Red Eléctrica (REE) ha presentado este miércoles, por boca de su directora general de Operación, Concha Sánchez, su informe sobre el apagón, que ha titulado Incidente en el Sistema Eléctrico Peninsular Español el 28 de abril de 2025. Y el documento en cuestión resulta sencillamente inequívoco. Sin medias tintas. El Operador del Sistema (OS) eléctrico nacional, identificado como uno de los mejores OSs del mundo, señala con precisión cronológica, en milisegundos, la sucesión de hechos que desencadenaron el primer cero energético de la historia de España. En síntesis (abajo recorreremos esa sucesión, evento por evento), lo que sucedió el día 28 de abril, según REE, es que un megaparque solar fotovoltaico de Badajoz registró dos oscilaciones forzadas que conllevaron una subida de tensión (REE no identifica esa instalación en su informe, pero su perfil coincide con el parque Núñez de Balboa, de 500 megavatios, de Iberdrola) y que una subestación de Granada (donde la red es de Endesa) se desconectó de manera injustificada, lo que desencadenó la subida de tensión que acabó en cero.
La primera "oscilación forzada" de las dos protagonizadas por el parque de Badajoz (registrada a las 12.03 horas) provoca "una bajada de la tensión media con fluctuaciones de la tensión de hasta 30 kV" (la tensión en la red de transporte, que es la red que opera REE, se sitúa entre 375 y 435 kilovoltios en las instalaciones de 400 kilovoltios).
El Operador del Sistema, Red Eléctrica, identifica pues lo que podría ser el principio de todo y, sobre la causa, dice literalmente lo siguiente: "es probable que la oscilación fuese causada por un mal funcionamiento de un control interno o por una anomalía interna de la planta, que deberá aclarar el propietario de la misma. Se ha revisado la otra planta que evacúa a la red de transporte a través de la misma instalación de enlace, así como otras que evacúan en subestaciones próximas, y la única que oscilaba -concreta REE- era la indicada".
La directora general de Operación, Concha Sánchez, añadía el miércoles "y no es la primera vez que observamos este comportamiento".
El caso es que REE resuelve ese primer "evento" con soluciones de control de tensión. Pero el parque vuelve a las andadas y se produce otra "oscilación forzada" (mismo origen) a las 12.16 horas. "Durante el análisis del incidente se ha concluido -dice REE en su informe- que la oscilación y su repetición no era natural del sistema, era forzada". Red Eléctrica, resuelve también esta segunda oscilación.
Llegados aquí, el informe de REE recoge un apunte importante: "la oscilación de la planta llevó a tomar medidas para amortiguar las oscilaciones que se estaban sufriendo en el sistema que redujeron los márgenes de control de la tensión del mismo".
Se reducen los márgenes de control, pues, pero la tensión ha estado hasta ese momento siempre en rango (entre 375 y 435 kV) y siempre (y he aquí otro detalle clave) ha sido subtensión, no sobretensión.
Pues bien, un cuarto de hora después es cuando sucede el tercer y probablemente definitivo evento. A las 12.32.57 horas se desconecta un transformador 400.220 de la red de evacuación en una instalación ubicada en la provincia de Granada (la red de distribución en Granada es de Endesa).
"Lógicamente -señalaba la directora de Operación de REE el miércoles-, cuando se desconecta este transformador, la generación también se desconecta (...). Y sabemos que se desconectó por la actuación de una protección en el lado de Baja Tensión del transformador y tenemos constancia de que en ese momento la tensión en la red de transporte estaba por debajo de 418 kilovoltios, estamos hablando de una tensión completamente en rango y de un disparo que no está justificado".
Disparo no justificado (que "apaga" 355 megavatios de generación) al que le sigue una subida (ahora sí es subida) de tensión. Y, a partir de aquí, ya sí que todo se precipita.
