Informe de la North American Electric Reliability Corporation
Una investigación norteamericana revela las grietas verdes detrás del gran apagón que sufrió el sistema eléctrico ibérico
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Madrid, 28 de abril de 2025
A las 12:33 del mediodía, hora peninsular, España y Portugal entraron en la historia energética por la puerta de atrás. Un colapso eléctrico sin precedentes dejó sin suministro a toda la Península Ibérica durante casi un día, poniendo al descubierto las costuras —y los peligros— de una red que había apostado con fuerza por las energías renovables, pero sin las salvaguardas necesarias para afrontar perturbaciones graves.
El informe oficial presentado semanas después en Washington por Mark Lauby, ingeniero jefe de la NERC (North American Electric Reliability Corporation) —la corporación responsable de garantizar la fiabilidad del sistema eléctrico norteamericano—, detalla paso a paso cómo un cúmulo de vulnerabilidades técnicas terminó apagando dos países enteros.
Nota: Los suscriptores de La Tribuna del País Vasco pueden solicitar una copia del estudio por los canales habituales: [email protected] o en el teléfono 650114502
Un sistema verde, pero extremadamente frágil
España contaba antes del evento con una capacidad instalada total de 123.000 megavatios (MW), de los cuales un impresionante 66% provenía de fuentes renovables y cerca de 50% estaba basado en tecnologías con inversores (IBR, por sus siglas en inglés: Inverter-Based Resources), como los parques solares fotovoltaicos y eólicos modernos.
Este tipo de recursos, aunque limpios, carecen de la inercia rotacional de las grandes máquinas síncronas (como las centrales nucleares o de carbón), lo que significa que son mucho más sensibles a variaciones de voltaje y frecuencia. El resultado: un sistema eléctrico con “poca musculatura”, muy vulnerable a cualquier sacudida.
El minuto crítico que llevó a la oscuridad
La cronología del apagón es casi cinematográfica. A las 12:03, pequeñas oscilaciones entre las redes española y portuguesa (0,6 Hz) comenzaron a aparecer. A las 12:16, la situación se agravó con oscilaciones interregionales y un aumento paulatino del voltaje debido a que algunos DER (Distributed Energy Resources, es decir, recursos energéticos distribuidos) empezaron a desconectarse.
A las 12:32:57, España perdió de golpe 355 MW de generación, seguidos apenas 19 segundos después por otros 727 MW (en este caso incluyendo plantas solares) y, un segundo más tarde, por un tercer golpe: 834 MW adicionales, procedentes de cuatro parques eólicos y cuatro solares.
Ese encadenamiento explosivo disparó la tensión, forzando la desconexión de líneas que importaban electricidad desde Francia. A las 12:33:21, la interconexión en corriente alterna (AC) entre España y Francia quedó completamente desconectada, aislando a la Península Ibérica del resto de Europa. En solo 27 segundos, la red eléctrica de España y Portugal colapsó, y hasta las líneas HVDC (High Voltage Direct Current, es decir, Corriente Continua de Alta Tensión) que conectan Marruecos y la península se detuvieron.
¿Por qué falló todo?
El diagnóstico posterior fue claro. El sistema tenía un déficit crónico de regulación dinámica de voltaje, los generadores convencionales no ofrecieron un control fiable, y muchos de los recursos renovables fallaron en sus requisitos de "ride-through" —la capacidad de soportar breves anomalías sin desconectarse—. La propia REE (Red Eléctrica Española, el operador del sistema de transmisión en España) admitió que “cada desconexión de generación provocó un ligero aumento del voltaje, que a su vez desconectó a otros generadores, creando un efecto cascada devastador”.
Lecciones y comparaciones transatlánticas
El informe de la FERC (Federal Energy Regulatory Commission, la Comisión Reguladora de Energía Federal de Estados Unidos), presentado en una sesión pública el 26 de junio de 2025, contrastó la tragedia ibérica con el marco mucho más estricto que existe en Norteamérica.
En EE.UU. y Canadá, la NERC obliga a todos los generadores —incluyendo las plantas solares y eólicas con inversores— a operar en modo automático de regulación de voltaje bajo normas como la VAR-002-4, mientras que órdenes recientes como la FERC Order No. 901 están ampliando aún más los estudios para anticipar eventos extremos. También se ha impulsado la instalación de condensadores síncronos y sistemas STATCOM/SVC (Static Synchronous Compensators, compensadores estáticos síncronos) que aportan la capacidad de absorber o inyectar potencia reactiva para mantener estables las tensiones en la red.
Las soluciones que se plantean en España
Tras el apagón, el gobierno español emitió un informe contundente. Propuso reforzar el control y verificación del cumplimiento normativo, mejorar la capacidad de control de voltaje y amortiguación de oscilaciones, incrementar las interconexiones con Europa y revisar a fondo los procedimientos de operación y de restauración del sistema.
“Esto no es solo un problema técnico. Es un desafío civilizatorio”, admitió un ingeniero del Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems que participó en el análisis. “Si no diseñamos redes robustas, un futuro 100% renovable podría significar también un futuro con apagones frecuentes.”
El precio de la transición
El gran apagón ibérico del 28 de abril de 2025 quedará registrado como uno de los eventos eléctricos más traumáticos de Europa en el siglo XXI. Un aviso de que la lucha contra el cambio climático, aunque urgente, debe acompañarse de una infraestructura que garantice fiabilidad. Porque la luz que ahora proviene del sol o del viento necesita algo más que recursos limpios: necesita inteligencia, regulación y músculo técnico para que no se apague nunca más.
