“Vuelta al apagón en la Península Ibérica el 28 de abril de 2025”

Por Claude Crampes, TSE, Universidad de Toulouse Capitole y Mathias Laffont, Unión Eléctrica Francesa

Los países que quieren ser ambientalmente virtuosos están recurriendo cada vez más a la electricidad (verde) como medio para satisfacer la mayoría de sus necesidades energéticas. Esto no está exento de riesgos ya que, al estar todos conectados a una red común, cada uno de nosotros puede verse afectado por accidentes o falsas maniobras en varios puntos de la red. Por lo tanto, garantizar la fiabilidad del sistema eléctrico es una necesidad en las economías modernas. ¿Cómo las lecciones aprendidas del gran apagón ocurrido en España y Portugal el 28 de abril de 2025 nos permiten mejorar la seguridad de nuestros sistemas eléctricos?

Tras el apagón del 28 de abril de 2025, los expertos de la red de cooperación de los gestores de sistemas de transporte de 36 países europeos (ENTSO-E) recogieron toda la información de los productores, transportistas, distribuidores y gestores de los sistemas eléctricos implicados para explicar la secuencia de acontecimientos que provocaron este gigantesco apagón.

El primer informe, publicado el 3 de octubre de 2025, es puramente descriptivo. Su propósito es “ Proporcionar un relato técnico y objetivo del accidente, basado en pruebas fácticas. y no” atribuir responsabilidad a cualquier parte Es interesante recordar que, dada la velocidad de circulación de la electricidad, los accidentes en un punto de la red tienen consecuencias casi instantáneas para todos los productores y consumidores conectados en la zona afectada y, con un breve retraso, para los de las zonas interconectadas.

Obviamente, los gestores de la red cuentan con equipos y procedimientos para reducir los efectos negativos de estos incidentes, el más simple de los cuales consiste en reducir las entregas a algunos solicitantes y/o aumentar el aporte de energía de las centrales ya activas. Pero estos ajustes marginales pueden resultar insuficientes y, para limitar la propagación de fallas, puede ser necesario desconectar algunas subredes y/o enlaces internacionales. Por tanto, España y Portugal quedaron desconectados del resto de Europa.

Sin embargo, sospechamos que si el apagón del 28 de abril de 2025 tuvo la magnitud observada en la Península Ibérica es porque las soluciones antes mencionadas no fueron aportadas en el tiempo requerido, o incluso porque resultaron inadecuadas para el problema planteado. De hecho, en su informe final del 20 de marzo de 2026, ENTSO-E destaca ” una combinación de muchos factores interrelacionados, incluidas fluctuaciones, deficiencias en la gestión de voltaje y energía reactiva, diferencias en las prácticas regulatorias

Los autores de esta publicación no son ingenieros. Más allá de todas las explicaciones técnicas que salpican las 472 páginas del informe, les llamó más la atención una observación contenida en la nota de prensa del 20 de marzo en la que se pedía que se hicieran los ajustes realizados en el sistema eléctrico ibérico ” Garantizar que los mecanismos de mercado, los marcos regulatorios y las políticas energéticas se mantengan adaptados a los límites físicos del sistema. ” Este recordatorio de la tiranía de las leyes de la física no es insignificante en un mundo donde las promesas políticas y los ataques en materia de energía ocupan los titulares y se difunden en las redes sociales.

La organización actual del sistema eléctrico europeo es un compromiso entre centralización y economía de mercado. Para comprender el mecanismo, es necesario recordar que la energía eléctrica, hasta la fecha, sólo puede almacenarse en una escala muy pequeña en comparación con las necesidades de las economías modernas (y después de una transformación temporal en otra forma de energía, por ejemplo química, térmica o potencial en estaciones de transferencia de energía por bombeo), por lo que es necesario garantizar permanentemente la igualdad entre las cantidades inyectadas y las cantidades retiradas. Siguiendo el movimiento general a favor de la introducción de mecanismos competitivos en todas las industrias de red a finales del siglo pasado, las actividades de mercado (producción y ventas) se separaron de las actividades de red cuyas características de monopolio natural no permiten una multiplicidad de actores.

Para la parte competitiva en la producción de electricidad hemos seguido el principio de la “placa de cobre”: un mercado único en el que todos los productores y compradores mayoristas presentan ofertas, en igualdad de condiciones, independientemente del lugar de inyección o retirada. A partir de estas ofertas, dentro de los límites de las interconexiones entre los distintos países, el software de mercado calcula el precio de equilibrio y las cantidades que cada postor debe inyectar o retirar. Sin embargo, queda por verificar que la red pueda soportar los flujos de energía resultantes de este proyecto de despacho. Esta es la tarea del administrador del sistema, muy a menudo el administrador de la red de transporte. Si los flujos son incompatibles con las características técnicas de las líneas y transformadores, el gestor de la red organiza un “redespacho”, aumentando o disminuyendo las inyecciones o retiradas en tal o cual nodo de la red, lo que inducirá transferencias monetarias entre agentes rechazados y agentes retirados (sobre los costes del redespacho en España).

Esta separación presenta “ventajas para los ciudadanos”, ya que inicialmente todos están en pie de igualdad y mantiene así el mito del gran mercado único. Pero tiene desventajas. La secuenciación complica las operaciones en tiempo real y elimina la responsabilidad de compradores y vendedores. Con esta organización olvidamos que el precio de un bien depende no sólo de sus características, su fecha de disponibilidad y el estado de naturaleza en el que se encuentra, sino también del lugar donde está disponible, por tanto de la congestión de las líneas. Hay otros modelos organizativos. Por ejemplo, en el noreste de Estados Unidos, el sistema eléctrico Pensilvania-Nueva Jersey-Maryland (PJM) calcula y publica precios nodales, es decir, precios vigentes en varios cientos de nodos de la red, cada cinco minutos. Esta información permite a productores y consumidores evaluar los indicadores locales de escasez de electricidad, pero también alimenta las elecciones de los candidatos a la conexión en cuanto a la mejor ubicación y los proyectos de los inversores en infraestructura para determinar los nodos a conectar con prioridad.

Sin ir tan lejos como para sugerir el uso de precios nodales, aplicando las recomendaciones para la Península Ibérica contenidas en el capítulo 9 del informe ENTSO-E, uno puede razonablemente esperar reducir los riesgos de un apagón grave. Pero, dada la complejidad de los sistemas eléctricos, no los haremos desaparecer por completo. Mark Twain escribió: “La catástrofe que termina sucediendo nunca es aquella para la que nos preparamos”. En su versión moderna, esta proposición dice: “Todo lo que probablemente salga mal, saldrá mal” (ley de murphy). Es con esta lógica que se deben diseñar los sistemas de crisis. Por lo tanto, será prudente conservar algunos billetes y monedas de repuesto para los momentos en que los sistemas de pago no funcionen, velas y cerillas para los momentos en que no haya iluminación eléctrica, y mantenerse en forma para caminar y subir escaleras durante los episodios en los que las señales de tráfico y los ascensores dejen de funcionar. tensión, caídas rápidas de suministro y desconexión de generadores en España, así como capacidades de estabilización desiguales “.

En pocas palabras, nadie es totalmente responsable y todos lo son un poco. Los fallos técnicos observados (oscilaciones, fluctuaciones de tensión, mala gestión de la energía reactiva, desconexiones automáticas inadecuadas) no pudieron corregirse aplicando los protocolos previstos al efecto. Por tanto, podemos cuestionar su plena eficacia.