1. Descripción del Incidente

El 10 de abril de 2025 a las 14:32 UTC, el sistema eléctrico ibérico colapsó en segundos, dejando sin suministro a España, Portugal y afectando las importaciones a Marruecos. La desconexión automática de la línea con Francia —para proteger la red continental— provocó la pérdida súbita de 15 GW de generación. No hubo fenómenos meteorológicos extremos ni ataques externos: la causa fue un déficit de inercia agravado por una interconexión insuficiente y desincentivos económicos para reforzar la red.

2. Topología de la Red Ibérica e Interconexiones

• Aislamiento Peninsular: Aunque sincronizada con Europa Continental, la capacidad efectiva de enlace es sólo ~2 GW con Francia y ~0,5 GW con Marruecos.
• Huella Renovable: A marzo de 2025, ~55 GW instalados: 27 GW fotovoltaicos, 21 GW eólicos y 7 GW térmicos. El día del apagón, las renovables cubrían ~80 % de la demanda.
• Enlaces Insuficientes: Proyectos clave (mejora AC Baixas–Santa Llogaia, HVDC en el Golfo de Vizcaya) retrasados por trámites y disputas tarifarias, mantuvieron la península como “isla energética”.

3. Inercia en Sistemas Eléctricos: Teoría y Aplicación

3.1 Inercia Física y Dinámica de Frecuencia
• Masa rotacional (H):
o Energía cinética: es igual a la mitad del momento de inercia (J) multiplicado por el cuadrado de la velocidad angular (?).
o Constante de inercia H: resulta de dividir esa energía cinética por la potencia aparente nominal (S nominal). El resultado se expresa en segundos.
• Ecuación de Swing:
o Describe cómo varía la aceleración del rotor en función del desequilibrio entre potencia mecánica y eléctrica, además del efecto de amortiguamiento por desviación de frecuencia.
o En palabras: la aceleración angular (segunda derivada del ángulo de rotor) es proporcional a la diferencia entre la potencia de entrada (Pm), la de salida (Pe) y la fricción o amortiguamiento (D • ??), todo ello multiplicado por la velocidad síncrona (?s) y dividido por dos veces la constante de inercia (2•H).
o Cuanto mayor es H, más se suavizan o atenúan las variaciones de frecuencia.

3.2 Soluciones de Inercia Sintética
• Condensadores Síncronos: Máquinas giratorias sin turbina, aportan inercia mecánica y apoyo en cortocircuito.
• Inversores Formadores de Red: Electrónica de potencia que emula inercia mediante control, pero sin el amortiguamiento físico de la masa rotacional.
 
4. Penetración Renovable y Déficit de Inercia

• Menor Generación Síncrona: Al bajar plantas térmicas para acomodar PV y eólica, la inercia pasó de ~4 s en 2020 a ~1,2 s en abril de 2025.
• Generación por Convertidores: Los inversores fotovoltaicos se desconectaron en la perturbación, incapaces de prestar inercia, provocando un RoCoF de 1,8 Hz/s, por encima de los umbrales de protección.
• Estudio de Caso: Una avería de 500 MW en CCGT en 2023 generó 0,3 Hz/s de RoCoF; el mismo evento en 2025 produjo 1,8 Hz/s.
 
5. Respuesta Dinámica de Frecuencia y Controles

5.1 Reservas Primarias y Secundarias
• Primarias (FCR): Respuesta en 0–30 s de unidades síncronas y parte de parques eólicos. Insuficiente al haber pocas térmicas en servicio.
• Secundarias (aFRR): 30 s–15 min con unidades despachables y demanda gestionada, demasiado lentas para el colapso en <5 s.

5.2 Deslastre de Carga por Baja Frecuencia (UFLS)
• Descoordinado: relés en 49,5 Hz actuaron tras 0,9 s, demasiado tarde para frenar la caída de 50,0 a 47,9 Hz en los primeros instantes.
 
6. Tarifas de Transmisión y Barreras Económicas

• Estructura Tarifaria: 65 % de ingresos va al gestor y TDUs, desincentivando nuevas líneas que diluirían sus ingresos nacionales.
• Falta de Enlaces Mercantiles: Ausencia de subastas independientes que atraigan capital privado para interconectores.
• Consecuencia: Proyecto de condensadores síncronos y baterías a gran escala sin viabilidad económica y bloqueados por la inestabilidad de las tarifas.
 
7. Implicaciones Inversoras en Red y Almacenamiento

7.1 Necesidades de Almacenamiento
• Corto Plazo (Inercia): 5–10 GW de condensadores síncronos o inversores con inercia virtual real.
• Largo Plazo (Desfase): 15–20 GW×4 h de baterías o bombeo para suavizar PV diurno y viento estacional.

