¿Cómo se explica que haya ocurrido algo así? 

“Hasta que no se disponga de toda la información sobre el evento que se ha producido no se pueden determinar las causas de forma rotunda, aunque sí se pueden intuir algunas de las razones por las que se ha producido. La red de transporte europea trabaja con el criterio de seguridad N-1, lo que implica que el sistema puede seguir operando de forma segura aunque falle un elemento de la red. Esto quiere decir que la causa no se deberá a un único fallo, sino a una concatenación de eventos que ha producido el apagón. Desde REE se ha indicado que la causa ha sido una oscilación severa de frecuencia, las cuales se producen cuando se pierde el equilibrio entre la energía que entra el sistema (la que producen los generadores) y la que sale del sistema (la que se consume, más las pérdidas). Esta oscilación (cuyas causas todavía no se han aclarado), en un momento en el que la demanda era baja, la generación fotovoltaica superaba el 55 % y había una reducida contribución de generadores que pudieran proporcionar inercia al sistema (solo un 3 % de ciclos combinados y un 10 % de hidráulica, con la nuclear a medio gas), han hecho que el sistema no haya podido hacer frente a la variación de frecuencia y se haya desencadenado una desconexión en cadena de generadores que, al final ha provocado, el apagón”.  

¿Era poco probable que pasara?  

“La probabilidad de este tipo de eventos es baja pero es posible que se produzcan. De hecho, el operador del sistema (REE) tiene un protocolo, que se ha activado para la restauración del sistema eléctrico tras un cero absoluto (blackout). No obstante, REE dispone en el centro de control de Tres Cantos de un simulador donde los operadores se entrenan para resolver este tipo de situaciones, y otras, en el caso de que se produzcan. Gracias a ello, el servicio ha podido restablecerse en un plazo relativamente corto a pesar de la gravedad de la situación”. 

¿Por qué ha pasado en la península? ¿Es una región más vulnerable en Europa? 

“La península tiene una interconexión limitada con el resto del sistema eléctrico europeo a través de Francia (apenas 4 GW), lo que la sitúa en una posición de debilidad frente a otros sistemas eléctricos más interconectados. Además, el hecho de que la producción fotovoltaica sea tan alta a ciertas horas hace que la inercia del sistema (generación rodante) y la capacidad de gestión de energía reactiva para hacer frente a oscilaciones de frecuencia y tensión sea menor, lo que reduce su capacidad de reacción”.  

¿Puede volver a pasar en los próximos días? ¿Y a medio plazo?  

“No es previsible que suceda en los próximos días, ya que entiendo que el operador del sistema está actuando en consecuencia (hoy, por ejemplo, la generación fotovoltaica está en la mitad que ayer, aunque no sabemos si es porque la han limitado por esta razón o por otras causas) pero es un evento que podría repetirse en el medio plazo si no se toman medidas para evitar que se reproduzcan las condiciones que han producido el apagón. Para ello, habrá que analizar en detalle cuáles han sido estas causas y actuar en consecuencia”. 

¿Qué tiene que cambiar para que no vuelva a suceder? 

“En el corto plazo, seguramente habría que limitar la producción de fotovoltaica (lo que ya se hace desde el centro de control renovables de REE) a umbrales más bajos en períodos de baja demanda, de cara a incrementar la generación rodante que aporte inercia al sistema para hacer frente a variaciones de frecuencia. En el medio plazo, la solución pasaría probablemente por fortalecer la interconexión con Francia (y, con ello, con el resto del sistema eléctrico europeo) e instalar estabilizadores de frecuencia y tensión en la red de transporte para compensar la pérdida de inercia en el sistema por la alta penetración de renovables (especialmente, la fotovoltaica). Otra medida sería mejorar la capacidad de sectorización de la red de transporte para aislar fallos y evitar que estos afecten a otras zonas, aunque este punto no es evidente dada la rápida propagación de este tipo de eventos. Sin embargo, la rápida actuación de las protecciones en la interconexión con Francia es lo que ha evitado que el resto del sistema eléctrico europeo haya sufrido los mismos efectos que hemos tenido en la península”. 

Un ‘apagón’ o cero nacional es una circunstancia extraordinaria y muy poco probable en redes eléctricas modernas y desarrolladas como la de España. Se define como la pérdida total del suministro en todo el sistema eléctrico, una situación catastrófica, como hemos podido comprobar y es declarada por el operador del sistema (REE). 

