El gran blackout que afectó a España y Portugal a fines de abril, está directamente vinculado con los desafíos técnicos que presenta la estabilidad de redes eléctricas con alta penetración de energías renovables. Dos enseñanzas dejan el corte: que el costo de la energía no generada es altísimo y que la transición energética no puede prescindir de una arquitectura técnica y normativa que acompañe la evolución de la matriz de generación.
Las investigaciones preliminares sobre el apagón que afectó a España y Portugal el 28 de abril de 2025 revelan que dicho evento fue el resultado de una secuencia de fallas encadenadas, cuyas consecuencias expusieron con crudeza ciertas vulnerabilidades estructurales del sistema eléctrico en un contexto de alta penetración de fuentes renovables.
Todo comenzó con la pérdida súbita de generación, que se manifestó en al menos tres incidentes registrados en el sur y suroeste de la península. Uno de estos cortes, particularmente significativo, tuvo lugar apenas 19 segundos antes del colapso generalizado, lo que refleja la extrema fragilidad de la situación previa al apagón.
Esta pérdida abrupta de potencia provocó una caída brusca de la frecuencia del sistema de 50hz, lo cual, a su vez, activó los mecanismos automáticos de protección, conduciendo a la desconexión de la interconexión eléctrica con Francia.
Para una mayor comprensión: En los sistemas eléctricos con frecuencia nominal de 50 Hz, el rango seguro de operación se sitúa entre 49,8 y 50,2 Hz, mientras que la zona de alerta se extiende entre 49,5 y 49,8 Hz por debajo, y 50,2 a 50,5 Hz por encima.
Cuando la frecuencia cae por debajo de 49 Hz o supera los 51 Hz, se ingresa en un umbral de emergencia, donde se activan mecanismos automáticos de protección. Si la frecuencia continúa descendiendo y alcanza valores entre 48,5 y 48 Hz, el sistema puede entrar en riesgo de colapso total, aunque el punto exacto de quiebre depende de la arquitectura y la resiliencia específica de cada red.
El origen
Se produjo una desconexión masiva de generación renovable, fenómeno descomunal, potenciado por el hecho de que, en el momento del incidente, la energía solar representaba cerca del 60 % de la generación total. Esta proporción tan elevada, si bien coherente con los objetivos de transición energética, implicaba una baja inercia del sistema, lo cual limitó de forma crítica su capacidad de respuesta frente a las perturbaciones.
La elevada participación de las energías renovables contribuyó a exponer debilidades técnicas latentes. Entre estas, destacan dos en particular. En primer lugar, la ausencia de inercia rotacional, propia de las centrales térmicas o hidráulicas, ya que las plantas solares y eólicas conectadas mediante inversores no aportan masa rotante al sistema. En segundo lugar, la desconexión automática de los inversores, que, ante variaciones de frecuencia o tensión fuera de rango, están programados para retirarse del sistema como medida de autoprotección. Esta conducta, aunque comprensible desde un punto de vista técnico individual, puede resultar catastrófica si se produce de manera simultánea a gran escala.
Todo caro
Para prevenir eventos similares en el futuro, distintos especialistas y organismos han propuesto una serie de medidas orientadas a reforzar la resiliencia del sistema eléctrico ante un entorno cada vez más dominado por fuentes de energ{ia no gestionables. Entre estas acciones se incluye la implementación de inercia sintética, mediante tecnologías capaces de emular el comportamiento dinámico de los generadores tradicionales, como los convertidores avanzados y los condensadores síncronos. Asimismo, se subraya la necesidad de desarrollar sistemas de almacenamiento de energía, especialmente baterías de gran capacidad, que permitan absorber excedentes y devolver energía al sistema en momentos críticos.
Otra recomendación clave es la mejora de las interconexiones internacionales, especialmente con Francia, de modo que se reduzca la condición de “isla energética” de la península ibérica, facilitando una mayor capacidad de soporte mutuo ante contingencias. Se propone también una revisión exhaustiva de los protocolos de desconexión de inversores, con el objetivo de evitar retiradas masivas ante perturbaciones de baja severidad que pueden actuar como catalizadores de colapsos más amplios.
En definitiva, el apagón español dejó al descubierto la urgente necesidad de modernizar y adaptar la infraestructura eléctrica a los desafíos que impone la transición energética.
