Las enseñanzas del apagón de España

Poco después del mediodía del lunes 28 de abril, España experimentó un apagón generalizado y se interrumpió la interconexión eléctrica con Francia. España exporta electricidad a Portugal, por lo que el colapso del suministro eléctrico se extendió rápidamente por toda la Península Ibérica. Algunas zonas de Francia también sufrieron breves cortes de suministro. El apagón mostró la enorme dependencia de la electricidad de una sociedad moderna: además de todos los servicios residenciales, hubo una interrupción en el transporte público electrificado (trenes, metro), caos vial por la falta de semáforos, cierre del servicio de las gasolineras (cuyas bombas funcionan con electricidad), caída de las telecomunicaciones y de los sistemas de cobro electrónicos con tarjetas. En esta contribución explicaré las probables causas del apagón y que lecciones nos deja este incidente.

Pocas personas conocen los detalles y la complejidad del sistema eléctrico. Estamos acostumbrados a tener energía disponible las 24 horas del día en los enchufes de nuestras casas, sin preguntarnos qué hay detrás de esa aparente «magia». Sin embargo, el sistema eléctrico es una infraestructura altamente sofisticada que opera con corriente alterna, la cual cambia de polaridad a una frecuencia constante.

Para que funcione correctamente, la generación de electricidad debe igualarse en todo momento al consumo. Además, tanto la tensión (medida en voltios, V) como la frecuencia (medida en hertzios, Hz) deben mantenerse dentro de márgenes muy estrechos. Si estos parámetros se desvían demasiado, pueden causar daños a los equipos conectados e, incluso, provocar incendios. En Europa -y particularmente en España-, la red eléctrica opera a 230 V y 50 Hz. En México, en cambio, el sistema funciona a 127 V y 60 Hz. Una frecuencia de 50 Hz significa que la corriente alterna cambia de polaridad 50 veces por segundo.

La frecuencia es un indicador clave de equilibrio en el sistema y se monitorea constantemente. Cualquier desviación respecto del valor nominal puede señalar un desajuste entre generación y demanda, lo que, si no se corrige a tiempo, puede desencadenar fallos graves. Así como en nuestros hogares existen interruptores de seguridad que desconectan el suministro en caso de sobrecargas, las redes eléctricas cuentan con sistemas automáticos de protección. Estos mecanismos desconectan centrales o secciones completas de la red si detectan perturbaciones que superan ciertos umbrales críticos, con el fin de evitar daños mayores

Un centro de control general (en México, el Centro Nacional de Control de Energía - Cenace^[1]) está encargado del monitoreo de la red y decidir sobre qué fuente entra y sale del sistema para igualar la generación y el consumo de electricidad en la red en cada momento.

Lo que se sabe hasta ahora sobre el apagón en España es que, alrededor de las 12:33 p.m., se registraron dos incidentes consecutivos que alteraron significativamente la generación eléctrica y la frecuencia del sistema, superando los márgenes de seguridad establecidos. A pesar de los intentos automáticos de estabilización, la red no logró recuperarse, lo que desencadenó una desconexión en cascada y el colapso casi total del sistema eléctrico español.

Lo que aún no se ha esclarecido del todo es la causa específica de estas variaciones súbitas en la generación; sin embargo, hay fuertes indicios que apuntan a un exceso de generación solar fotovoltaica como posible origen del problema. Antes de profundizar en esta hipótesis, es fundamental comprender cómo se gestiona el suministro eléctrico en función del tipo de fuente de generación y por qué algunas tecnologías presentan más desafíos para la estabilidad de la red que otras.

La corriente alterna que circula por la red eléctrica se genera mediante alternadores acoplados a turbinas, una tecnología con más de un siglo de antigüedad. Estas turbinas se ponen en movimiento utilizando distintas fuentes de energía: el agua en las centrales hidroeléctricas el vapor en las plantas termoeléctricas, nucleares o geotérmicas; o la combustión de gas en las turbinas de gas. En el caso de las centrales de ciclo combinado -las más comunes en México y otros países por su alta eficiencia-, se combinan dos sistemas: una turbina de gas y una turbina de vapor, esta última recupera parte del calor residual del proceso para generar energía adicional.

Estas tecnologías tradicionales tienen dos ventajas clave: son controlables (es decir, pueden ajustarse en tiempo real según la demanda) y cuentan con inercia física. Esta inercia, proporcionada por el giro mecánico del alternador y la turbina, permite estabilizar rápidamente la frecuencia y la tensión de la red ante variaciones bruscas del consumo o de la generación.

En contraste, las fuentes renovables como la solar fotovoltaica y la eólica presentan dos grandes limitaciones: no son despachables (no se puede controlar cuándo generan) y carecen de inercia física. La energía solar fotovoltaica genera corriente continua, que debe convertirse en corriente alterna mediante inversores electrónicos. Estos dispositivos no generan una señal propia, sino que siguen («copian») la tensión y la frecuencia de la red (modo grid-following), lo que significa que pueden amplificar cualquier perturbación en lugar de amortiguarla.