7.2 Refuerzos de Red
• Capacidad Transfronteriza: Ampliar Francia–España a ?5 GW AC y añadir 2 GW HVDC a Marruecos.
• Topología Mallada: Mejorar cumplimiento N-1 con circuitos redundantes en el centro peninsular (Madrid–Zaragoza).
 
8. Recomendaciones y Plan de Acción

1. Instalación de Soporte Síncrono: Desplegar 3 GW de condensadores en nodos críticos (Almaraz, Andalucía).
2. Respuesta Rápida de Frecuencia: Obligar a nuevos parques eólicos y solares a funcionar en modo “grid-forming”.
3. Reforma Tarifaria: Adoptar pricing nodal y subastas de interconexores para atraer capital privado.
4. Aceleración Regulatoria: Unificar permisos de almacenamiento y refuerzos bajo un marco “Seguridad Energética”.
5. Armonización de Códigos: Alinear los códigos de red españoles con los estándares DIN europeos de respuesta inercial.
6. Planificación a Largo Plazo: Incluir métricas de inercia y estabilidad en el próximo PNIEC y TYNDP 2030–2040.

Sin estas actuaciones, la transición hacia Net-Zero 2050 en la UE incrementará las vulnerabilidades. La lección ibérica es inequívoca: la energía renovable debe equilibrarse con masa rotacional y robustez de red o los apagones serán tan inevitables como previsibles.

SITUACION INTERNACIONAL CAUSADA POR LAS ENERGÍAS RENOVABLES

1. Precios negativos y retos operativos

• Durante primeras semanas de mayo de 2025, los precios mayoristas de la electricidad cayeron en varios países (Bélgica, Alemania, Países Bajos) hasta niveles medios de –160 €/MWh en las horas centrales del día, alcanzando mínimas de –266 €/MWh en Bélgica.
• Francia llegó a pagar sumas muy elevadas por deshacerse del excedente renovable para evitar apagones.
• Los pequeños productores fotovoltaicos, sin subvenciones operativas, sufren desventajas frente a las grandes compañías integradas.
• En Grecia, desde el 1 de mayo de 2025 los precios en el mercado day-ahead han llegado puntualmente a –50 €/MWh.
• Estas situaciones de emergencia, aunque costosas, ya se han vivido antes; se buscan paliativos colaborando con redes vecinas, pero la semana pasada España sufrió un incidente grave relacionado con esta inestabilidad.

2. Geopolítica y seguridad de las redes

• La crisis energética de la UE obliga a reforzar la resiliencia y la seguridad de las infraestructuras: la interdependencia es clave para asegurar el suministro.
• Se señalan “islas energéticas” como Chipre o zonas de Grecia aún desconectadas del gran entramado europeo, lo que evidencia la necesidad de nuevas inversiones en interconexiones.
• En el norte y centro de Europa, los operadores de redes publicaron un estudio para optimizar el comercio eléctrico entre zonas manteniendo la seguridad de suministro.
• Proyectos pendientes en el sureste incluyen GIS y GREGY (interconexiones Israel–Chipre–Grecia y Egipto–Grecia).
• Turquía impulsa un corredor eléctrico que una el Cáucaso con la UE (memorando en Bakú entre Turquía, Bulgaria, Georgia y Azerbaiyán, llamado “Proyecto de Comercio y Transmisión de Electricidad Verde”), proponiéndose como alternativa frente a la GREGY, que la UE apoya ahora sobre GIS.
• Canadá avanza hacia una menor dependencia energética de EE. UU., aprovechando sus vastas reservas de petróleo (3. mayores del mundo) y explorando exportaciones de GNL por el Pacífico, ampliación de centrales hidroeléctricas y explotación de minerales críticos.
• China desarrolla capacidades para intervenir cables submarinos a profundidades de hasta 4 000 m, subrayando la creciente importancia estratégica de la infraestructura marítima en energía, comunicaciones y seguridad.

3. Doble filo de la interconexión

• Aunque las redes más entrelazadas facilitan cooperación, estabilidad y eficiencia económica, también generan vulnerabilidades:
o Técnicas (fluctuación de renovables, falta de almacenamiento, ciberataques).
o Políticas y militares (países que controlan pasos clave pueden influir en precios, inversiones y alianzas, o desencadenar disputas).
En definitiva, la transición hacia renovables y la globalización de las redes eléctricas ofrecen enormes beneficios, pero exigen robustos mecanismos de equilibrio, seguridad y gobernanza para evitar tanto fallos técnicos como tensiones geopolíticas.

Autoría: Elena Muñoz. Ingeniera de Sistemas Eléctricos – Especialista en Dinámica de Redes

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