¿Qué causó el gran apagón? Una explicación visual de la investigación del Gobierno

El Gobierno ha presentado este martes el informe sobre las causas del gran apagón que dejó sin electricidad a toda la península Ibérica el 28 de abril. El Ministerio para la Transición Ecológica, que tiene las competencias energéticas, apunta a una concatenación de eventos que acabó tumbando el sistema. Se exime de responsabilidad. Y señala tanto al operador del sistema, Red Eléctrica de España (REE), como a las compañías propietarias de las centrales que generan la electricidad.

El informe ofrece una cronología del apagón en cuatro fases.

Para localizar la génesis del problema hay que retroceder al día anterior, el 27 de abril. Según el Gobierno, REE no fue suficientemente previsora, al no programar suficientes centrales con capacidad para absorber potencia reactiva y controlar la tensión del sistema.

En la mañana del día 28 la red estaba en malas condiciones. La tensión era inestable (fase 0) y hubo oscilaciones de frecuencia (fase 1). Después vinieron las pérdidas de generación por desconexión (fase 2), algunas “aparentemente indebidas”, según el informe. Y, finalmente, un colapso (fase 3). Las desconexiones se encadenaron, se perdió sincronismo con Europa, todos los cortafuegos que se intentaron fallaron y llegó el apagón total.

Lo que sigue es una explicación, paso a paso, de la secuencia de fallos en cadena que terminó en el mayor apagón de la historia de España y Portugal y uno de los mayores de Europa:

Fase 0: Inestabilidad en las tensiones de la red (hasta las 12:00)

En una larga exposición sobre las conclusiones del incidente, la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, argumentó que REE (con un 20% del capital en manos del Estado) no programó la generación necesaria –con capacidad de absorber potencia reactiva– para controlar un episodio de sobretensión. Sería un claro error del gestor del sistema, que ha emplazado a este miércoles para dar su versión de los hechos.

El Ejecutivo mostró datos de distintos nudos de la península donde se observa inestabilidad en la tensión durante la mañana del 28 de abril. Las califica de “atípicas” aunque dentro de los límites de operación.

“La red no tenía suficiente capacidad para controlar dinámicamente la tensión”, dijo la ministra Aagesen. Apuntó directamente a la falta de generación síncrona (ciclos combinados, nucleares, hidráulicas e incluso termosolar) y su papel clave: absorber potencia reactiva para controlar la tensión. El exceso de reactiva eleva la tensión, de ahí la necesidad de plantas capaces de absorberla. Eso implica al operador, pero también a las plantas que pueden hacer un “control dinámico” de esa potencia reactiva.

Para el 28 de abril, REE había programado 10 plantas térmicas para ayudar a regular la tensión, tres grupos nucleares y siete ciclos combinados de gas. Una de esas plantas avisó la tarde anterior que estaba indisponible, pero el operador hizo sus cálculos y decidió no sustituirla. El número final de centrales síncronas acopladas fue el más bajo del año, según el ministerio. Minutos antes del apagón, mandaron arrancar una nueva planta —un ciclo combinado de gas—, pero solo estuvo disponible después del cero. Ya era tarde.

Además, el Gobierno dice que las plantas síncronas que estaban operando no absorbieron menos reactiva de lo que debían, contribuyendo a la sobretensión. “La generación que estaba conectada con capacidad de controlar tensión —y retribuida específicamente por ello al ser programada por restricciones técnicas— podría no haberse ajustado a los parámetros fijados", señala el informe.

El documento también apunta contra otros elementos, incluido porblemas en un 22% de las instalaciones de renovables, cogeneración y residuos analizadas. Asegura que “podrían no haber respondido conforme al factor de potencia [al que están sujetos], lo que, a su vez, podría haber contribuido así al contexto de sobretensiones”.

Y recoge otra complicación: “Una red mallada en momentos de baja demanda genera energía reactiva”. Las líneas actúan como condensadores cuando están medio vacías, generando reactiva y elevando las tensiones.

Fase 1: Oscilaciones de frecuencia en la red (12.00 - 12.30)

El Ejecutivo confirma la existencia de dos trenes de oscilaciones de frecuencia en la red nacional minutos antes del apagón. La primera oscilación atípica se registró a las 12.03 y obligó a REE a aplicar las medidas protocolizadas para amortiguarla, “como aumentar el mallado de la red —restringido por la baja demanda— o reducir el flujo de interconexión con Francia”, que acabó yéndose a cero poco después, para evitar un contagio al resto del continente. Lograron amortiguar la oscilación, pero no salió gratis: esas medidas “tuvieron como efecto secundario un incremento de las tensiones”.