A las 12.33.16,460 horas, es decir, aproximadamente 19,5 segundos después del disparo no justificado de Granada, volvemos a Badajoz (donde la red es de Iberdrola y Endesa) y allí sucede lo mismo: hasta dos subestaciones se ven implicadas en desconexiones de generación. Desconexiones que "apagan" hasta 727 megavatios de generación cuando "la información disponible indica que el nivel de tensión -señala rotunda REE en su informe- estaba dentro de límites antes de estas desconexiones". O sea, que estaríamos también ante desconexiones no justificadas.
Lo que dice literalmente el informe (página 11)
«Al venir de tensiones más bajas y comenzar a subir éstas, se infiere que los transformadores de la subestación colectora de generación venían con una toma adecuada para mantener la tensión en la subestación de 220 kV y en la red de evacuación asociada. Al comenzar a subir las tensiones los cambiadores de tomas no se movieron lo suficientemente rápido»
El resultado de esa insuficiencia, el resultado de esas desconexiones (y consecuente pérdida de generación) es el mismo: vuelve a subir la tensión (ahora sí es nuevamente sobretensión, subida) y, a partir de ahí, llega la cascada de desconexiones y todo suma cero. Energético.
Energías Renovables estuvo el miércoles en la presentación del informe de REE, presentación que condujo la directora de Operación del OS, Concha Sánchez. Extractamos a continuación, por su evidente interés, el contenido de esa presentación. Reseñamos en rojo algunos de los fragmentos más destacados y hemos querido incluir entre corchetes aportaciones propias que tratan de dar contexto. Sánchez arranca explicando...
«Los parámetros de control del sistema son la frecuencia, la tensión en la red de transporte y el nivel de carga de los elementos de la red de transporte.
Los rangos admisibles para la tensión en la red de transporte se sitúan entre 375 y 435 kilovoltios en las instalaciones de 400 kilovoltios y entre 200 y 245 kilovoltios en nuestra red de 220 kV.
Cómo se hace el control de tensión en la red de transporte
Tenemos por una parte lo que se denomina control estático, acciones del operador del sistema sobre elementos de la red de transporte. Son acciones –vamos a decirlo así- digitales: conectamos, desconectamos. Hablamos de conectar, desconectar reactancias; conectar, desconectar líneas, para conseguir un menor o mayor mallado de la red de transporte, con el fin de controlar la tensión. Son elementos discretos, solo tienen dos posiciones. Están o no están conectados.
Hay otro control que es lo que llamamos el control en términos de factor de potencia. ¿Tensiones altas? La obligación es absorber reactiva. ¿Tensiones bajas? Inyectar reactiva. Esto aplica [si estoy inyectando equis de potencia activa tendré que absorber la parte que corresponda de reactiva] a los consumidores conectados a la red de transporte [que es la red de REE] a los distribuidores [Endesa, Iberdrola, Naturgy, EDP] en los puntos frontera con la red de transporte y a todas las instalaciones de generación renovable, cogeneración y residuos.
Y por último tenemos el control dinámico de tensión, al que están obligados [Procedimiento Operativo 7.4] todos los generadores convencionales: nuclear, carbón, ciclos combinados e hidráulica, mayores de 30 megavatios, conectados a la red de transporte.
[El 100% de la potencia nuclear instalada en España es propiedad de solo cuatro empresas (Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP); prácticamente el 100% de la potencia hidráulica nacional (más de 30 MW) es propiedad de Iberdrola, Endesa y Naturgy; y 18.000 de los 26.000 megavatios de ciclos combinados pertenecen a las mismas empresas]
Como digo hay una parte obligatoria en este procedimiento. Y si nosotros detectamos que podría haber una necesidad adicional a la que proporciona el mercado, pues actuamos conforme a protocolo.
[REE consideró el día 27 que había una necesidad adicional, y programó diez centrales térmicas. Una se declaró indisponible el mismo día 27; REE reevaluó y añadió medidas para compensar esa indisponibilidad y seguir manteniendo el sistema en condiciones de operación normal]
Hasta aquí he definido cómo trabajamos.
Situación antes del incidente.
La situación en el sistema es absolutamente normal, similar a la de cualquier otro día laborable, de primavera. Nada hacía presagiar ni predecir remotamente los sucesos que acontecieron.
