El lunes 28 de abril, a las 12:33, España sufrió un gran apagón eléctrico sin precedentes. Casi dos semanas después, aún no se ha determinado con exactitud qué es lo que lo provocó. Red Eléctrica de España y el Gobierno insisten en que se trata de un suceso complejo que requiere el análisis de más de 700 millones de datos, por lo que no habrá conclusiones definitivas hasta dentro de seis meses.
Sin embargo, el sector energético apunta ya a un hecho claro: el sistema eléctrico español se encuentra muy debilitado por las políticas, estrategias e inversiones que se han llevado a cabo en los últimos, así que el incidente no pilló por sorpresa a los profesionales. Aunque todavía no se puede descartar un ciberataque o un fallo técnico específico —se habla de una caída encadenada de hasta tres centrales eléctricas en el suroeste—, David García, CEO de Brener, considera mucho más importante la fragilidad del sistema que el detonante puntual del apagón.
FOTO: EFE/ Biel Alino.
Red Eléctrica lleva ya tiempo advirtiendo que se está sobrecargando el sistema con toda la entrada de las renovables sin que se refuerce la red que tiene que asumirlas. «Cada vez hay más renovables y son más difícil de gestionar porque su comportamiento es más impredecible y la red no está pensada para eso. No hay líneas nuevas, no hay almacenamiento, no hay planificación a medio plazo».
Entonces, ¿son responsables las renovables de esta situación? «Ni mucho menos», explica David. «La clave está en cómo se está gestionando la transición energética. España ha apostado decididamente por la incorporación masiva de renovables, muy bien, pero no ha reforzado de forma paralela la capacidad del sistema para absorberlas de forma segura. El problema es la falta de inversión en una red que garantice su integración sin poner en riesgo la estabilidad».
¿Por qué es esto importante? Porque no todas las fuentes de energía se comportan igual: las tecnologías síncronas (nuclear, hidráulica, ciclo combinado) aportan inercia eléctrica y estabilidad al sistema. David señala que funcionan con turbinas mecánicas que ayudan a mantener la frecuencia constante de la red (50 Hz), incluso ante un fallo. En cambio, la fotovoltaica y la eólica no aportan esa inercia natural, ya que operan mediante electrónica de potencia. Por ello, a gran escala y sin compensaciones, debilitan el equilibrio del sistema.
David explica que lo que pasó el lunes del apagón fue que hubo una caída en cascada. «Posiblemente empezó en una zona del suroeste, donde hay mucha fotovoltaica. Al no haber suficiente inercia en la red, no hubo nada que la estabilizara. Y cuando baja la frecuencia, las protecciones desconectan centrales, líneas, zonas enteras, para evitar daños mayores».
Red Eléctrica reacciona
Red Eléctrica ha reaccionado de inmediato reforzando la presencia de tecnologías síncronas en la red, especialmente ciclo combinado (gas) e hidráulica. El día posterior al apagón, la participación de estas fuentes se duplicó: de menos del 20 por ciento en algunos tramos del lunes al más del 40 por ciento el martes.
Naranja: Fotovoltaica; Verde: Eólica; Amarillo: Gas (ciclo combinado); Azul: Hidráulica; Morado: Nuclear
Además, también se está reintroduciendo más potencia nuclear, pese a su menor flexibilidad operativa, por ello es una estrategia de estabilización temporal. «Su gestión no es tan ágil. Necesitan días para entrar o salir del sistema. Aun así, en estos días se han reincorporado progresivamente para aportar seguridad».
Eso sí, este redimensionamiento de urgencia del mix energético tiene también una derivada económica: encarece el sistema. «El coste de mantener funcionando tecnologías más caras o menos competitivas (pero necesarias para estabilizar la red) se traduce en mayores costes estructurales que podrían reflejarse pronto en el recibo de la luz, tanto para el usuario doméstico como para las empresas», adelanta David.
Red Eléctrica está utilizando restricciones técnicas para obligar a ciertas centrales (especialmente de ciclo combinado) a operar incluso si no han sido seleccionadas en la subasta diaria de electricidad. Esto ha encarecido el sistema: si en 2024 el coste medio por megavatio en restricciones técnicas era de unos 12-13 euros, en los últimos días ha subido hasta los 40 euros. «Este sobrecoste se traslada, de forma indirecta, al consumidor».
Las consecuencias políticas no se han hecho esperar. El presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, ha abierto la puerta a revisar el calendario de cierre de las centrales nucleares, actualmente previsto para culminar en 2035. Desde la industria, la presión también va en aumento: «empresas electrointensivas como Arcelor o Alcoa exigen estabilidad y precios predecibles, y los apagones van justo en la dirección contraria».
Lo que sabemos, lo que no y lo que está por venir
Hasta el momento sabemos que el apagón no fue puntual ni anecdótico. Sabemos que hay problemas estructurales; que faltan inversiones en red y respaldo. Y que la transición energética necesita algo más que placas y molinos: necesita visión y control.
No sabemos aún si hubo una causa técnica concreta —una línea, una central, un fallo de comunicación— o si fue simplemente la gota que colmó el vaso de un sistema cada vez más frágil.
Y lo que está por venir es un debate profundo: sobre el equilibrio entre renovables y seguridad, sobre el papel de las nucleares, y sobre quién paga los errores del sistema.
