La pregunta es aparentemente sencilla: tras los informes publicados por el Gobierno el día 17 de junio (informe Miteco para acortar, aunque técnicamente es el informe del Comité para el análisis de las circunstancias que concurrieron en la crisis de electricidad del 28 de abril de 2025), por la Dirección General de Operación de Red Eléctrica de España el día 18 y por Aelec (realizados por Compass Lexecon e INESC TEC) el día 23 de junio, ¿conocemos la/s causa/s del apagón? La respuesta es que conocemos más de los eventos, pero que aún quedan muchos detalles importantes por conocer que permitan establecer la conexión causal entre esos eventos y el apagón. Es de esperar que el expediente informativo de la CNMC ya en curso (y un posible expediente sancionador) permita aclarar esos detalles. En esta entrada de blog doy una explicación muy simple de los principales aspectos en discusión, sin pretender entrar en asuntos técnicos que ya están en los informes (aquí, aquí y aquí). En particular, en mi opinión, el del Miteco se esfuerza en proporcionar una explicación muy didáctica sobre todo el asunto, lo que no es siempre fácil.
El informe del Miteco, de 182 páginas, realiza una prolija descripción del periodo previo a los incidentes más “cercanos” al apagón, esto es, en la media hora previa. Esa descripción es interesante y detalla, fundamentalmente, cómo se abordaron tres oscilaciones “grandes” en la frecuencia eléctrica. La tercera (en el tiempo) se declara “natural” pero las dos primeras se consideran “forzadas”, esto es, vendrían dadas por un comportamiento anómalo de una planta en Badajoz, como se detalla más en el informe de REE (un informe mucho más breve, de 21 páginas). Aunque no se cita la planta concreta, se hace difícil conectar el hecho de que una planta funcionase mal (si ese fuera el caso) con el colapso del sistema un rato después. Cuestión distinta podría ser si, al tratar de compensar ese mal comportamiento, se hicieron maniobras que debilitaron al sistema para eventos posteriores.
En general, lo que ocurrió en la media hora previa es que el Operador del Sistema (OS) se centró en controlar esas fuertes oscilaciones de la frecuencia conectando (acoplando) más líneas de transporte (esto es, se malló más la red), se desconectaron reactancias[1] (porque las tensiones bajaban al tiempo que subía la frecuencia) y se hicieron cambios en la interconexión con Francia y con Portugal, exportando menos energía a ambos países. En la Nota al final de este texto se introducen algunas explicaciones sobre el control de la tensión.
Con todo ello se recondujo el problema de oscilaciones en la frecuencia, pero a costa de caídas de la tensión en la red. Cuando se estabilizó el sistema se volvieron a conectar algunas reactancias y a quitar algunas líneas. El sistema estaba aparentemente recuperado, pero muy probablemente estaba también más débil. La tensión en la red aumentaba, inicialmente dentro de la banda admisible pero luego (desde las 12:32:00) ya de forma muy intensa. Más allá de que no se controló ese aumento de tensión, aspecto crucial que se comenta posteriormente, no hay una explicación clara de la causa o causas. En mi opinión, subsisten diversas dudas. ¿Era ya inevitable que se produjera ese aumento de tensión? Si así fuera, ¿por qué? A ese respecto hay, al menos, dos cuestiones clave. Por un lado, ¿había un mallado excesivo de la red? Más mallado genera más energía reactiva (ver Nota al final del texto) que debe ser absorbida para evitar aumentos de la tensión. Por otro lado, aunque el cambio en el modo de operación de una interconexión con Francia (la que va de Santa Llogaia a Baixas, de algo más de 64 kms.) ayudase al control de las oscilaciones, ¿en qué grado debilitó la capacidad de respuesta posterior? Ambas cuestiones se mantienen en el informe de Aelec (un informe breve, de 16 páginas), aunque REE ha declarado que el sistema había vuelto al equilibrio poco antes del apagón.
Debe enfatizarse que, aunque ahora conozcamos mucho mejor el orden temporal de los acontecimientos, la descripción de fenómenos que se hace no implica causalidad. Por ejemplo, se relata también una reducción de potencia de pequeñas instalaciones, ligadas mayoritariamente al autoconsumo (recuérdese que esas instalaciones son “invisibles” para el OS, como señalamos aquí) lo que también parece que pudo agravar el problema. Pero ¿afectó de modo significativo a los eventos posteriores?