La estabilidad del sistema ya no puede basarse exclusivamente en paradigmas heredados del pasado, sino que debe incorporar nuevas tecnologías, enfoques regulatorios y capacidades de respuesta acordes a una matriz que incorpora permanentemente energía no gestionable
Sincronismo y generación renovable
La pérdida de sincronismo, también conocida como salida de fase, es una condición técnica crítica en los sistemas eléctricos interconectados. En estos entornos, todos los generadores deben operar en armonía, coincidiendo en frecuencia, tensión y ángulo de fase. Cuando uno de ellos pierde esa correspondencia, deja de girar al unísono con el sistema, lo que genera una serie de efectos electromecánicos y eléctricos de alto riesgo. Entre las primeras manifestaciones se encuentran las potencias parásitas, es decir, corrientes activas y reactivas que circulan sin utilidad efectiva, produciendo sobrecalentamientos en generadores, transformadores o líneas, y reduciendo la eficiencia general del sistema.
Además, la interacción desfasada entre el campo magnético del estator y el rotor introduce una torsión mecánica irregular, capaz de provocar vibraciones severas, daños estructurales y pérdida de control de la máquina. Frente a estos riesgos, los sistemas de protección están diseñados para detectar la pérdida de sincronismo mediante relés específicos que, al activarse, desconectan automáticamente el generador de la red y, en algunos casos, bloquean su reconexión hasta restablecer las condiciones nominales. Sin embargo, las consecuencias no se agotan en el equipo afectado. En redes de gran escala, una pérdida de sincronismo puede provocar oscilaciones de frecuencia o tensión, distorsiones en la calidad de la energía —como el parpadeo lumínico o flicker— e incluso apagones o desconexiones en cascada que comprometen la integridad del sistema completo. Por ello, se trata de una falla grave, que exige respuestas automáticas e inmediatas.
En este contexto, la integración de generación renovable introduce desafíos particulares. A diferencia de los generadores térmicos o hidráulicos, los sistemas fotovoltaicos y eólicos modernos no operan como máquinas sincrónicas en sentido físico. Se conectan a la red mediante inversores electrónicos o convertidores de potencia, que emulan el comportamiento sincrónico por medio de algoritmos de seguimiento, en lo que se conoce como control grid-following. Esta arquitectura implica la ausencia de masa rotante, y con ella, la imposibilidad de aportar inercia al sistema o de mantener la fase en forma convencional. Aunque no puedan “salir de fase” como los generadores clásicos, sí pueden experimentar fenómenos análogos: su desacoplamiento o desconexión ante condiciones anómalas puede equivaler funcionalmente a una desincronización.
Estos riesgos se presentan, por ejemplo, ante perturbaciones como caídas de tensión, oscilaciones de frecuencia o cortocircuitos. En tales casos, los inversores suelen activar sus mecanismos de protección y se desconectan automáticamente para evitar daños. Esta conducta, si se repite de manera simultánea en múltiples unidades, puede agravar la inestabilidad general, sobre todo si los equipos carecen de capacidad de fault ride-through, es decir, de resistencia frente a fallas transitorias. Otro desafío estructural proviene de la incapacidad de los inversores para contribuir a la estabilidad de frecuencia en momentos de desequilibrio entre carga y generación. Al no poseer inercia rotacional, no amortiguan las variaciones, lo que puede acelerar la pérdida de sincronismo, especialmente en redes donde las renovables desplazan a las fuentes tradicionales.
Frente a estas limitaciones, la evolución tecnológica ha comenzado a ofrecer soluciones prometedoras. Destacan los inversores del tipo grid-forming, que no solo siguen las condiciones de la red, sino que pueden establecer una referencia autónoma de frecuencia y tensión, lo que les permite operar en entornos frágiles o incluso formar redes aisladas. Asimismo, algunos parques eólicos de nueva generación incorporan convertidores controlados por software que reproducen dinámicamente el comportamiento de una máquina sincrónica, incluyendo la entrega de inercia virtual. Esta estrategia, conocida como “sincronía sintética”, constituye un paso decisivo hacia sistemas eléctricos más resilientes y adaptados a las exigencias de la transición energética.
Responsabilidades
La empresa responsable de administrar el despacho eléctrico en España es Red Eléctrica de España (REE), que ejerce las funciones de Operador del Sistema Eléctrico y Transportista de alta tensión. En el contexto del apagón, su eventual responsabilidad se examina desde dos planos complementarios: el técnico-operativo y el regulatorio.
Como operador central del sistema, REE desempeña un conjunto de funciones esenciales para el sostenimiento del equilibrio y la estabilidad del servicio eléctrico. Entre sus atribuciones se encuentran: garantizar, en tiempo real, la correspondencia entre la generación y la demanda de electricidad; mantener la estabilidad de parámetros críticos como la frecuencia, la tensión y la inercia del sistema; ejecutar el despacho económico y técnico de la generación disponible; coordinar las interconexiones internacionales —notablemente con Francia y Portugal—; y supervisar la respuesta de todos los generadores, tanto convencionales como renovables, frente a condiciones anómalas o perturbaciones.