Para entender mejor lo que ha ocurrido, podemos imaginar que la red eléctrica funciona como una red hidráulica de tuberías interconectadas por el que circula agua. En algunos puntos de la red se encuentran bombas hidráulicas (los generadores eléctricos), que aportan caudal (potencia activa) y generan presión (tensión eléctrica), impulsando el flujo hacia los puntos de consumo. En otros puntos, tenemos grifos o desagües, donde se extrae el agua (los puntos de demanda). El agua circula por tuberías (líneas eléctricas), y su movimiento depende de la presión generada, la altura relativa de los puntos y las pérdidas del sistema.

En esta analogía, la cota de un nudo hidráulico —es decir, su altura relativa— representa la tensión eléctrica en ese punto, en el sentido de que un nodo con mayor cota impulsa el flujo hacia uno con cota inferior. La presión hidráulica también puede asociarse con la tensión, ya que ambas determinan la capacidad de generar ese flujo. Lo más importante es que el gradiente de presión o cota entre dos puntos impulsa el caudal de agua, del mismo modo que la diferencia de tensión impulsa el flujo de potencia entre nodos eléctricos.

El objetivo es mantener el caudal de agua (la potencia activa) equilibrado entre lo que se inyecta y lo que se consume. Para visualizar este equilibrio, podemos imaginar un depósito central ficticio en la red. Si las bombas inyectan más agua de la que se extrae, el nivel del depósito sube; si se consume más de lo que se inyecta, baja. Ese nivel del depósito es análogo a la frecuencia eléctrica del sistema: una magnitud global que refleja el equilibrio instantáneo entre generación y demanda. Aunque no existe un depósito real en la red eléctrica, la frecuencia se comporta como si lo hubiera, ya que su valor sube o baja en función de los desajustes, reflejando si el sistema está acumulando o perdiendo energía.

Así, si el nivel (frecuencia) sube, significa que estamos generando más de lo que se consume; si baja, estamos generando menos. Este “depósito invisible” es un excelente símil para entender cómo reacciona la red eléctrica ante cualquier desequilibrio. El operador del sistema vigila constantemente ese nivel, ya que desviaciones importantes pueden activar protecciones automáticas o, en casos extremos, provocar un colapso generalizado.

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.

Normalmente, el sistema opera en estado seguro, es decir, con caudal, alturas y presiones dentro de márgenes adecuados, incluso considerando contingencias previsibles (por ejemplo, la rotura de una tubería, equivalente a la indisponibilidad de una línea eléctrica). Si las variables siguen dentro de sus márgenes, pero no se cumplen los criterios de seguridad, hablamos de estado de alerta, en el cual el operador realiza correcciones urgentes para volver al estado seguro. Si estas medidas no bastan, el sistema entra en estado de emergencia: una o más variables (frecuencia, tensión, etc.) salen de sus márgenes de operación admisibles, aumentando el riesgo de fallo catastrófico. En este estado se aplican procedimientos extraordinarios para restablecer la estabilidad o la desconexión de los elementos (apagón) para evitar daños.

Ante el caso de la desconexión del sistema completo (cero nacional), se activan los llamados planes de reposición, re-energizando progresivamente el sistema mientras se equilibra generación y demanda.

Una diferencia clave entre este símil hidráulico y la red eléctrica real es la limitada capacidad de almacenamiento de esta última: no existen grandes depósitos que amortigüen las variaciones súbitas. Los únicos elementos comparables son las centrales de bombeo reversibles y los sistemas de baterías, que en conjunto apenas representan el 2,65 % de la potencia instalada peninsular (datos a 31 de diciembre de 2024). 

Para mantener la estabilidad de la red disponemos de tres mecanismos: 

• 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: este tipo de generadores (hidráulicos, térmicos) proporcionan inercia mecánica que ayuda a absorber fluctuaciones, actuando como pequeños depósitos de energía. 

En resumen, una red grande, bien mallada, con fuertes interconexiones y abundantes generadores síncronos será más estable y menos propensa a fallos. 

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, condicionada por la barrera geográfica de los Pirineos. Actualmente, la capacidad de intercambio con Europa es de apenas un 3 % respecto a la potencia instalada (3.977 MW sobre 132.343 MW), lejos del 15 % fijado como objetivo para 2030 en el Marco de Políticas de Energía y Cambio Climático de la UE. 