Nosotros hablamos de cinco eventos
El primer evento comenzó a las 12.03. El sistema empezó a sufrir una oscilación forzada que provoca una bajada del nivel de tensión, con unas fluctuaciones de hasta 30 kilovoltios en el nivel de 400 kilovoltios (hubo nudos variando entre 375 y 410 kilovoltios). [El rango admisible va de 375 a 435].
Esta situación se mantiene durante 4 minutos y 42 segundos. Frente a esas fluctuaciones el operador del sistema tiene que actuar inmediatamente. El sistema no puede estar oscilando porque es una situación peligrosa. Para amortiguar esta oscilación, tenemos una serie de procedimientos técnicos, procedimientos coordinados con el operador del sistema francés, en este caso.
Entre ellos, conectar líneas que tuviéramos desconectadas en la red de transporte, reducir la exportación de España a Francia, y además cambiar la forma en la que estábamos operando el enlace de corriente continua entre España y Francia del modo de funcionamiento en el que se emula como si fuera una línea de corriente alterna a otro modo de funcionamiento en el que se marca una consigna fija.
La razón de esto es bastante simple. Cuando marcas una consigna fija, ese es un elemento que no va a hacer que crezca la oscilación. Y además lógicamente tomamos las medidas en lo que eran nuestros elementos: habíamos visto una oscilación que llevaba las tensiones a bajas tensiones, con lo cual desconectamos reactancias… Tras esas actuaciones, la oscilación se corrige.
Sin embargo, esta oscilación se vuelve a reproducir. Exactamente a las 12.16. Y otra vez volvemos a ver oscilaciones con la misma frecuencia y observamos unas tensiones bajas, entre 380 y 405, pero dentro de rango. [El rango es 375-435].
Seguimos desconectando reactancias para mejorar el nivel de tensión.
En todo caso, voy a repetirlo muchas veces, siempre dentro de los rangos de operación.
¿Origen de esa oscilación?
Una oscilación forzada que ya en algún momento se comentó que tenía una ubicación aproximada en la zona suroeste del sistema, una oscilación que tenemos perfectamente identificada. No puedo compartir con ustedes esa identificación porque estoy sujeta a la confidencialidad que me marca la normativa.
Ese comportamiento oscilatorio se ha identificado en una planta fotovoltaica, que denominaremos planta fotovoltaica A, en la provincia de Badajoz, conectada a la red de transporte. Y no es la primera vez que observamos este comportamiento.
Analizando las condiciones en el punto en el que esta planta se conecta a la red de transporte, podemos decir que hay otras plantas conectadas en el mismo punto de conexión a la red de transporte que no presentaban este comportamiento.
La causa de la oscilación de esta planta, que podría deberse a un funcionamiento incorrecto de los controles internos, lógicamente deberá ser aclarada por el propietario de la planta.
[La directora general de Operación de REE no identifica esa instalación, que podría ser Núñez de Balboa, de 500 MW, de Iberdrola, única de ese tamaño en la zona. REE dice en su informe en un momento dado que “la Planta Fotovoltaica A había cambiado su producción a las 12:15 h de 250 MW a 350 MW”].
Se amortigua esta oscilación en sus dos episodios.
Y llegamos a las 12.19, al Evento 2, que también es un evento de carácter oscilatorio, pero muy diferente.
Cuando estábamos acabando de tomar las medidas para amortiguar el segundo episodio de la oscilación anterior, comenzó una oscilación ahora de tipo natural.
Es una oscilación conocida en el sistema eléctrico europeo. Cuando este sistema oscila, sus extremos, España y Turquía, oscilan más. Y somos podríamos decir grandes conocedores de estas dinámicas oscilatorias.
Y digo que cuando estábamos en esa situación de finalizar la amortiguación segunda (ya teníamos las tensiones en valores prácticamente nominales; habíamos llegado prácticamente a ese equilibrio perfecto que buscamos)… empezamos a tener esta otra oscilación, diferente. Su frecuencia es distinta. Estamos hablando de una oscilación de 0,2 herzios.
