Domingo, 4 de mayo 2025, 00:04
A las 12:33:16.442 del pasado lunes, España se quedó a oscuras. Un ‘cero energético’ colapsó en segundos la red peninsular. Hasta ese día, pocos ciudadanos sabían lo que significaba. Desde entonces, el concepto se ha colado en titulares, conversaciones y explicaciones oficiales. «Se trata de una situación catastrófica, muy poco probable», explica Miguel de Simón Martín, profesor titular de Ingeniería Eléctrica en la Universidad de León.
Muy poco probable, pero no imposible. A la respuesta de cómo pudo suceder, el experto responde con un símil: «Podemos imaginar que la red eléctrica funciona como un sistema de tuberías interconectadas por el que circula agua». Teniendo en cuenta los límites de la comparativa, la explicación es la siguiente:
Si el sistema eléctrico fuese una red de tuberías, las bombas hidraúlicas que vierten agua a la red serían plantas generadoras
El agua fluye por tuberías (líneas eléctricas) impulsada por la presión, que no es constante en toda la red, sino que varía en función de la distancia, el caudal y las pérdidas
Los grifos o desagües
que drenan ese agua serían los consumidores o puntos de demanda
Si se vierte más agua de la que se consume, las tuberías podrían reventar…
…si se vierte menos, no se satisfaría la demanda
Este equilibrio debe mantenerse de manera continua, teniendo en cuenta las variaciones constantes en el consumo, previsibles hasta cierto punto gracias a la serie histórica, y el hecho de que el suministro sea económicamente eficiente
Para controlar este sistema, existen válvulas tanto en las bombas hidrúlicas (consignas
de generación)…
…como en los desagües…
…y en algunos nudos y tuberías de la red (subestaciones)
El objetivo es regular el vertido y la distribución del agua y el operador vigila tres variables:
1. La presión total en los nudos (tensión eléctrica)
Diferencia de potencial que impulsa el flujo de corriente
2. El nivel de un
depósito central
ficticio (frecuencia)
Equilibrio entre generación y demanda de energía
3. El caudal en las tuberías
(nivel de carga)
Riesgo de sobrecarga o fallo si se supera el límite permitido
Lo habitual es que el sistema opere en estado seguro, incluso si se rompe una tubería (lo que equivaldría a perder momentáneamente una línea eléctrica) o no se pudiera disponer de una de las bombas (pérdida de un generador)
Puede entrar en estado de alerta si, aún estando todas las variables en su rango correcto, alguna pudiera salirse del mismo
Pasaría a estado de emergencia si una o más variables se descompensan (por una sobretensión o una sobrefrecuencia) y el sistema podría regular los generadores o desacoplar generadores o líneas
Si los desequilibrios de
tensión o frecuencia son muy elevados, las válvulas de la red se podrían ir cerrando en cascada llegando a la
situación de cero
Si el sistema eléctrico fuese una red de tuberías las fuentes que vierten agua a la red a través de bombas hidraúlicas serían plantas generadoras
El agua fluye por tuberías (líneas eléctricas) impulsada por la presión, que no es constante en toda la red, sino que varía en función de la distancia, el caudal y las pérdidas
Los grifos o desagües
que drenan ese agua serían los consumidores o puntos de demanda
Si se vierte más agua de la que se consume, las tuberías podrían reventar…
…si se vierte menos, no se satisfaría la demanda
Este equilibrio debe mantenerse de manera continua, teniendo en cuenta las variaciones constantes en el consumo, previsibles hasta cierto punto gracias a la serie histórica, y el hecho de que el suministro sea económicamente eficiente
Para controlar este sistema, existen válvulas tanto en las bombas (consignas de generación)…
…como en los desagües…
…y en algunos nudos y tuberías de la red (subestaciones)
El objetivo es regular el vertido y la distribución del agua y el operador vigila tres variables:
1. La presión total en los nudos (tensión eléctrica)
Diferencia de potencial que impulsa el flujo de corriente
2. El nivel de un
depósito central
ficticio (frecuencia)
Equilibrio entre generación y demanda de energía
3. El caudal en las tuberías
(nivel de carga)
Riesgo de sobrecarga o fallo si se supera el límite permitido
Lo habitual es que el sistema opere en estado seguro, incluso si se rompe una tubería (lo que equivaldría a perder momentáneamente una línea eléctrica) o no se pudiera disponer de una de las bombas (pérdida de un generador)
Puede entrar en estado de alerta si, aún estando todas las variables en su rango correcto, alguna pudiera salirse del mismo