En primer lugar, se identificó una respuesta tardía o insuficiente de la REE frente a eventos de pérdida súbita de generación. Se registraron al menos tres eventos de este tipo, uno de los cuales ocurrió apenas segundos antes del colapso total. Ello pone en cuestión la eficacia de los sistemas de monitorización y control automático, como el AGC (Control Automático de Generación) o la activación de reservas secundarias, cuya reacción debió haber sido más veloz o contundente.
En segundo lugar, se observa una gestión inadecuada del riesgo sistémico derivado de la baja inercia, producto de una alta participación de generación solar y eólica. Esta condición reduce la capacidad de amortiguación del sistema frente a desequilibrios bruscos. REE, en su rol de operador, debió haber previsto tal vulnerabilidad y disponer anticipadamente de generación rotante de respaldo (como hidráulica o térmica), o activar reservas estratégicas para sostener el sincronismo.
Un tercer aspecto relevante es la posible falta de mecanismos de contención parcial del colapso. En sistemas eléctricos avanzados, es posible “aislar” secciones de la red (islanding) para evitar que una falla se propague y derive en un apagón total. La eficacia o ineficacia de los esquemas de defensa del sistema (conocidos como SIPS, por sus siglas en inglés) está siendo objeto de análisis, ya que su no activación o su limitada capacidad de respuesta pudo haber agravado la situación.
Se destaca la desconexión automática de la interconexión con Francia, causada por una caída brusca de frecuencia. Esta desconexión dejó a la Península Ibérica operando en forma aislada, exponiendo una debilidad estructural largamente advertida: España sigue siendo una “isla energética” con insuficiente capacidad de intercambio eléctrico con el resto de Europa, una limitación reconocida incluso por la propia REE desde hace años.
Desde el punto de vista institucional, REE es responsable técnica del sistema eléctrico nacional y debe rendir cuentas tanto ante la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) como ante el Ministerio para la Transición Ecológica. La ministra Teresa Ribera y la secretaria de Estado de Energía, Sara Aagesen, han manifestado públicamente que REE deberá justificar sus decisiones operativas, en especial por no haber activado reservas adicionales en un contexto de riesgo creciente. Cualquier posible sanción o responsabilidad legal quedará sujeta a lo que determine la auditoría oficial en curso.
En síntesis, la REE incurrió en responsabilidades técnicas al no haber anticipado ni contenido con eficacia la inestabilidad progresiva del sistema. Esto comprende fallas en la supervisión de eventos críticos, en la gestión de una red con escasa inercia derivada de la penetración renovable, y en la coordinación operativa de interconexiones y mecanismos de defensa del sistema. Sin embargo, debe subrayarse que varias de estas limitaciones no son exclusivamente atribuibles a REE, sino también al marco regulatorio, a la insuficiencia de inversiones estructurales y a debilidades en la planificación energética nacional que, en conjunto, condicionan su margen de maniobra.
Costos y perdidas
El costo de la energía no suministrada (ENS) constituye una estimación económica del perjuicio que experimentan los usuarios del sistema eléctrico cuando, por diversas razones, se interrumpe el suministro. Su propósito esencial es cuantificar el valor económico y social de aquella electricidad que, debido a fallas, apagones o desconexiones, no llega efectivamente a consumirse. En lugar de representar un costo técnico o contable, el ENS refleja una valoración económica del impacto real que dicha interrupción genera sobre la actividad de los usuarios, entendiendo por ello una pérdida tangible de bienestar, productividad o ingresos.
No se trata, por tanto, del precio que se paga por la energía, sino del valor que ésta tiene en términos de su utilidad. El cálculo del ENS se construye a partir de tres variables fundamentales. En primer lugar, se considera la cantidad de energía no suministrada, expresada habitualmente en kilovatios hora (kWh) o megavatios hora (MWh). Por ejemplo, si una planta industrial que demanda 10 MW por hora sufre un corte total de una hora, la energía no suministrada asciende a 10 MWh.
En segundo término, se estima el valor unitario del ENS, que se expresa en dólares o euros por kWh. Este valor representa la pérdida económica por cada unidad de energía no entregada y varía en función de múltiples factores: el tipo de usuario (residencial, comercial, industrial, hospitalario), la naturaleza de la actividad afectada y la existencia o no de medios de respaldo (como generadores autónomos o sistemas de almacenamiento). Dicha estimación puede provenir de encuestas, análisis sectoriales o modelos de simulación de interrupciones productivas.