[La de la planta fotovoltaica era de 0,6 herzios].
Ahora… partíamos de valores nominales [tras los dos primeros episodios] y volvemos otra vez a tener oscilaciones que llevan al sistema a ligeras subtensiones. Entre 375 y 412 kilovatios. O sea, dentro de rango.
Acciones: volvemos a aplicar los protocolos. Volvemos a hablar con Francia. Y hacemos una reducción adicional del intercambio exportador, y también hacemos una reducción del intercambio exportador que tenemos hacia Portugal. En ese momento nos hemos colocado en una reducción con Francia acumulada de 1.300 MW y una reducción con Portugal de 545 [reducción de 2.545 a 2.000].
Entre el Evento 2 y el Evento 3 hemos identificado otras dinámicas. Cuando estábamos recuperándonos, cuando ya estábamos amortiguando la oscilación, empezamos a observar que, todavía dentro de los rangos de tensión admisibles que marcan los procedimientos de operación, empieza a subir la tensión en el sistema.
Y aquí no identificábamos ninguna condición fácilmente observable. Y hemos hecho un estudio muy pormenorizado.
Hemos hecho un estudio en el que hemos estado viendo lo que ocurría en los puntos Transporte-Distribución y hemos visto que desde la red de distribución se estaba produciendo una inyección de 760 megabares de reactiva en todo el conjunto del sistema. En algunas provincias, valores más destacados: Madrid y Valencia eran las provincias donde las redes de distribución estaban inyectando más [reactiva].
[La red de Madrid es de Iberdrola; la red de Valencia, también].
En otros puntos no solo no se estaba inyectando, sino que se estaba absorbiendo. El valor que he dado es el valor del conjunto del sistema.
Y además identificamos que hay un crecimiento anómalo de la demanda que nosotros vemos desde la red de transporte. Es un crecimiento prácticamente instantáneo. Y la demanda la conocemos muy bien y no se comporta así.
Ese incremento anómalo de demanda en realidad es desconexión de generación. Entre los efectos, nuestra exportación programada se reduce, el transporte que se estaba produciendo desde la península ibérica hasta Francia se reduce. El flujo por las líneas de transporte se reduce. Y cuando las líneas están poco cargadas generan reactiva. Otra vez estamos en un efecto que incrementa la tensión.
Hasta este punto, hemos tenido dos eventos oscilatorios (uno, con varios episodios). Uno forzado, otro natural. Hemos respondido a todos. Y todo ello nos lleva a una tendencia de subida de tensiones en el sistema, una parte por las medidas que estamos obligados a tomar como operador del sistema y otra parte por el propio efecto en el sistema de desconexiones de generación. Vuelvo a repetir que seguimos con las tensiones dentro de los rangos de operación.
Evento 3
Se había identificado una pérdida de generación en una subestación en la provincia de Granada. Este es el primer disparo. Nosotros llamamos disparos a las desconexiones, disculpen el argot. Este evento inicialmente lo habíamos identificado como compatible con desconexión de generación. Pero vamos a ser más precisos: lo que se desconectó fue un transformador 400.220 de la red de evacuación en una instalación ubicada en la provincia de Granada. Lógicamente cuando se desconecta este transformador, la generación también se desconecta (...). Y sabemos que se desconectó por la actuación de una protección en el lado de Baja Tensión del transformador y tenemos constancia de que en ese momento la tensión en la red de transporte estaba por debajo de 418 kilovoltios, estamos hablando de una tensión completamente en rango y de un disparo que no está justificado. [El rango es 375-435 kv].
Esta desconexión va a provocar la pérdida de 355 megavatios de generación, pero también vamos a perder la parte de absorción de reactiva que estaba acompañando a esta generación. Recuerden el factor de potencia del que les hablaba. Perdemos la generación de potencia activa y deja de absorber reactiva. Deja de absorber reactiva, suben las tensiones.
Y otra vez lo mismo: perdemos generación, reducimos flujos exportadores, nuestras líneas se descargan más… ¿Efecto? Subida de tensiones.