A las 12.16 hubo otra oscilación con idéntico resultado. REE aplicó las mismas medidas para amortiguarla, que contribuyeron, igualmente, a aumentar la tensión.

Fase 2: pérdidas de generación

Durante el minuto 12.32 se produce un incremento sostenido de la tensión. Según el informe, coicide con “una reducción de la exportación en las interconexiones internacionales” que sigue al ajuste del intercambio España-Portugal que se había acordado a las 12:20 para las 12:30 entre REE y su equivalente portugués (REN). Es el momento previo al apagón. La tensión se vuelve elevada y sostenida; y comienzan las desconexiones de plantas generadoras.

El informe llama evento 1 a una desconexión en Granada, sin identificar, pero que califica como “pérdida de generación renovable”. Luego le siguen cortes en Badajoz, Segovia y Sevilla. Esos eventos los habíamos visto ya como caídas de frecuencia en la red:

De esos disparos por seguridad, algunas saltaron de manera indebida, ha recalcado Aagesen, apuntando a un segundo foco de responsabilidad de las eléctricas. “Las desconexiones, algunas de ellas aparentemente indebidas, aumentan la tensión”, ha remachado el ministerio.

Esas desconexiones acabaron por activar una cadena imparable. Así lo expresa el informe: “El sistema se encontraba en una situación con poca capacidad de controlar tensión […] En este contexto, cualquier desconexión de generación renovable supone un incremento de tensión por al menos dos vías [menos absorción de reactiva y líneas descargadas]. Cada una de estas desconexiones, sea cual fuere su naturaleza, aproxima el sistema hacia un punto en el que, a falta de sistemas o herramientas que absorban suficiente energía reactiva, se convierte en un punto de no retorno".

Los cortafuegos con los que se trata de circunscribir desbalanceos a zonas concretas no funcionaron. Se desconectaron las centrales de bombeo y se intentaron hasta seis maniobras de deslastre de cargas, según el ministerio. Fueron fallidos o contraproducentes.

Fase 3: colapso del sistema eléctrico

A las 12.33 el sistema no aguantó más. El aumento descontrolado y progresivo de la tensión produjo una reacción en cadena de desconexiones de plantas que no fue posible contener. Era el pez que se mordía la cola: cada desconexión causaba a su vez un aumento de la tensión que hacía que más plantas de generación de electricidad se tuvieran que desenganchar por seguridad.

Finalmente, se cerró la interconexión eléctrica con Francia (por decisión de París, para evitar un contagio) y, por tanto, también con el resto del continente. La que península Ibérica pasaba a ser un isla energética sin luz.

Las preguntas con y sin respuestas

El informe de este martes ofrece algunas respuestas. Por ejemplo, descarta definitivamente un ciberataque como causa del apagón, algo a lo que se había apuntado desde la propia Red Eléctrica pero que ahora ha confirmado el Ejecutivo tras realizar un análisis de todo el sistema, el mayor que se ha hecho en España hasta ahora, según Aagesen.

Pero también deja preguntas en el aire sin resolver. Por ejemplo, ¿cuáles son las nueve instalaciones que debían absorber la tensión aquel 28 de abril y por qué no funcionaron correctamente? ¿Qué central fue la que comunicó la noche de antes que no estaría disponible para controlar la tensión del sistema? ¿A qué compañías eléctricas pertenecen?

El Ejecutivo asegura que, por motivos legales, ha tenido que mantener la confidencialidad y no dar nombres. De hecho, multitud de apartados del informe (de 182 páginas y publicado pasadas las 23.00 del martes) están tachados. Según ha argumentado el ministerio, se ha preguntado a las compañías eléctricas sobre si autorizaban que se difundiera los datos de sus instalaciones, y la respuesta ha sido negativa. El Gobierno asegura que la ley les ampara en este punto. Y deja abierta la puerta a la rendición de cuentas tanto de Red Eléctrica como de las eléctricas pero en los tribunales y en el ámbito de actuación de la CNMC (la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, el regulador).

Pero nada dice el Ejecutivo de las posibles responsabilidades propias. El sistema eléctrico está altamente intervenido. El Estado, además de ser el accionista mayoritario de REE, es el encargado de fijar la política energética y, en muchos casos, de poner en pie el edificio normativo sobre el que se opera. El informe reconoce la necesidad de nuevas normas de operación para hacer frente a episodios de sobretensión y oscilaciones en un sistema que opera ahora con menos generación síncrona que nunca. Así lo expresa en sus propuestas, donde hablar de medidas “urgentes” para “reforzar las capacidades para el control de tensión y protección contra las oscilaciones”. El Gobierno prepara ya un real decreto con un paquete de medidas para evitar que España vuelva a padecer un cero como el del 28 de abril.