En el caso de la energía eólica, aunque las turbinas generan corriente alterna, ésta muchas veces se convierte primero en corriente continua para optimizar la transmisión y facilitar la integración de múltiples generadores. Luego, se transforma nuevamente en corriente alterna para conectarse a la red, pasando también por sistemas electrónicos que, al igual que en la solar, aportan poca o ninguna inercia.

Como ya se ha mencionado, en un sistema eléctrico es fundamental mantener en todo momento el equilibrio entre la generación y el consumo. Para lograrlo, los centros de control elaboran pronósticos diarios tanto de la demanda como de la generación no despachable -principalmente solar y eólica-, con el fin de planificar la operación del sistema. Para enfrentar cualquier desequilibrio inesperado, es indispensable contar con reserva inercial disponible, es decir, capacidad de generación que pueda activarse rápidamente en caso de emergencia.

Entre las mejores opciones para este propósito se encuentran las centrales hidroeléctricas, especialmente las alimentadas por presas, ya que pueden pasar del arranque en frío a la plena operación en menos de 10 minutos; sin embargo, su disponibilidad está limitada por la geografía y el clima. En períodos de sequía, por ejemplo, su capacidad de generación se reduce considerablemente. Las centrales de vapor, por su parte, requieren más tiempo para entrar en operación, ya que el vapor debe alcanzar niveles específicos de presión, temperatura y calidad (contenido de humedad) antes de ser introducido en la turbina. En el caso de las centrales nucleares, el proceso de puesta en marcha es mucho más lento; debido a la complejidad de sus sistemas de seguridad y control, pueden tardar más de 12 horas en alcanzar su plena capacidad operativa.

Los sistemas de ciclo combinado, que utilizan tanto turbinas de combustión (gas) como de vapor, ofrecen una mayor flexibilidad. Pueden alcanzar su capacidad máxima en un rango que va desde menos de una hora hasta 12 horas, dependiendo del diseño. Algunos modelos avanzados están diseñados para arrancar rápidamente, en menos de una hora. Por estas razones, la reserva de emergencia en muchos sistemas eléctricos suele estar compuesta por centrales de ciclo combinado que se mantienen encendidas a baja carga, sin estar conectadas directamente a la red. Esta condición les permite reaccionar casi de inmediato ante variaciones en la frecuencia o la demanda, funcionando como un respaldo crucial para la estabilidad del sistema.

Con toda esta información, ahora podemos analizar con mayor fundamento las posibles causas del apagón ocurrido en España. Alrededor del mediodía, especialmente durante un día de finales de primavera, se dan las condiciones ideales para una alta generación fotovoltaica: los rayos solares inciden casi de forma perpendicular sobre los paneles y la temperatura ambiente -aún moderada- favorece su eficiencia. Al mismo tiempo, la demanda eléctrica es relativamente baja. No se requiere calefacción y aún no se generaliza el uso intensivo del aire acondicionado, como ocurre en pleno verano. Esta combinación -alta oferta fotovoltaica y baja demanda- puede generar una situación de fragilidad estructural en la red, especialmente si no se cuenta con suficientes mecanismos de control, flexibilidad o respaldo inercial.

En el momento del apagón, la generación total era de aproximadamente 41.2 GW, de los cuales 4.3 GW se estaban exportando y 3 GW se utilizaban para rebombeo. Es muy probable que tanto la energía exportada como la destinada al rebombeo correspondieran al excedente de generación solar fotovoltaica. De confirmarse este escenario, las fuentes renovables estarían generando alrededor de 82 % del total, con la solar fotovoltaica representando cerca de 61.7 % de toda la electricidad producida.

En cuanto a la generación controlable y con inercia rotativa, se contaban: 3,171 MW de hidroeléctrica, 1,633 MW de ciclos combinados, 3,388 MW de energía nuclear, lo que suma 4,804 MW de inercia rápida (hidroeléctrica + ciclos combinados) y 3,388 MW de inercia lenta (nuclear). Frente a esto, había 3,643 MW de eólica y 25,425 MW de solar fotovoltaica, es decir, un total de 30,577 MW (75 %) provenientes de fuentes no controlables y sin inercia rotativa.

Incluso la generación nuclear, aunque técnicamente con inercia, no debería considerarse como respaldo operativo inmediato debido a su rigidez operativa y baja capacidad de maniobra. De hecho, durante el apagón, las centrales nucleares se desconectaron automáticamente por protocolos de seguridad y no volvieron a operar sino hasta dos días después.

Según los datos preliminares de Red Eléctrica de España, los primeros indicios de desestabilización ocurrieron en el suroeste del país, una zona que concentra grandes centrales solares fotovoltaicas, lo que refuerza la hipótesis de una sobrecarga de generación no controlable como detonante del colapso.