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. 

Sin embargo, a diferencia de los generadores hidráulicos o térmicos, los sistemas eólicos y fotovoltaicos no disponen de inercia, ya que se conectan a la red mediante electrónica de potencia (inversores). Esta característica hace que, a mayor penetración renovable, menor sea la robustez de la red. 

En consecuencia, con una baja capacidad de interconexión y una alta participación de generación renovable basada en inversores, nuestra red es hoy más vulnerable y dispone de menos margen de reacción ante perturbaciones. 

Respecto al apagón ocurrido el lunes 28 de abril, aún se dispone de poca información oficial, aunque algunas fuentes apuntan a una perturbación en la red francesa causada por la desconexión súbita de una línea de muy alta tensión (400 kV). De confirmarse, el cierre de esta conexión sería, en nuestro símil hidráulico, equivalente a cerrar una válvula que une dos redes, desequilibrando gravemente el sistema español, más vulnerable por su menor interconexión y menor nivel de generación síncrona (en contraste con Francia, donde el 32,67 % de la potencia instalada es nuclear, proporcionando alta inercia). 

El problema se agravó por el contexto: a las 12 h del día del apagón, el 73% de la demanda prevista (27 GWh en barras de central) iba a ser cubierta con energía solar fotovoltaica, aumentando la exposición a posibles fluctuaciones de tensión y frecuencia. La variación brusca de la tensión derivada podría haber causado el desacople en cascada de plantas de generación (las instalaciones se protegen, entre otros, ante sobretensiones que, en el símil hidráulico, serían semejantes a un golpe de presión), provocando un gran desequilibrio entre generación y consumo (disminución del nivel del depósito de control), acelerando así el colapso del sistema.

La solución a este tipo de vulnerabilidades es compleja: incrementar la capacidad de interconexión no es trivial. Sin embargo, ya está en ejecución un nuevo enlace de 5.000 MW entre España y Francia (Gatika–Cubnezais), previsto para finales de 2027. Se trata de un enlace en corriente continua (HVDC) que permitirá desacoplar fluctuaciones de tensión y frecuencia entre ambos sistemas, además de casi duplicar la capacidad de intercambio. 

Finalmente, además de reforzar las interconexiones, será fundamental el despliegue de sistemas de almacenamiento de energía y de provisión de inercia (inercia sintética), tanto para tensión como frecuencia. También sería interesante el desarrollo de microrredes capaces de aislarse de la red principal en caso de fallo, autoabasteciéndose mediante generación distribuida (fotovoltaica, minieólica, cogeneración, baterías, etc.). Estas soluciones aumentarán la flexibilidad y la resiliencia de la red, aunque todavía requieren mayor madurez tecnológica y un apoyo regulatorio decidido.  

¿Cómo se explica que haya ocurrido algo así? 

“Un ‘cero absoluto’ es una situación extremadamente grave en la que la red eléctrica pierde completamente la tensión, es decir, todo el sistema se apaga. Es como si se pulsara un interruptor que desconecta de golpe todo el suministro eléctrico. Este apagón generalizado en la península ibérica ocurrió porque, en apenas cinco segundos, se perdió más de la mitad de la capacidad de generación eléctrica. El sistema, al no poder equilibrar esa caída tan brusca entre la generación y la demanda, se protegió desconectándose automáticamente tanto a nivel interno como del resto de la red europea. Es una medida de autoprotección que, paradójicamente, implica un corte total”. 

¿Era poco probable que pasara? 

“Sí, este tipo de evento se considera altamente improbable. La red eléctrica española cuenta con múltiples mecanismos de seguridad y protocolos que actúan de forma automática para evitar precisamente este tipo de colapsos. Sin embargo, la rapidez y magnitud de la pérdida de generación que ocurrió hoy superó los márgenes de maniobra habituales. Incluso expertos del propio operador del sistema (Red Eléctrica) habían descartado en el pasado que pudiera producirse un ‘cero absoluto’ en la península. Esto demuestra que, aunque el sistema está preparado para muchas contingencias, no es infalible”. 

¿Por qué ha pasado en la península? ¿Es una región más vulnerable en Europa? 