Pasaría a estado de emergencia si una o más variables se descompensan (por una sobretensión o una sobrefrecuencia) y el sistema podría regular los generadores o desacoplar generadores o líneas
Si los desequilibrios de
tensión o frecuencia son muy elevados, las válvulas de la red se podrían ir cerrando en cascada llegando a la
situación de cero
Si el sistema eléctrico fuese una red de tuberías, las fuentes que vierten agua a la red a través de bombas hidraúlicas serían plantas generadoras
El agua fluye por tuberías (líneas eléctricas) impulsada por la presión, que no es constante en toda la red, sino que varía en función de la distancia, el caudal y las pérdidas
Los grifos que drenan ese agua serían los consumidores o puntos de demanda
Si se vierte más agua de la que se consume, las tuberías podrían reventar…
…si se vierte menos, no se satisfaría la demanda
Este equilibrio debe mantenerse de manera continua, teniendo en cuenta las variaciones constantes en el consumo, previsibles hasta cierto punto gracias a la serie histórica, y el hecho de que el suministro sea económicamente eficiente
Para controlar este sistema, existen válvulas tanto en las bombas (consignas de generación)…
…como en los desagües…
…y en algunos nudos y tuberías de la red (subestaciones)
El objetivo es regular el vertido y la distribución del agua y el operador vigila tres variables:
1. La presión total en los nudos (tensión eléctrica)
Diferencia de potencial que impulsa el flujo de corriente
2. El nivel de un
depósito central
ficticio (frecuencia)
Equilibrio entre generación y demanda de energía
3. El caudal en las tuberías
(nivel de carga)
Riesgo de sobrecarga o fallo si se supera el límite permitido
Lo habitual es que el sistema opere en estado seguro, incluso si se rompe una tubería (perder momentáneamente una línea eléctrica) o no se pudiera disponer de una de las bombas (pérdida de un generador)
Puede entrar en estado de alerta si, aún estando todas las variables en su rango correcto, alguna pudiera salirse del mismo
Pasaría a estado de emergencia si una o más variables se descompensan (por una sobretensión o una sobrefrecuencia) y el sistema podría regular los generadores o desacoplar generadores o líneas
Si los desequilibrios de
tensión o frecuencia son muy elevados, las válvulas de la red se podrían ir cerrando en cascada llegando a la
situación de cero
Si el sistema eléctrico fuese una red de tuberías, las bombas hidraúlicas que vierten agua a la red serían plantas generadoras
El agua fluye por tuberías (líneas eléctricas) impulsada por la presión, que no es constante en toda la red, sino que varía en función de la distancia, el caudal y las pérdidas
Los grifos que drenan ese agua serían los consumidores o puntos de demanda
Si se vierte más agua de la que se consume, las tuberías podrían reventar…
…si se vierte menos, no se satisfaría la demanda
Este equilibrio debe mantenerse de manera continua, teniendo en cuenta las variaciones constantes en el consumo, previsibles hasta cierto punto gracias a la serie histórica, y el hecho de que el suministro sea económicamente eficiente
Para controlar este sistema, existen válvulas tanto en las bombas (consignas de generación)…
…como en los desagües…
…y en algunos nudos y tuberías de la red (subestaciones)
El objetivo es regular el vertido y la distribución del agua y el operador vigila tres variables:
1. La presión total en los nudos (tensión eléctrica)
Diferencia de potencial que impulsa el flujo de corriente
2. El nivel de un
depósito central
ficticio (frecuencia)
Equilibrio entre generación y demanda de energía
3. El caudal en las tuberías
(nivel de carga)
Riesgo de sobrecarga o fallo si se supera el límite permitido
Lo habitual es que el sistema opere en estado seguro, incluso si se rompe una tubería (perder momentáneamente una línea eléctrica) o no se pudiera disponer de una de las bombas (pérdida de un generador)
Puede entrar en estado de alerta si, aún estando todas las variables en su rango correcto, alguna pudiera salirse del mismo
Pasaría a estado de emergencia si una o más variables se descompensan (por una sobretensión o una sobrefrecuencia) y el sistema podría regular los generadores o desacoplar generadores o líneas
Si los desequilibrios de tensión o frecuencia son muy elevados, las válvulas de la red se podrían ir cerrando en cascada llegando a la
situación de cero
Ese cero nacional, cero energético o ‘blackout’ es lo que se vivió en España el 28 de abril.