Cabe mencionar que los sistemas fotovoltaicos pueden contribuir de manera segura a la red si se complementan con tecnologías que permiten actuar como una fuente de voltaje y frecuencia, imitando el comportamiento de las máquinas síncronas tradicionales, lo que se conoce como tecnologías de grid forming. Esto implica el uso de baterías, convertidores de potencia y sistemas de control avanzados.

Desde 2022 la Unión Europea ha establecido criterios más estrictos para la integración de fuentes renovables a la red, aunque no exige todavía tecnologías grid forming. Además, estos criterios no son requeridos para los parques que se habían conectado antes de esta fecha. El obstáculo es de naturaleza económica: los sistemas para garantizar la estabilidad y confiabilidad de la red eléctrica pueden duplicar o hasta triplicar el costo de la generación eléctrica fotovoltaica^[2]. En principio estos costos deberían soportarlos las empresas que venden energía a la red, pero la regulación no se hizo así. También porque mientras la penetración de la fuente solar era limitada, el resto de la red podía compensar fácilmente los problemas.

A los factores técnicos se suma un componente económico-político crucial: el control del sistema eléctrico en España. Desde finales del siglo XX, muchos países europeos iniciaron un proceso de «liberalización» del mercado eléctrico, es decir, su progresiva privatización. Este modelo impulsó la entrada de energías renovables mediante subastas a largo plazo con precios garantizados, lo que si bien fomentó la transición energética, también generó distorsiones en el funcionamiento del sistema.

La generación eléctrica renovable, al tener costos variables muy bajos, se vuelve especialmente rentable cuando el sol o el viento son abundantes. En tales condiciones, los productores con contratos garantizados tienen un fuerte incentivo para inyectar energía en la red, incluso si la demanda es baja, contribuyendo así a una mayor inestabilidad del sistema^[3].

En el caso específico de la Red Eléctrica Española, aproximadamente 80 % de su capital está en manos privadas. Entre sus principales accionistas destacan Pontegadea Inversiones -propiedad del dueño de Inditex- y el poderoso fondo internacional BlackRock, lo que plantea interrogantes sobre la soberanía y el interés público en la gestión de un recurso estratégico como la electricidad.

En resumen, el apagón se produce en un momento crítico: cuando la generación solar alcanza su punto máximo y la demanda es mínima. En esas condiciones, se presentan fluctuaciones de frecuencia que no logran estabilizarse, lo que provoca una desconexión en cascada de la red eléctrica.

Desde el punto de vista técnico, la causa más probable es una alta penetración de energía solar fotovoltaica en una red que fue diseñada originalmente para fuentes controlables y con inercia, como las centrales térmicas o hidroeléctricas. Sin las medidas necesarias para fortalecer su estabilidad, la red se vuelve vulnerable a este tipo de eventos.

En cuanto al plano económico, el problema puede estar relacionado con el funcionamiento de un mercado eléctrico privatizado. En este modelo, con contratos a largo plazo y precios garantizados, los proveedores tienen incentivos para inyectar la mayor cantidad posible de energía solar, mientras minimizan el uso de reservas rodantes -como las centrales de ciclo combinado-, que requieren mantenerse encendidas pero no conectadas. Esto se ve agravado por los altos precios del gas natural en Europa, que desincentivan aún más el uso de dichas centrales como respaldo.

¿Qué enseñanza nos deja este evento? En primer lugar, pone de manifiesto la profunda dependencia de la sociedad moderna de la electricidad, lo que hace que nuestra civilización hipertecnológica sea extremadamente vulnerable ante eventos imprevistos. Con la crisis climática y energética cada vez más inminente, es probable que este tipo de situaciones se vuelva más frecuente. En este contexto, resulta preocupante el crecimiento del consumo eléctrico impulsado por aplicaciones como la inteligencia artificial, los vehículos eléctricos y otros sectores emergentes.

En segundo lugar, queda claro que el sector energético no puede dejarse en manos del mercado. Las grandes empresas, movidas por la lógica de la ganancia, no actúan en función del interés colectivo. Si bien el control público no garantiza automáticamente un sistema energético eficiente y democrático, ofrece mayores posibilidades de lograrlo que un modelo dominado por un reducido grupo de inversores -que, en algunos casos, ni siquiera pertenecen al país-.

Por último, este evento evidencia que las energías renovables no gestionables, como la solar fotovoltaica, requieren grandes inversiones para integrarse masivamente en la red eléctrica, lo que inevitablemente incrementa los costos. Debemos asumir que la energía -ya sea fósil, nuclear o renovable; pública o privada- será cada vez más cara. Todos deseamos una energía limpia, abundante y barata, pero en este universo, las leyes de la termodinámica nos recuerdan que no existe tal cosa como una comida gratis.