Madrid, 28 de abril de 2025
A las 12:33 del mediodía, hora peninsular, España y Portugal entraron en la historia energética por la puerta de atrás. Un colapso eléctrico sin precedentes dejó sin suministro a toda la Península Ibérica durante casi un día, poniendo al descubierto las costuras —y los peligros— de una red que había apostado con fuerza por las energías renovables, pero sin las salvaguardas necesarias para afrontar perturbaciones graves.
El informe oficial presentado semanas después en Washington por Mark Lauby, ingeniero jefe de la NERC (North American Electric Reliability Corporation) —la corporación responsable de garantizar la fiabilidad del sistema eléctrico norteamericano—, detalla paso a paso cómo un cúmulo de vulnerabilidades técnicas terminó apagando dos países enteros.
Nota: Los suscriptores de La Tribuna del País Vasco pueden solicitar una copia del estudio por los canales habituales: [email protected] o en el teléfono 650114502
Un sistema verde, pero extremadamente frágil
España contaba antes del evento con una capacidad instalada total de 123.000 megavatios (MW), de los cuales un impresionante 66% provenía de fuentes renovables y cerca de 50% estaba basado en tecnologías con inversores (IBR, por sus siglas en inglés: Inverter-Based Resources), como los parques solares fotovoltaicos y eólicos modernos.
Este tipo de recursos, aunque limpios, carecen de la inercia rotacional de las grandes máquinas síncronas (como las centrales nucleares o de carbón), lo que significa que son mucho más sensibles a variaciones de voltaje y frecuencia. El resultado: un sistema eléctrico con “poca musculatura”, muy vulnerable a cualquier sacudida.
El minuto crítico que llevó a la oscuridad
La cronología del apagón es casi cinematográfica. A las 12:03, pequeñas oscilaciones entre las redes española y portuguesa (0,6 Hz) comenzaron a aparecer. A las 12:16, la situación se agravó con oscilaciones interregionales y un aumento paulatino del voltaje debido a que algunos DER (Distributed Energy Resources, es decir, recursos energéticos distribuidos) empezaron a desconectarse.
A las 12:32:57, España perdió de golpe 355 MW de generación, seguidos apenas 19 segundos después por otros 727 MW (en este caso incluyendo plantas solares) y, un segundo más tarde, por un tercer golpe: 834 MW adicionales, procedentes de cuatro parques eólicos y cuatro solares.
Ese encadenamiento explosivo disparó la tensión, forzando la desconexión de líneas que importaban electricidad desde Francia. A las 12:33:21, la interconexión en corriente alterna (AC) entre España y Francia quedó completamente desconectada, aislando a la Península Ibérica del resto de Europa. En solo 27 segundos, la red eléctrica de España y Portugal colapsó, y hasta las líneas HVDC (High Voltage Direct Current, es decir, Corriente Continua de Alta Tensión) que conectan Marruecos y la península se detuvieron.
¿Por qué falló todo?
El diagnóstico posterior fue claro. El sistema tenía un déficit crónico de regulación dinámica de voltaje, los generadores convencionales no ofrecieron un control fiable, y muchos de los recursos renovables fallaron en sus requisitos de "ride-through" —la capacidad de soportar breves anomalías sin desconectarse—. La propia REE (Red Eléctrica Española, el operador del sistema de transmisión en España) admitió que “cada desconexión de generación provocó un ligero aumento del voltaje, que a su vez desconectó a otros generadores, creando un efecto cascada devastador”.
Lecciones y comparaciones transatlánticas
El informe de la FERC (Federal Energy Regulatory Commission, la Comisión Reguladora de Energía Federal de Estados Unidos), presentado en una sesión pública el 26 de junio de 2025, contrastó la tragedia ibérica con el marco mucho más estricto que existe en Norteamérica.
En EE.UU. y Canadá, la NERC obliga a todos los generadores —incluyendo las plantas solares y eólicas con inversores— a operar en modo automático de regulación de voltaje bajo normas como la VAR-002-4, mientras que órdenes recientes como la FERC Order No. 901 están ampliando aún más los estudios para anticipar eventos extremos. También se ha impulsado la instalación de condensadores síncronos y sistemas STATCOM/SVC (Static Synchronous Compensators, compensadores estáticos síncronos) que aportan la capacidad de absorber o inyectar potencia reactiva para mantener estables las tensiones en la red.
Las soluciones que se plantean en España
Tras el apagón, el gobierno español emitió un informe contundente. Propuso reforzar el control y verificación del cumplimiento normativo, mejorar la capacidad de control de voltaje y amortiguación de oscilaciones, incrementar las interconexiones con Europa y revisar a fondo los procedimientos de operación y de restauración del sistema.
“Esto no es solo un problema técnico. Es un desafío civilizatorio”, admitió un ingeniero del Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems que participó en el análisis. “Si no diseñamos redes robustas, un futuro 100% renovable podría significar también un futuro con apagones frecuentes.”
El precio de la transición
El gran apagón ibérico del 28 de abril de 2025 quedará registrado como uno de los eventos eléctricos más traumáticos de Europa en el siglo XXI. Un aviso de que la lucha contra el cambio climático, aunque urgente, debe acompañarse de una infraestructura que garantice fiabilidad. Porque la luz que ahora proviene del sol o del viento necesita algo más que recursos limpios: necesita inteligencia, regulación y músculo técnico para que no se apague nunca más.