Aunque se pueden hacer muchas preguntas, hay dos cuestiones que van a centrar gran parte de las discusiones futuras. La primera es si, en el momento en que comienza a subir mucho la tensión, había suficiente capacidad de control automático de la tensión. Aquí el informe del Ministerio ha dicho que no. A la vista del resultado posterior, parece un hecho poco controvertido. Pero en su explicación el informe del Miteco da tres opciones: o bien i) se programó mal porque el OS no había previsto suficientes centrales convencionales conectadas al sistema para dar ese servicio, o bien ii) las que el OS había incluido eran suficientes pero no prestaron el servicio que se suponía que debían prestar, o bien iii) ni había las suficientes ni las que había actuaron correctamente. No debe sorprender que el informe de REE afirme categóricamente que lo que ocurrió fue ii), mientras que el informe de Aelec señala que la respuesta correcta es i), si bien no analiza si realmente si también se produjo ii).
El informe del Ministerio indica que la cantidad de centrales incluidas por el OS para prestar ese servicio (grupos acoplados al sistema) fue la menor en todo el año. El informe de Aelec enfatiza, además, el hecho de que esos grupos estuviesen concentrados en el norte de España. En concreto, en Andalucía solo había uno. REE señala que ese hecho, así como que una central inicialmente prevista para dar el servicio saliese del sistema (por indisponibilidad comunicada) pero no se sustituyese, no implicaba en modo alguno que el sistema no funcionase con la suficiente seguridad. Además, señala que trató de incorporar rápidamente más centrales térmicas (no hidráulicas) al servicio, pero desafortunadamente no dio tiempo. Es muy importante que la instrucción que haga la CNMC delimite con claridad si la respuesta es la i), o bien la ii) o bien la iii) (y, en ese caso, los pesos relativos). En cualquier caso, el asunto acabará en tribunales. En el sector eléctrico acaban en tribunales multitud de cuestiones, algunas de escasa relevancia desde el punto de vista del interés general o en términos de repercusión económica. Obviamente, este no es el caso.
En relación con la falta de prestación adecuada del servicio, llama la atención que ni en el informe del Miteco ni en el de REE se recuerde que en el apartado 10 del (ya famoso) P.O 7.4, que es el que introduce la contratación del servicio de control dinámico de la tensión, se indica que el OS debe realizar un control del cumplimiento del servicio prestado por los diferentes proveedores y para ello “realizará, cada cinco minutos, un muestreo de los valores de la tensión en el nudo de control y de las potencias activa y reactiva generada/absorbida por el grupo en barras de central.” Como del relato de REE se desprende que nadie proporcionó correctamente el servicio que están obligados a dar, parece natural preguntarse por la calidad habitual de ese servicio, cuya supervisión corresponde al OS. El informe de Aelec sí enfatiza la repetición de episodios de sobretensión que se ha venido experimentando en los últimos años.
El segundo fenómeno central en la discusión es la posible desconexión “demasiado temprana” de un conjunto amplio de centrales de generación, lo que podría ser una posible causa del apagón. Es de suponer que habrá que ir caso por caso dilucidando si se cometieron errores y si lo que observaban los equipos sobre la situación de la red era lo correcto. Los informes del Miteco y de REE describen con detalle la sucesión de desconexiones, mientras que el de Aelec apunta que debe existir una causa sistémica que justificase la desconexión de más de 2.000 MW de generación en pocos segundos, en multitud de instalaciones de todo tipo.
Tres cuestiones finales. La primera se refiere a la actualización del procedimiento que permite ampliar el servicio de control de tensión. Hay que recordar que las plantas renovables ya colaboran en el servicio de control de tensión, pero lo hacen de modo “fijo”: absorben energía reactiva de modo proporcional a su potencia activa. Los cambios del programa de generación para el control de la frecuencia llevaron a bajar energía de plantas renovables en el sur del país. Ello pudo agravar el problema ya que al bajar su producción de energía también bajan su absorción de reactiva. Este puede ser un aspecto relevante, pero de momento tampoco sabemos hasta qué punto. A ese respecto, acaba de aprobarse por parte de la CNMC un importante cambio regulatorio que modificará el modo de operar de las plantas renovables, de cogeneración y residuos, además de crear mercados zonales adicionales cuando sea necesario (ver aquí). Una segunda derivada del cambio vendrá cuando se apruebe completamente un cambio en la participación de la demanda en la provisión de servicio de control de tensión (ver último párrafo de la Nota final).
La segunda cuestión se refiere a que de la lectura de los informes se obtiene la clara impresión de que cuando comenzaron los deslastres de demanda (esto es, la desconexión de unidades de demanda) no había ya nada que hacer. De hecho, en el informe del Miteco se reconoce que funcionaron en el sentido contrario al previsto. En teoría los deslastres están pensados para volver a equilibrar la generación y la demanda. Como estaba cayendo rápidamente la generación, cabría pensar que eso ayudaría. Pero el problema de fondo era el control de la sobretensión, y al quitar unidades de generación se produjeron dos cosas: más generación de reactiva en las líneas (porque la carga de las líneas cayó, y cuanto menor es la carga más reactiva se genera) y menor absorción de reactiva (porque los grandes consumidores, empezando por el bombeo, absorben reactiva). Así que lo que era bueno para una cosa (frecuencia) era malo para otra (tensión), agravando el problema subyacente.