A las 12:33 horas, en apenas cinco segundos, dos grandes oscilaciones en el sistema provocaron la pérdida súbita de 15 GW de energía (15.000 MW), un 60% de lo que se estaba consumiendo en ese momento.
¿Por qué ocurrió el apagón?
Las causas están por concretar. Red Eléctrica y el Gobierno comparten la hipótesis de que varias plantas de generación se desconectaron súbitamente de la red. «Alguien lo hizo», denunció a principios de semana la patronal de las fotovoltaicas en un comunicado. Red Eléctrica pidió no especular, pero apuntó a la zona suroeste, donde priman las fotovoltaicas.
«No hay que culpabilizar a las renovables, estas hicieron lo que manda la regulación», detalla José Luis Domínguez, responsable del departamento de Sistemas Eléctricos de Potencia en el Instituto de Investigación en Energía de Catalunya (IREC). Instantes antes del apagón, estas tecnologías, al detectar inestabilidad en la red eléctrica, se desconectaron por seguridad, apunta Domínguez.
Según los Procedimientos de Operación de Red Eléctrica —como el P.O. 7.4, en vigor desde 2016— muchas plantas fotovoltaicas están autorizadas a desconectarse por seguridad ante caídas bruscas de tensión o frecuencia. Es lo que ocurrió el 28 de abril: al detectar inestabilidad, las instalaciones cumplieron exactamente lo que se les exige. «No es un fallo técnico, sino el cumplimiento de la normativa actual, que no les pide más», explica Domínguez. Aunque la tecnología ya permite que estas plantas ayuden a mantener el equilibrio del sistema o incluso a reactivarlo tras un corte, la normativa no se ha actualizado al mismo ritmo que el despliegue renovable. La solución no pasa por frenar la transición energética, sino por adaptar el sistema que debe sostenerla.
«España está siendo víctima de su propio éxito», afirma Michael Hogan, asesor del think tank Regulatory Assistance Program (RAP). En apenas cinco años (2019–2024), la potencia solar instalada se ha multiplicado por siete, mientras que la eólica ha crecido un 30 %. Sin embargo, esta expansión acelerada ha superado con creces la capacidad de la red para absorber y distribuir esa energía. Según datos de Ecologistas en Acción, la potencia eólica operativa y con permisos ya supera en un 3 % el objetivo fijado por el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), y si se suman los proyectos en evaluación, el exceso alcanza el 27 %. En el caso de la fotovoltaica, el desajuste es aún mayor: un 56 % por encima del objetivo con permisos concedidos, y un 85 % si se añaden los que están en tramitación.
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.
Aunque las renovables no cuentan con la inercia natural que aportan las grandes turbinas de gas o nuclear —clave para mantener la frecuencia del sistema eléctrico—, los expertos coinciden en que sí pueden ofrecer servicios similares mediante tecnologías como las baterías, los supercondensadores o sistemas de control avanzados.
«Pueden aportar inercia sintética, ayudar a estabilizar la red o incluso participar en su reactivación tras un apagón, pero para ello hay que actualizar la normativa y exigirles ese papel», subraya Domínguez. «Las herramientas están disponibles», destaca Urbasos. O, simplemente, la interconexión. Algunos países como Irlanda o Dinamarca ya han dado pasos en esa dirección, lo que demuestra que la tecnología está preparada; lo que falta es adaptar las reglas del juego al nuevo modelo energético.
Esta falta de reacción coordinada, unida a una red que no está diseñada para gestionar este nuevo ecosistema energético, deja al descubierto una fragilidad creciente.
Pérdida de robustez
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.
Durante la última década y media, las inversiones se han volcado en nuevas instalaciones de generación —paneles, turbinas, hidrógeno—, mientras que la infraestructura de transporte ha quedado rezagada. Según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), esta descompensación ha provocado una doble disfunción: por un lado, proyectos renovables sin posibilidad de conexión; por otro, vertidos de gigavatios que la red no puede asumir, con el consiguiente riesgo de colapso. El reto es compartido: el Reino Unido, por ejemplo, está trabajando en una profunda modernización de su red eléctrica y calcula que necesitará cerca de 40.000 millones de euros en cinco años para acometerla.