¿Por qué disparó Granada?
No podemos dar la explicación precisa, pero sí tenemos una posible explicación: si la red de transporte mantenía las tensiones muy lejos del valor máximo de los rangos, podemos pensar que la gestión de tensión de esas redes (que no hace REE) y viniendo como veníamos de un momento de bajas tensiones, pues podemos pensar que no se había hecho una adaptación suficientemente rápida a las tensiones que habían aparecido. Hablamos de cualquier medida que deba llevarse a cabo dentro de esas redes que repito no gestionamos.
El Evento 3 [lo que Sánchez ha calificado de disparo “no justificado”, Granada], con nuestros datos, claramente es una desconexión que no debería de haberse producido.
Diecinueve coma cinco segundos más tarde, exactamente a las 12.33.16, se produce una nueva desconexión de generación renovable conectada en una subestación de la red de transporte de la provincia de Badajoz. En esa desconexión se pierden 582 megavatios.
Pero es que además 0,35 segundos más tarde se produce otra desconexión, ahora de 145 MW, en una subestación en la provincia de Badajoz. Las dos estaban en la provincia de Badajoz.
En estas subestaciones, la red de transporte, el punto de conexión de la red de transporte, seguía teniendo valores de tensión dentro de los rangos. Aquí se vuelven a desconectar 727 megavatios.
Perdemos generación de activa, perdemos la absorción de reactiva, se reduce el flujo por las líneas, y volvemos a tener un efecto de subida de tensión. Es razonable inferir lo que he comentado antes: no se había producido una adaptación suficientemente rápida al cambio de perfil de tensión en el sistema.
Y llegamos al evento 5
Ahora, a diferencia de lo anterior, tenemos identificada la desconexión en varios puntos. 834 MW en un primer momento. Volvemos a ver un crecimiento extraño de la demanda. Hacemos nuestras cuentas. Estimamos que la pérdida de generación renovable alcanza los 1.150 MW. Mismo efecto. Pérdida de absorción de reactiva. Hasta este momento, he venido repitiendo insistentemente que las tensiones estaban dentro de los rangos…
A partir de un momento dado ya hemos sufrido una desconexión superior a 2.000 MW de generación en la red de transporte, además de un volumen considerable en generación en redes de distribución o no observables.
En este punto ya no fue posible mantener la tensión.
Las anteriores desconexiones no se justifican. A partir de este momento sí podemos empezar a hablar de sobretensiones en la red.
Frecuencia
Con el volumen de generación que se había desconectado, ahora sí que ya empieza a haber un desequilibrio generación-consumo. El parámetro que nos mide ese equilibrio es la frecuencia y aquí es donde empezamos a ver unas caídas de frecuencia muy importantes. En los anteriores episodios ha habido un impacto en la frecuencia (siempre que hay una desconexión de generación hay un impacto en la frecuencia), pero se mantuvo suficientemente estable. A partir del Evento 4 es cuando cae la frecuencia. En principio la frecuencia no baja muy abruptamente, pero con el último evento sí que podemos ver que la caída de la frecuencia es muy importante.
Y ahora sí que empieza una actuación que podríamos decir que es una carrera entre las subidas de tensiones, las desconexiones por sobretensiones, ahora sí están justificadas, una carrera de los mecanismos de defensa, deslastres de grupos de bombeos que estaban consumiendo energía, deslastres de consumidores para tratar de equilibrar el sistema… pero en esta caída en cascada de generación por sobretensiones, a medida que vamos actuando (porque la frecuencia iba cayendo), ya no fue posible que el sistema se equilibrase.
Todos estos mecanismos de defensa están diseñados para conseguir equilibrar el sistema cuando tenemos desbalances, desbalances generación-consumo. No hablamos de tensiones. No hablamos de reactiva.
Y, ¿qué ocurre?
Pues que, cuando vamos equilibrando frecuencia, cuando retiramos demanda, consumo del sistema, también tenemos un efecto de subida de tensión.