“La península ibérica tiene una posición peculiar en el sistema eléctrico europeo porque está poco conectada con el resto del continente. Sus interconexiones eléctricas son limitadas, por lo que, en la práctica, funciona casi como una isla energética. Eso la hace más vulnerable a perturbaciones internas: si ocurre un fallo importante dentro del sistema peninsular, no puede recibir suficiente ayuda externa para estabilizarse. Además, en los últimos años se ha incrementado mucho la presencia de energías renovables, como la solar y la eólica, que son variables y dependen del clima. Esto puede hacer que el sistema sea más difícil de controlar en tiempo real, si no se cuenta con suficiente respaldo o almacenamiento”.  

¿Puede volver a pasar en los próximos días? ¿Y a medio plazo? 

“En los próximos días es poco probable que vuelva a ocurrir un apagón de la misma magnitud, especialmente porque ahora el sistema estará en máxima alerta. A corto plazo, el operador tomará medidas preventivas muy estrictas. No obstante, a medio plazo, si no se entienden bien las causas exactas y no se corrigen los posibles fallos estructurales, el riesgo no desaparece por completo. Es fundamental investigar a fondo qué originó la pérdida tan rápida de generación para poder evitar que se repita”.  

¿Qué tiene que cambiar para que no vuelva a suceder?  

“Hay varias líneas de mejora clave. La más importante es aumentar las interconexiones eléctricas con Francia y otros países europeos, para que la península deje de estar tan aislada. También se necesita mejorar la flexibilidad del sistema eléctrico, incorporando más almacenamiento (como baterías o sistemas de bombeo hidráulico) que puedan compensar la variabilidad de las renovables. Además, habría que reforzar los sistemas de control y predicción, y realizar simulacros más exigentes que contemplen escenarios extremos como el que se vivió hoy. Todo esto requiere inversión, planificación y una estrategia clara de transición energética segura”. 

¿Cómo se explica que haya ocurrido algo así? 

“Es una conjunción de incidentes en la red eléctrica. Una sucesión de factores en cascada o de forma conjunta que han provocado el colapso de tensiones en la red. Aún es pronto para saber las causas y vamos a tener que esperar a la información oficial de Red Eléctrica de España. Este tipo de conjunción de factores es altamente improbable en una red tan fuerte, tan robusta y tan fiable como la red eléctrica española y europea, a pesar de que paradójicamente hoy hemos tenido este fallo”. 

¿Era poco probable que pasara? 

“El sistema eléctrico europeo, y el español dentro de este, son enormemente robustos y un fallo como el que ha ocurrido hoy es enormemente improbable. El sistema trabaja estando preparado para el peor fallo posible en todo momento, por eso, un evento como el de hoy debe ser multifactorial, algo causado por muchos eventos críticos en conjunción. A pesar de esto, el sistema sabe qué hacer en estos casos y la reposición del sistema se está llevado a cabo de manera esperada”. 

¿Por qué ha pasado en la península? ¿Es una región más vulnerable en Europa? 

“España (más bien el sistema eléctrico peninsular España-Portugal), debido a su poca capacidad de interconexión con el resto de Europa (tan solo una pequeña interconexión con Francia), es considerado en muchos casos un sistema energético aislado. Esto lo hace más vulnerable ante una conjunción de eventos como la que hemos vivido hoy, a pesar de que un cero energético es enormemente improbable”. 

¿Puede volver a pasar en los próximos días? ¿Y a medio plazo? 

“Tanto a corto, medio y largo plazo este tipo de eventos es muy improbable que se repitan por lo expuesto anteriormente. Que se esté realizando una correcta reposición del sistema nos indica que el sistema se encuentra bajo control y podemos seguir confiando en los altísimos estándares de calidad de la red eléctrica”. 

¿Qué tiene que cambiar para que no vuelva a suceder? 

“Sin duda, analizar las causas de este evento nos ayudará a que no vuelva a ocurrir en un futuro. Para ello debemos de esperar al reporte oficial del operador del sistema (Red Eléctrica de España). Por lo que estamos viendo hoy en la reposición del sistema, confiar más en las renovables, y establecer nuevos protocolos y procedimientos de operación de red, que incluyan más a las renovables en la participación activa de la gestión de red, es crucial para seguir construyendo una de las redes más fiables y robustas del mundo, como ya somos”.