Tres mecanismos paramantener la estabilidad de la red
Interconexión
La conexión a redes vecinas permite recibir o exportar electricidad según las necesidades
Mallado
Una red más mallada ofrece más rutas alternativas para repartir los flujos y evitar sobrecargas
Generadores síncronos (hidráulicos, térmicos) Proporcionan inercia mecánica que ayuda a absorber fluctuaciones, actuando como pequeños depósitos de energía
Tres mecanismos paramantener la estabilidad de la red
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 (hidráulicos, térmicos) Proporcionan inercia mecánica que ayuda a absorber fluctuaciones, actuando como pequeños depósitos de energía
Tres mecanismos paramantener la estabilidad de la red
Interconexión
La conexión a redes vecinas permite recibir o exportar electricidad según las necesidades
Mallado
Una red más mallada ofrece más rutas alternativas para repartir los flujos y evitar sobrecargas
Generadores síncronos (hidráulicos, térmicos) Proporcionan inercia mecánica que ayuda a absorber fluctuaciones, actuando como pequeños depósitos de energía
Tres mecanismos paramantener la estabilidad de la red
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 (hidráulicos, térmicos) Proporcionan inercia mecánica que ayuda a absorber fluctuaciones, actuando como pequeños depósitos de energía
Según los plazos actuales, el nuevo sistema comenzará a operar en el primer semestre de 2026. Pero los expertos advierten de que la ampliación total podría demorarse entre uno y dos años más. «España necesita seguir apostando por las renovables», aclara José Luis Domínguez, responsable del departamento de Sistemas Eléctricos de Potencia en el Instituto de Investigación en Energía de Catalunya (IREC).
Los expertos ponen además el foco en otras dos prioridades: el almacenamiento y la electrificación. De los 22,5 GW de almacenamiento previstos en el PNIEC, España solo cuenta hasta la fecha con 3,35 GW, según el Informe del sistema eléctrico español 2024 de REE.
El país necesita extender el almacenamiento para aprovechar ese excedente de las zonas valle de consumo y llevarlo a esas zonas pico en las que no hay energía solar o eólica, así como para dar estabilidad al sistema si, como recoge la hoja de ruta del Gobierno, se mantiene el plan de desmantelamiento nuclear que pactó con el sector en 2019. Por otro lado, la ratio de electrificación prevista en la hoja de ruta del Ministerio, del 35% para el horizonte 2030, parece a priori algo más asumible. Se sitúa en el 23,3%, con datos correspondientes a 2023, según la Tabla para el seguimiento de los objetivos del PNIEC.
La interconexión con Francia, la piedra en el zapato
El sistema eléctrico europeo es el más grande del mundo. La Comisión trabaja para que las interconexiones entre países sean cada vez mayores en busca de un mercado interior de electricidad común para todos. Pero por el momento, y pese a las directrices que fijó la Unión Europea en 2014, la Península Ibérica es una isla energética con muy poca interconexión con Francia. Lo que durante la crisis de energía derivada de la guerra de Ucrania se convirtió en una virtud que permitió a España y Portugal descolgarse del sistema de precios europeo con la denominada ‘excepción ibérica’, el lunes se volvió uno de los puntos negros de la red española para levantar el sistema tras el gran apagón.
«Las interconexiones son aún más importantes en un sistema con alta penetración de renovables, ya que estas no generan inercia, algo necesario para mantener la frecuencia eléctrica estable», explica Ignacio Urbasos, analista del Real Instituto Elcano.
La interconexión con el país vecino fue clave el pasado lunes, cuando el gestor francés Réseau de Transport d’Electricité (RTE) se puso a disposición del operador español para prestar asistencia y en apenas unas horas, el país vecino envió 2.000 megawatios (MW) de energía –el equivalente a dos reactores nucleares– a través de las conexiones que cruzan los Pirineos. A día de hoy existen cuatro líneas que dan una capacidad de intercambio de hasta 2.800 MW , que deberían elevar la capacidad total a los 5.000 MW fijados en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) en 2030 gracias a un quinto proyecto por el Golfo de Vizcaya previsto para 2028.