Podemos decir que a partir del Evento 4 lo que ha venido produciéndose es ese efecto cascada por sobretensiones que no han podido evitar los mecanismos de defensa que actúan sobre la señal de frecuencia.
La frecuencia debe ser 50
Cuando llegamos a 49,5 hercios, según procedimiento, vuelvo a repetir, todos los escalones de deslastre tienen fijados tanto con qué valor de frecuencia se tienen que activar, como con qué temporización se tiene que activar. Según lo establecido, se desconectaron 2.000 megavatios de bombeo hidráulico, pero también un grupo de ciclo combinado al que no le correspondía desconectarse en ese momento, y que contribuyó a que la frecuencia cayera más y que supuso uno de los grupos con obligación de control dinámico de tensión ya no estuviera en el sistema.
Con 49,3 hercios se desconectan 588 megavatios adicionales de bombeo y alcanzamos los 49 hercios, que es cuando ya se empieza a desconectar consumo.
El primer escalón de consumo es la desconexión de los consumidores directamente conectados a la red de transporte, unos 1.400 megavatios. Se puede afirmar que ese deslastre funcionó correctamente de acuerdo al diseño.
El detalle de la desconexión del consumo en las redes de distribución no puedo valorarlo porque, entre otras cosas, es una información que tampoco dispongo en este momento.
En este momento, con toda esta caída de frecuencia, desconexiones por sobretensión, también llegamos a la desconexión del sistema español del sistema marroquí.
Los sistemas interconectados responden a leyes físicas. El sistema marroquí estaba inyectando en el sistema español 314 megavatios porque veía una señal de frecuencia y entonces de forma síncrona aportaba al sistema español. Pero, al desconectarse, pues también perdimos en la zona sur esta aportación.
Para que lo que estaba sucediendo en la península ibérica no se contagiase al resto del sistema europeo actuó lo que se llama una protección de pérdida de sincronismo en las líneas de alterna que conectaban España con Francia y a partir de ese momento empezamos a estar desconectados síncronamente España y Portugal del resto del sistema europeo.
1,1 segundos después de esta desconexión de sincronización con 47,79 hercios del resto del sistema europeo –uno coma un segundos después, digo- se desconecta un primer grupo nuclear.
758 milisegundos después un ciclo combinado.
70 milisegundos después dos nuevos grupos nucleares y 60 milisegundos más tarde otro ciclo combinado adicional.
Y finalmente también se desconecta la línea de interconexión en continua que teníamos en consigna fija entre España y Francia.
Finalmente, a las 12 horas, 33 minutos y 24 segundos, es decir, 27 segundos después del Evento 3 de desconexión de una instalación de evacuación en la provincia de Granada, se produce la caída del sistema español peninsular y se alcanza el cero total del sistema.
La dinámica que habíamos visto hasta el Evento 3 (estamos hablando de acciones, decisiones, protocolos), como pueden entender, en ese tiempo, lo que funcionaban eran automatismos, sistemas de defensa y la física que está definida para un sistema síncrono y para todos los elementos que se conectan.
Vuelvo a repetir que nuestro análisis técnico, nosotros solo hacemos análisis técnicos, está basado fundamentalmente en los datos de nuestro sistema, datos de máxima fiabilidad, de hasta 20 milisegundos.
Con esta precisión temporal hemos podido identificar qué era causa y qué era efecto. Porque en una concatenación de eventos tan rápida es muy importante identificar qué y cuándo pasa y evaluar cuál es el efecto que tiene para los siguientes milisegundos.
Estamos sometidos a obligaciones de confidencialidad, de confidencialidad marcada por la normativa respecto a datos de terceros y de la confidencialidad que también nos han exigido esos terceros en sus comunicaciones.
Nosotros hemos respetado estas obligaciones en todas nuestras comunicaciones. Pero además hemos dicho que nosotros nos regimos por un principio de transparencia.
Nosotros hemos dado autorización para que nuestros análisis, nuestros datos, el nombre de nuestra compañía aparezca en los informes de los reguladores. Y no solo esto, también hemos compartido, vuelvo a repetir, estos registros cada 20 milisegundos con los sujetos que nos los han solicitado.