La tercera variable clave es la duración y el momento del corte. No posee el mismo impacto un corte de una hora en horas de bajo consumo (por ejemplo, de madrugada) que una interrupción de varias horas durante el pico de la actividad económica. Además, también se pondera si la interrupción fue programada o imprevista, lo que puede modificar sensiblemente el valor asignado al ENS.
La formulación básica del ENS es sencilla:
Costo ENS = Energía no suministrada (kWh) × Valor ENS (US$/kWh)
Esta métrica es utilizada por distintos actores del sistema eléctrico. Los operadores de red la emplean como insumo fundamental para decidir dónde y cuándo realizar inversiones: si reforzar una línea eléctrica implica un costo de un millón de dólares, pero evita interrupciones valoradas en tres millones por ENS, la inversión se justifica plenamente. Por su parte, los entes reguladores la consideran al definir estándares de calidad de servicio, como los índices SAIDI (duración media de interrupciones) o SAIFI (frecuencia media de interrupciones).
En los análisis de riesgo, el ENS sirve para estimar el impacto económico potencial de grandes apagones o eventos catastróficos. Incluso en los mercados eléctricos organizados, donde existen mecanismos de despacho por confiabilidad, el ENS influye en la programación de generación y reservas.
Un ejemplo ilustrativo: supongamos un corte de dos horas que afecta simultáneamente a 100 industrias medianas, cada una con un consumo promedio de 500 kWh por hora. La energía no suministrada asciende entonces a 100 × 500 × 2 = 100.000 kWh. Si el valor ENS para ese sector industrial se estima en 4 dólares por kWh, el costo económico total del corte alcanza los 400.000 dólares.
En definitiva, el costo de la energía no suministrada permite medir con precisión cuánto pierde una economía o una sociedad cuando no dispone de electricidad, y se convierte en una herramienta clave a la hora de tomar decisiones sobre planificación energética, inversión en infraestructura y fijación de estándares de calidad del servicio.
Similitudes y enseñanzas
Cabe recordar el apagón de Australia del Sur en 2016 que fue un colapso eléctrico similar al de España. Ambos episodios son emblemáticos en la historia reciente de la transición energética, pues ilustran con crudeza los riesgos técnicos que pueden emerger en sistemas eléctricos con alta participación de fuentes renovables si no se acompaña dicha transformación con una infraestructura y una regulación adecuadas.
El 28 de septiembre de 2016, una intensa tormenta azotó el estado australiano de Australia del Sur, provocando el colapso de varias torres de transmisión de alta tensión. Esta pérdida física de infraestructura desencadenó una secuencia de desconexiones en la red.
En cuestión de segundos, el sistema sufrió oscilaciones de frecuencia de gran magnitud, que activaron los sistemas de protección de numerosos parques eólicos conectados al sistema regional. La mayoría de estos generadores —conectados a través de inversores electrónicos— no estaban configurados para tolerar múltiples fallas secuenciales (low fault ride-through), por lo que respondieron con desconexiones automáticas masivas. Esta retirada de capacidad de generación, en un contexto de creciente fragilidad, precipitó el apagón total del estado en menos de un minuto.
Una situación con notables similitudes con el caso que nos ocupa.
Las consecuencias institucionales de ambos eventos también presentan paralelismos. En Australia, el apagón de 2016 derivó en una profunda revisión del marco normativo: se endurecieron los requisitos de conexión a la red, se exigió a los inversores mayor capacidad de fault ride-through, y se promovió la instalación de sistemas de almacenamiento a gran escala, entre los que destaca la célebre y carísima Tesla Big Battery de Hornsdale. En el caso español, el colapso de 2025 ha reactivado debates sobre la isla energética que representa la península ibérica, la necesidad de mejorar las interconexiones con Europa y la urgencia de modernizar los esquemas de defensa del sistema para hacer frente a un modelo de generación cada vez más descentralizado y variable.
En definitiva, ambos apagones ponen de relieve una enseñanza común: la transición energética no puede prescindir de una arquitectura técnica y normativa que acompañe la evolución de la matriz de generación. La incorporación masiva de energías renovables, si bien deseable y necesaria desde el punto de vista ambiental, debe ir de la mano de un rediseño profundo de los sistemas de control, protección, almacenamiento e interconexión. De lo contrario, el riesgo de inestabilidad sistémica seguirá presente, aunque la energía provenga del sol o del viento.