Nueva interconexión subterránea por el Golfo de Bizkaia
Interconexión con Francia
2.800 MW
Interconexión con Portugal 4.200 MW
Aumentará la capacidad de intercambio con Francia hasta los 5.000 MW
Interconexión con Marruecos 1.400 MW
Cubnezais
FRANCIA
Arcanchón
Cañón de Capbreton
Nueva interconexión subterránea por el Golfo de Bizkaia
Interconexión con Francia
2.800 MW
Aumentará la capacidad de intercambio con Francia hasta los 5.000 MW
Interconexión con Portugal 4.200 MW
Cubnezais
FRANCIA
Arcanchón
Cañón de Capbreton
Interconexión con Marruecos 1.400 MW
Nueva interconexión subterránea por el Golfo de Bizkaia
Interconexión con Francia
2.800 MW
Interconexión con Portugal 4.200 MW
Interconexión con Marruecos 1.400 MW
Aumentará la capacidad de intercambio con Francia hasta los 5.000 MW
Cubnezais
FRANCIA
Arcanchón
Cañón de Capbreton
Nueva interconexión subterránea por el Golfo de Bizkaia
Interconexión con Francia
2.800 MW
Aumentará la capacidad de intercambio con Francia hasta los 5.000 MW
Interconexión con Portugal 4.200 MW
Cubnezais
FRANCIA
Arcanchón
Cañón de Capbreton
Interconexión con Marruecos 1.400 MW
La nueva interconexión conectará Gatika (España) con Cubnezais (Francia) a través de un enlace submarino y subterráneo de aproximadamente 400 km. Esta nueva línea representará cerca de un 4% de la potencia instalada actual pero aún estaría aún muy por debajo del umbral del 15% que determinó Bruselas en 2014 para 2030.
Por otro lado, se estima que las interconexiones proyectadas entre Aragón y Pirineos Atlánticos y entre Navarra y las Landas estén operativas antes del fin de 2035, elevando la interconexión a 8.000 MW. En el terreno más optimista, todas las líneas representarán aproximadamente un 6% en diez años.
Más allá de los problemas técnicos derivados de la orografía, Francia –con una política energética pronuclear– recibe con poco entusiasmo permitir que la electricidad renovable española atraviese su territorio. España lleva tiempo insistiendo en Bruselas –de la mano de Portugal– para desbloquear este tema. La presión de ambos países ya dio sus frutos en el proyecto del hidroducto H2Med entre Barcelona y Marsella, que alcanzará su capacidad plena en 2032.
El símil de la red eléctrica con una red de tuberías forma parte de un texto de Miguel de Simón Martín, compartido por Science Media Centre, que posteriormente fue comentado con el autor a fin de realizar este reportaje. Es importante destacar que esta analogía tiene límites. Una red hidráulica convencional se comporta más como una red de corriente continua (DC): en ella no existe una magnitud análoga a la frecuencia ni un fenómeno de oscilación sincronizada. En cambio, en una red de corriente alterna (AC), la frecuencia es una propiedad fundamental del sistema: representa la velocidad de oscilación conjunta de todos los generadores acoplados a la red y actúa como indicador directo del balance entre generación y consumo en tiempo real. Su control es esencial para garantizar la estabilidad del sistema. Por último, conviene recordar que esta analogía se centra en explicar el comportamiento de la potencia activa. La potencia reactiva, que también juega un papel clave en la regulación de tensiones locales, no tiene un equivalente sencillo en este modelo hidráulico, por lo que se ha omitido para mantener la claridad conceptual.
Soy William Abrego, me uní como ejecutivo de SEO y me abrí camino hasta el puesto de Gerente Asociado de Marketing Digital en 5 años en Prudour Pvt. Ltd. Tengo un conocimiento profundo de SEO en la página y fuera de la página, así como herramientas de marketing de contenido y diferentes estrategias de SEO para promover informes de investigación de mercado y monitorear el tráfico del sitio web, los resultados de búsqueda y el desarrollo de estrategias. Creo que soy el candidato adecuado para este perfil ya que tengo las habilidades y experiencia requeridas.
Enlace de origen : Cómo funciona el sistema eléctrico que colapsó con el apagón