No hemos podido compartir información que implicaba terceros por las obligaciones de confidencialidad.
Desconozco si otros han actuado o los motivos que les han llevado a actuar de otra manera.
Y vamos ya a las conclusiones: el desarrollo del incidente, partiendo de esas 12 horas del día 28, tiene una serie de hechos, hechos registrados con datos, que van desde la oscilación forzada de las 12.03, su reiteración, su posible influencia en la oscilación natural que más tarde se produjo, las primeras desconexiones de instalaciones de evacuación de generación renovable y generadores conectados a éstas no justificadas.
Vuelvo a repetir que los parámetros registrados indican que las condiciones de tensión en la red de transporte estaban dentro de los rangos admisibles.
Y unido a la falta de absorción de reactiva de los generadores que tenían obligaciones de cumplimiento de control dinámico de tensión PO 7.4 desembocó en una situación de sobretensiones, ahora sí ya fuera de rangos admisibles y que llevó a la desconexión en cascada de la generación en el sistema, sin que los mecanismos de defensa basados en señales de frecuencia pudieran llevar el sistema a un funcionamiento equilibrado.
Querría llamar la atención sobre lo que nosotros consideramos aspectos muy relevantes de lo que ocurrió el 28 de abril.
Primer aspecto muy relevante: las oscilaciones forzadas que se detectan por primera vez a las 12.03 con amplitud significativa y que inequívocamente tienen como origen un mal funcionamiento de controles de una planta de generación.
[La denominada planta fotovoltaica 1, que probablemente sea el megaparque solar Núñez de Balboa, de Iberdrola. La directora general de Operación de REE en ningún momento identifica esa planta, pero es la única de Badajoz que tiene más de 350 megavatios de potencia, dato (el de los 350 MW) que sí menciona REE en su informe].
Vuelvo a repetir que estos fenómenos oscilatorios son peligrosos y por sí mismos ya han llevado en ocasiones a otros sistemas a un cero.
Aumentar el amortiguamiento y eliminar estos fenómenos en el sistema es prioritario en cuanto ocurren. Tenemos los protocolos, el nivel de conocimiento para hacerlo y lo hicimos y de hecho los fenómenos oscilatorios se amortiguaron.
Hago un inciso: el amortiguamiento y las medidas que tomó el operador del sistema para amortiguarlos supusieron iniciar algún incremento de tensión, pero en rango.
Las desconexiones no justificadas de elementos de las redes de evacuación no gestionadas por Red Eléctrica que se produjeron en los primeros momentos, Eventos 3 y 4, también colaboraron en elevar el nivel de tensiones en la red de transporte.
Y finalmente, como aspecto relevante, el incidente efectivamente muestra una insuficiencia de recursos efectivos para el control dinámico de la tensión en el momento del incidente y en concreto en la insuficiente absorción de reactiva de la generación con obligación de cumplir el Procedimiento de Operación 7.4: generación convencional, nuclear, hidráulica, ciclos combinados mayores de 30 megavatios conectados a la red de transporte que por tanto incumplieron su obligación.
Tengo que volver a reiterar aquí que nosotros efectuamos todos nuestros estudios, todos nuestros análisis, siguiendo los procedimientos de operación y bajo la premisa de que el resto de sujetos que tienen obligaciones marcadas por estos procedimientos las van a cumplir.
[El cien por cien (100%) de la potencia nuclear instalada en España es propiedad de solo cuatro empresas (Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP); prácticamente el 100% de la potencia hidráulica nacional (instalaciones de más de 30 MW) es propiedad de Iberdrola, Endesa y Naturgy; y 18.000 de los 26.000 megavatios de ciclos combinados pertenecen a las mismas empresas]
De esta forma, según nuestros cálculos, según nuestros estudios, en todo momento la programación de ciclos, de grupos, con capacidad efectiva de control de tensión proporcionaba suficientes recursos al sistema.
