¿Qué
debe saber un profesional en un caso práctico como el de la noticia?
El 31 de mayo
de 2023 el Boletín Oficial del Estado publicó una resolución
conjunta de Red Eléctrica de España (REE) y la Comisión
Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) que pasaba casi desapercibida
para la opinión pública pero estremecía a los ingenieros
del sector: la red de transporte peninsular mostraba “tensiones muy elevadas”
en nudos críticos y carecía de “herramientas suficientes”
para controlarlas. Galicia y Andalucía encendieron entonces las
luces rojas, al concentrar picos de generación renovable no síncrona
—principalmente eólica y fotovoltaica— sin respaldo de almacenamiento
ni máquinas síncronas que aportasen inercia. Dos años
más tarde, el 28 de abril de 2025, el peor escenario cobró
forma: 15 GW desaparecieron del sistema en apenas cinco segundos, el 60
% de la demanda instantánea, y más de doce millones de usuarios
quedaron a oscuras.
Hace apenas
una hora, la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición
Ecológica, Sara Aagesen, comparecía en el Congreso para detallar
los avances de la investigación. Las primeras pérdidas de
generación —confirmó— se localizaron en Granada, Badajoz
y Sevilla. Allí, la combinación de baja demanda industrial,
fuerte producción solar de mediodía y una exportación
casi nula hacia Francia desencadenó una oscilación de frecuencia
que los convertidores electrónicos no pudieron contener. La interconexión
con el sistema europeo se abrió para proteger a Francia, y la península
ibérica quedó aislada y sin el colchón de inercia
que aportan los grandes generadores convencionales del continente.
Aagesen
quiso desactivar lecturas simplistas: el apagón “no se debió
a falta de reserva ni al tamaño de las redes”, sino a un fenómeno
complejo de sobretensión y desincronización a gran escala.
Sin embargo, sus explicaciones confirman punto por punto la radiografía
de 2023: exceso de potencia renovable no gestionable, retraso regulatorio
en la instalación de baterías y condensadores síncronos,
e insuficiente mallado para evacuar los picos en el sur. El comité
técnico —seis reuniones hasta la fecha— procesa millones de registros
PMU para reconstruir el segundo a segundo, pero los hechos duros ya son
ineludibles.
¿Qué
lecciones deja el choque entre la advertencia y la crisis? La primera es
tecnológica: la integración masiva de renovables exige incorporar
almacenamiento electroquímico y reservas síncronas virtuales
antes, no después, de superar los umbrales de seguridad. La segunda
es regulatoria: las resoluciones del operador y el supervisor deben traducirse
en incentivos claros y sanciones tangibles, no en simples exhortaciones.
Y la tercera es reputacional: una transición energética creíble
necesita demostrar que el sistema puede mantenerse estable en condiciones
extremas; de lo contrario, el apoyo social y la confianza inversora se
evaporan.
En las próximas
semanas REE presentará un plan de choque que incluirá 3 GW
adicionales de baterías estratégicas, la instalación
acelerada de condensadores síncronos en los nudos andaluces y gallegos
y el refuerzo de la interconexión con Francia. Son la respuesta
mínima a un problema que el propio operador diagnosticó hace
dos años. España no puede permitirse que la próxima
señal de alarma vuelva a quedarse sin traducción operativa.
La transición verde avanza a la velocidad de las renovables; la
seguridad del sistema debe avanzar, como mínimo, a la misma velocidad.
Autoría:
Ana Rodríguez — Consultora sénior en sistemas eléctricos.
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