La ministra de Transición Ecológica, Sara Aagesen, ya da por buena la versión que atribuye el apagón a una sobretensión en la red. Lo adelantó el miércoles pasado en su comparecencia del Congreso y lo volvió a repetir este miércoles en el Senado, donde confirmó que "es la principal causa que aportan los diferentes operadores" del sistema español. El problema es que estos picos de tensión se repiten desde hace semanas, e incluso años, y no se abordaron a tiempo.
Las grandes eléctricas (Iberdrola, Endesa y EDP), a través de la patronal Aelec, emitieron un comunicado este martes quejándose de que llevaban produciéndose "variaciones extremas y generalizadas de tensión" durante "los días previos" al apagón, y que la investigación debe abarcar también registros anteriores de la red. Aagesen ya dijo la semana pasada en el Congreso que la investigación liderada por su ministerio, y que durará seis meses, también analizará los días anteriores.
Diferentes expertos ya habían puesto sobre la mesa tras el incidente que la sobretensión era una de las explicaciones más coherentes para el apagón, pero que los picos de voltaje son fenómenos locales y que hacía falta tener acceso a los datos de las eléctricas para estudiar esta vía. Este martes, Aelec publicó por primera vez registros de dos estaciones peninsulares con picos de tensión que superaron los límites de seguridad y que explican el apagado automático de las plantas de generación.
En la subestación eléctrica de Lancha (Córdoba) se registraron en los instantes previos al apagón "valores cercanos a 250 kV en una red cuya tensión nominal es 220 kV, valor que sobrepasa los límites considerados admisibles y que provocaron la desconexión de las instalaciones conectadas a la red, al activarse las protecciones automáticas que actuaron de acuerdo con la normativa vigente", explica la patronal.
Lo mismo ocurrió en una subestación de Badajoz, de 400 kV, donde la tensión superó los 470 kV antes del apagón y provocó la desconexión de la planta. El problema, subrayan las eléctricas, es que además de estos eventos extremos, llevaban registrando desde las 10.00 horas de esa mañana subidas y caídas fuertes de la tensión que superaban los umbrales de operación estándar. "Ya en los días 22 y 24 de abril se habían observado variaciones que provocaron la desconexión automática de instalaciones de generación y de clientes (caso de la refinería de Cartagena y de líneas de alta velocidad de ADIF)", recuerdan además las eléctricas.
El problema, en realidad, se remonta meses, e incluso años. El pasado 9 de enero la central nuclear de Almaraz II (Cáceres) interrumpió su suministro por un problema técnico derivado de "oscilaciones en la red de alta tensión". Además, la propia Red Eléctrica (REE) ya reconocía en 2020 que el sistema español estaba evolucionando con las renovables y generando "severos problemas especialmente de sobretensión en periodos valle y llano", y pidió entonces permiso entonces a la CNMC para desarrollar un mecanismo para intentar corregirlo. "Estas elevadas tensiones en la red podrían provocar el desacoplamiento intempestivo de instalaciones conectadas a la misma", subrayó también en 2023 la CNMC como respuesta a REE.
Hay diferentes razones que justifican estos sobresaltos en el voltaje de la red, y todas ellas convergen en primavera, el periodo de mayor riesgo de sobretensiones. La generación renovable es muy elevada por el sol y el viento, mientras que la demanda de energía es baja porque no se encienden ni las calefacciones ni los aires acondicionados. A esto se suma que el papel cada vez mayor de las renovables, que reduce la sincronía del sistema y no tiene los medios para equilibrar la tensión.
Luis Badesa, experto en redes eléctricas de la Universidad Politécnica de Madrid, explica que, cuando las redes transportan una carga baja de electricidad, se producen picos de la llamada energía reactiva en la red, que a su vez desembocan en una subida de la tensión que las plantas fotovoltaicas no pueden compensar. "Desde luego no es un problema nuevo", afirma Badesa. "Ya parece bastante claro que fueron la causa de las tres primeras desconexiones, y probablemente también de la estocada final que provocó el apagón", añade.
Carlos Batlle, experto en redes de la Universidad Pontificia Comillas, también publicó hace dos semanas un extenso análisis que apuntaba a la sobretensión como el origen del suceso. Y aporta diferentes soluciones para el futuro. Una es la instalación de equipos que controlen la tensión, como reactancias, compensadores síncronos o baterías, pero con las dos primeras no ha habido una política eficaz de desarrollo, y las baterías todavía no han aterrizado a gran escala porque no son rentables.
Otra alternativa es utilizar a plantas generadoras que no sean imprescindibles para que absorban la energía reactiva de la red sobrante y equilibrar la tensión. Para ello habría que pagar a embalses, ciclos combinados de gas o nucleares para que se mantengan encendidos a mínima potencia por si hace falta que actúen en caso de desajuste, con el consiguiente "coste no despreciable, porque arrancar el grupo requiere incurrir en un coste fijo que no depende de si termina produciendo muchas o pocas horas".
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Red Eléctrica apostó por esta fórmula y en 2023 realizó un proyecto piloto en Galicia y Andalucía, que luego repitió en 2024, pero esta vez con la participación de la demanda (empresas y fábricas), no de la generación. En enero de 2025, la CNMC prorrogó el proyecto otros 12 meses para tener unas conclusiones más precisas. "Sus resultados serán valiosos para el diseño del futuro mercado de control de tensión", dijo entonces el regulador.
En las últimas semanas se ha debatido si el origen del apagón estaba en la frecuencia de la red, otro de los parámetros —junto con la tensión— que pueden provocar la desconexión automática de plantas de generación por seguridad. Pero los datos disponibles descartan que la frecuencia llegase a niveles peligrosos para el sistema ibérico.
El principal mecanismo para corregir rápidamente la frecuencia es la inercia de la red, que también se ha utilizado para atacar a las energías renovables, pero el Gobierno confirmó este miércoles que "el sistema eléctrico contaba con un nivel de inercia acorde a las recomendaciones" de los operadores europeos. Si se exige que la inercia pueda cubrir 2 segundos de demanda, en el instante del apagón había en España una cobertura de 2,3 segundos, según dijo Aagesen en el Senado este miércoles.
La ministra de Transición Ecológica, Sara Aagesen, ya da por buena la versión que atribuye el apagón a una sobretensión en la red. Lo adelantó el miércoles pasado en su comparecencia del Congreso y lo volvió a repetir este miércoles en el Senado, donde confirmó que "es la principal causa que aportan los diferentes operadores" del sistema español. El problema es que estos picos de tensión se repiten desde hace semanas, e incluso años, y no se abordaron a tiempo.