimiento de las obligaciones por parte de todos los agentes del sistema eléctrico» y de «medidas técnicas que refuercen las capacidades para el control de tensión y protección contra las oscilaciones en el sistema». No se detallan muchas, más allá de implementar el procedimiento de operación 7.4, en manos de la CNMC, que permitiría a las instalaciones asíncronas -a grandes rasgos, eólica y solar fotovoltaica- gestionar las variaciones de tensión.
También se propone «aumentar la demanda y la flexibilidad del sistema eléctrico» mediante «el incremento de la capacidad de almacenamiento» y «una revisión de la regulación de los servicios de ajuste y las restricciones técnicas del sistema». Otra clave es incrementar la interconexión con Francia, una asignatura pendiente desde hace años. Hay varias previstas que permitirán que llegue al 5% de la capacidad de generación del país. Es decir, una vez que se completen serán aún de la mitad del objetivo que fijó la Unión Europea para 2020 (un 10%) y deberán triplicarse para llegar al de 2030, un 15%.
No lo son e influye mucho. No es solo que no lo sean desde un punto de vista literal, sino que su aportación al sistema es distinta. Por ejemplo, la nuclear -o antes el carbón- produce de forma casi constante, a modo de fondo de armario energético. Pero en los últimos años ha perdido algo de peso en favor, principalmente, de la solar fotovoltaica, que al igual que la eólica es intermitente. El ciclo combinado de gas y la hidráulica, mientras, son regulables y pueden entrar en funcionamiento de forma más rápida (la hidráulica, casi inmediata).
Pero hay otros conceptos clave, como sincronía, firmeza o inercia. El sistema debe mantener 230 voltios y 50 hercios y las fuentes síncronas mantienen la estabilidad, porque tienen capacidad de regular tensión y frecuencia. Las asíncronas, por su parte, podría decirse que siguen la tensión que les marca la red a la que se conectan, pero no dan señal de red, no pueden crearla ellas solas ni gestionar las variaciones (al menos, hasta que se implemente el procedimiento de operación 7.4).
La inercia tiene que ver con la parte física del proceso de generación eléctrica en centrales de carbón, fuel, gas, nucleares o hidráulicas. La electricidad se genera en corriente alterna, que son esos 50 hercios, que corresponden a las 50 veces que cambia de sentido la corriente eléctrica en corriente alterna de un sitio a otro. El giro de las turbinas de estas centrales, 1.500 vueltas por minuto, mantiene los 50 herzios. Pero al tratarse de piezas descomunales, que pueden pesar varios cientos de toneladas, se mueven con gran inercia. Y si la red tiene una oscilación y cambia la frecuencia, las fuentes que no tienen estos componentes se ajustan al cambio y pueden hacer caer el sistema. Las inerciales, sin embargo, deben transmitir esa bajada al alternador, que, como hemos dicho, se mueve con muchísima inercia, por lo que la frecuencia se mantiene durante un tiempo, un intervalo, breve, que puede servir para evitar una caída.
Muy diverso y con un papel protagonista -y cada vez más- de las renovables, aunque varía cada día en función de la demanda. En los previos al apagón llegó a superarse el 70% de generación verde solo con la suma de eólica, solar fotovoltaica e hidráulica, según datos de Red Eléctrica. Después se ha notado un incremento muy importante del gas, que da estabilidad al sistema y, en menor medida, de la nuclear.
La diferencia también es notable si se compara con cómo era el mix hace muy pocos años. La solar fotovoltaica generó un 16,7% de la electricidad del país en 2024 y se convirtió así por primera vez en la tercera fuente del mix, por detrás de eólica (22,9%) y nuclear (19,6%). En 2019, mientras, solo sumó el 3,2%, mientras que los aerogeneradores (20,8%) y la atómica (21,4%) se mantuvieron en porcentajes muy similares. La diferencia está, principalmente, en el gas, los ciclos combinados, que en 2019 generaron el 21,2% de la luz y en 2024, el 13% (también ha desaparecido casi por completo el carbón y subió la hidráulica). El sistema, en cualquier caso, es muy distinto al que había hace cinco o seis años. Y lo será también en los próximos años, ya que el plan del Gobierno es cerrar los siete reactores nucleares del país entre 2027 y 2035 y sustituirlos por otras fuentes.
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