[Según el informe del Ministerio (página 21), fueron 10 grupos térmicos los apelados: 3 grupos nucleares y 7 ciclos combinados de gas. Zona centro (1), zona suroeste (2), zona sureste (1), zona noroeste (1), zona norte (1), zona este (2), zona levante norte (1) y zona levante sur (1). Uno de los grupos térmicos se declaró indisponible el día 27. REE reevaluó, adoptó medidas complementarias y resolvió con esas medidas esa incidencia]
En cambio, lo que nos encontramos fue que esos recursos no se prestaron de forma efectiva.
Vamos a centrarnos en qué ocurrió.
¿Qué pasó? Hemos tenido sucesivos incrementos de tensión, y un momento a partir del que la frecuencia del sistema cae, a partir después de que ocurriese la pérdida de generación, denominada como Evento 4 [Badajoz].
[Según el informe de REE, "a las 12.33.16,460 horas, aproximadamente 19,5 segundos después [de la desconexión “incorrecta” de Granada], se produce una nueva desconexión de generación en una subestación de la provincia de Badajoz que se conecta a la red de transporte a través de una subestación de 400 kV (subestación B) cuando generaba 582 MW y a los 360 ms se desconecta una planta fotovoltaica que conecta con la red de transporte en otra subestación de 400 kV (subestación C) de la provincia de Badajoz cuando generaba 145 MW. A pesar de no disponer de medidas de PMU en estas dos subestaciones, la información disponible indica que el nivel de tensión estaba dentro de límites antes de estas desconexiones"]
Y vemos también en la frecuencia unas oscilaciones que son la manifestación de esa pérdida de sincronismo que llevó a la desconexión de la interconexión con Francia.
¿Qué hubiese pasado si los generadores con obligación de cumplimiento de control dinámico de tensión, los generadores acoplados en el sistema en el momento del incidente, hubieran cumplido?
No tenemos oscilaciones, no se pierde el sincronismo, no hubiéramos tenido apagón.
Y al igual que puedo decir esto con datos absolutamente técnicos, también puedo decir que aunque hubiera habido un grupo más acoplado en el sistema no hubiera cambiado el resultado.
Recomendaciones
Las principales recomendaciones que desde entonces el punto de vista del operador del sistema debemos extraer a la vista de todo lo ocurrido.
Querría resaltar cinco de ellas.
La primera, lógicamente, es la necesidad de que se implemente de forma efectiva (para eso tendrá que estar publicado los plazos correspondientes…) el nuevo servicio de control de tensión dinámico para la red de transporte. Creo que ya es conocido este nuevo servicio de control de tensión lo que hace es que amplía los sujetos que pueden prestarlo, porque técnicamente se puede hacer y la limitación era normativa. Ha habido pilotos, llevamos años trabajando en ello. Y esto desde entonces luego es el primer punto.
Otra cuestión que también hemos identificado es que en este sistema tenemos cambios muy rápidos, cambios muy rápidos de generación en muy pocos segundos, de generación que se conecta al sistema con electrónica de potencia. Y esos cambios muy rápidos en cualquiera de los sentidos suponen también modificaciones significativas en los valores de tensión del sistema. El sistema tiene necesidad de actuar también para mitigar estos cambios muy rápidos. Lógicamente, hemos hablado bastante de control dinámico de la tensión.
Otro aspecto que creemos que es relevante como recomendación es que en la red de transporte nos dotemos de más elementos de control dinámico: estamos hablando de compensadores síncronos…
También es muy importante, y lo he mencionado a lo largo de mi exposición, establecer medidas para asegurar un adecuado control de tensión en las redes que no gestiona Red Eléctrica: redes de distribución, redes de evacuación, redes privadas de consumidores.
Y por último, consideramos absolutamente necesario que en todas las instalaciones del sistema eléctrico nos aseguremos de que haya un equipamiento que permita un registro suficiente de las variables eléctricas para permitir un análisis preciso de situaciones relevantes y en particular de incidentes como el que sufrimos el 28 de abril.
Y con esto espero haber ayudado a completar la información de que disponían»
Informe del Operador del sistema en relación con el incidente del 28 de abril de 2025
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