La tercera se refiere al papel que juega en el control de la tensión el mallado de la red, que ha aumentado extraordinariamente en un contexto de despliegue de nuevas unidades de generación. Como se ha señalado, esto genera un problema de generación de reactiva que dificulta el control de tensión. Esto, que es bien conocido y, de hecho, lleva a actuaciones de inversión para tratarlo (por ejemplo, instalación de reactancias), sugiere una debilidad estructural del sistema. No quiero decir con eso que sea irreversible, pero sí que los reguladores y OS han podido infravalorar el riesgo subyacente. Como se ha señalado, el informe de Aelec adopta una perspectiva temporal más amplia y enfatiza el aumento de horas con tensión alta en la red y de desconexiones por sobretensión en los últimos años.
Nota explicativa
Aunque no es propósito de esta entrada entrar en el detalle de cuestiones técnicas, el hecho de que se haga referencia a la tensión requiere de alguna explicación adicional La tensión es uno de los parámetros básicos en el funcionamiento de un sistema eléctrico y el símil que habitualmente se utiliza para describirla es el de la presión en un gasoducto. Si a mayor presión más gas se transporta por un tubo, a mayor tensión más electricidad fluye por el cable. A diferencia de la frecuencia, que es la misma en todo el sistema eléctrico europeo (50 Hz), la tensión es distinta en distintas partes de la red. En concreto, en la red de transporte de alta tensión es, fundamentalmente, de 400.000 o de 220.000 voltios (esto es, 400 kV o 220 kV). Como comparación, en la red que llega a un hogar la tensión es de 230 voltios. Obviamente, hay unos equipos que transforman el voltaje al alza o la baja. El OS controla la tensión en la red que gestiona (los distribuidores en las suyas, cuyas tensiones son inferiores a 220 kV), que debe mantenerse en unos márgenes establecidos en la normativa. Por ejemplo, en la red de 400 kV debe situarse entre 375 kV y 435 kV.
Hay muchos elementos que confluyen en el control de la tensión: cables subterráneos, cargas de las líneas…, pero un aspecto clave es la generación o absorción de energía reactiva. La energía reactiva es un tipo de energía generada por algunos equipos y que, de hecho, otros equipos también utilizan para funcionar (los que necesitan crear un campo electromagnético), si bien no aporta trabajo útil. Puede verse una explicación sencilla aquí. Un consumidor pequeño no suele conocer nada de ella porque habitualmente solo paga en su factura por la energía activa, que es la que consume para la luz de su vivienda, el televisor o poner la lavadora. De hecho, un consumidor doméstico solo pagaría si el consumo de reactiva fuera más del 50% de la activa, lo que de facto no ocurre. En el caso de las empresas, conectadas a niveles tarifarios superiores (3.0 en adelante) pagan, con excepciones, si la energía reactiva excede del 33% de su consumo de activa. Ese consumo de reactiva no aporta trabajo útil (véase, por ejemplo, aquí) y se paga porque, sin embargo, su gestión genera costes para el sistema porque, por ejemplo, hay que instalar equipos para ello (reactancias, condensadores u otros.
Curiosamente, como se ha señalado, hasta ahora se ha penalizado cuando una empresa absorbe demasiada reactiva, pero el problema en una sobretensión como en el apagón es justo el contrario: se desearía que se hubiese consumido más reactiva para hacer descender la tensión. Por esa razón hay en curso un cambio regulatorio por parte de la CNMC para incentivar el consumo de reactiva por parte de las instalaciones de consumo, abonando una cuantía cuando ese consumo de reactiva beneficia al sistema. Debe indicarse que las empresas pueden instalar equipamientos que les permite regular el consumo de energía reactiva que realizan.
[1] Una reactancia es un componente eléctrico que se instala en una subestación y tiene dos funciones principales: controlar la tensión, ajustando el voltaje en la banda de variación que se considera adecuada, y reducir los flujos de energía en la red en caso de que se produjese un cortocircuito. En la planificación de la red de transporte, aprobada por el Gobierno, se incluye su construcción de modo habitual. Por ejemplo, en la modificación de aspectos puntuales a dicha planificación, aprobada en abril de 2024, se incluyó la instalación de cuatro nuevas reactancias en el noroeste de la península por un valor conjunto de 14,6 millones de euros. Esto reduciría la necesidad de acoplar grupos térmicos en esa zona por restricciones técnicas, lo que obviamente encarece la factura.
