Antes de hablar del apagón: ¿cómo funciona realmente el sistema eléctrico? ¿Quién genera? ¿Quién transporta?

Desde 1998, el sistema eléctrico en España está liberalizado: las empresas generadoras compiten en un mercado eléctrico. Las que dominan el mercado son Iberdrola, Endesa (que depende de la italiana Enel), EDP (portuguesa), Acciona (centrada en renovables) y Naturgy (Unión Fenosa).

Este mercado funciona bajo el modelo marginalista: el último generador necesario para cubrir la demanda fija el precio, y esa planificación se establece el día anterior. Red Eléctrica, que opera el sistema, puede hacer ajustes para garantizar que esa planificación sea técnicamente viable, manteniendo la frecuencia, la tensión y la seguridad del sistema. Estudia la demanda y ofrece predicciones para el día siguiente. Además, existen mercados de ajuste que corrigen desviaciones entre lo previsto y lo real, especialmente relevantes en el caso de las renovables, que tienen más incertidumbre por las condiciones climáticas.

Cuando hay un apagón, un cero energético como el de lunes, ¿a qué se debe?

Se produce porque se rompe de forma súbita el equilibrio entre generación y demanda. Aunque el mercado establece una previsión, la operación real se hace en tiempo real y siempre existen errores o imprevistos. Para corregir estos desvíos, se utiliza lo que se llama reserva de potencia: plantas que no operan al 100% y pueden aumentar o reducir su producción según lo requiera la demanda. Sin embargo, mantener una reserva muy grande tiene un coste, porque implica tener capacidad de generación sin utilizar. Por eso, la normativa europea fija un límite: todo el sistema europeo comparte una reserva de 3.000 megavatios ante contingencias. Esta se reparte entre los países, y España suele contribuir con unos 500 megavatios, dependiendo de la hora del día.

¿Y esa reserva no es suficiente para impedir los apagones?

Se calcula en base a la contingencia más grave considerada creíble: la pérdida simultánea de dos grupos de una gran central nuclear, que suman unos 3.000 megavatios. Pero si el fallo es aún mayor, como ocurrió el lunes, no está preparado y entra en acción un mecanismo automático que desconecta parte de la demanda para evitar el colapso total.

¿Cómo funciona?

Este sistema busca aislar zonas afectadas sin tener que apagarlo todo. Sin embargo, en ese caso concreto hubo otros factores además del desequilibrio de frecuencia que provocaron una desconexión masiva de generadores. Eso superó la capacidad del sistema para reequilibrarse, derivando en una caída total, lo que Red Eléctrica ha descrito como «el fenómeno de los cinco segundos». Pero llegar a ese punto implica múltiples fallos previos que, aunque poco probables, terminaron ocurriendo en cadena.

Y ahí se desacoplan los famosos 15 gigavatios.

Eso fue lo último que provocó el apagón, pero antes ya se habían producido dos fallos. Según Red Eléctrica, hubo pérdida de generación en el suroeste de la península, aunque no aclararon si fue una gran central. Lo primero que se detecta es una caída de frecuencia, lo que indica que se ha perdido generación. El sistema automático logra aguantar ese primer fallo.

Pero, apenas un segundo y medio después...

Se pierde aún más generación, y provoca otra caída de frecuencia que ya no puede ser contenida porque la reserva ya se ha utilizado y reponerla lleva unos 15 minutos. Al no haber más margen de maniobra, la frecuencia sigue cayendo y eso provoca una desconexión masiva de centrales. Además, se sospecha que también hubo tensiones muy elevadas, otro factor que pudo contribuir al fallo general.

¿Es tan difícil concretar el origen del fallo? ¿Tuvo que ver con la pérdida de inercia?

Sí, la inercia es una de las claves, que es un mecanismo automático de balance vinculado a las centrales tradicionales (nucleares, de carbón, hidráulica o ciclos combinados). Estas funcionan con máquinas rotativas que giran a velocidad constante, acumulando energía cinética. Cuando hay un desequilibrio entre demanda y generación, esa energía rotante actúa de forma instantánea: si falta generación, las máquinas se frenan y liberan energía; si sobra, se aceleran un poco y absorben el exceso. Este efecto automático da al sistema tiempo para reaccionar. En cambio, las renovables no tienen inercia porque usan convertidores electrónicos, sin masas giratorias. Hay soluciones técnicas, como la inercia virtual que puede proporcionar una batería, pero la normativa actual no requiere a las plantas renovables que dispongan de ella.

¿El sistema tenía herramientas para reaccionar a ese desequilibrio?

La capacidad de reacción era limitada. Existen sistemas que pueden reforzar la inercia, como los compensadores síncronos, pero no son obligatorios, y muchos no los instalan para reducir costes. Ahora, quizás lo que pasó es que hubo un exceso de confianza, se pensó que se puede operar el sistema así. De hecho, tras el apagón, los datos muestran que Red Eléctrica ha incrementado la conexión de ciclos combinados, que ofrecen mayor estabilidad. Otro problema importante fue la tensión. Aunque la red opera a 400.000 voltios, en la práctica ese valor puede variar. Su control depende de la gestión de la energía reactiva, que en gran medida aportan los generadores rotativos tradicionales. Al haber menos de estos generadores en funcionamiento, esa capacidad de control también era menor.

La capacidad de reacción era limitada. Existen sistemas que pueden reforzar la inercia, como los compensadores síncronos, pero no son obligatorios, y muchos no los instalan para reducir costes.

¿Entonces fue un fallo múltiple?

Sí. Siempre que hay un apagón hay múltiples causas encadenadas que no se habían previsto en los análisis de seguridad. Con tanta generación renovable pueden surgir situaciones que antes no se consideraban críticas. Es previsible que el informe técnico revise estos escenarios y proponga modificaciones.

Muchas voces culpan a las renovables. ¿Comparte esa visión?

Hay mucha ideología en este debate. Están los que defienden la nuclear, los que apoyan las renovables... Pero el problema no es tanto una tecnología concreta como la falta de robustez del sistema. Si se confirma que ese fue el fallo, habrá que aplicar soluciones más robustas, que existen. Además, se detectaron oscilaciones de potencia en todo el sistema europeo, lo que indica que pudo no ser un fallo puntual, sino sistémico.

«Siempre que hay un apagón hay múltiples causas encadenadas que no se habían previsto en los análisis de seguridad. Con tanta generación renovable pueden surgir situaciones que antes no se consideraban críticas»

Algunos expertos dicen que el sistema eléctrico español es un gigante con pies de barro por falta de almacenamiento.

Esto es un fenómeno que lleva al colapso en unos cinco segundos. Entonces necesitas algo que sea capaz de responder en ese tiempo. No es tan sencillo. Las baterías podrían aportar esa inercia virtual, y robusteciendo el sistema de esa manera pues igual no habría pasado o no habría sido tan gordo. También es un poco raro que se haya caído todo el sistema y no solo una zona. Normalmente, hay mecanismos para aislar zonas y evitar que el fallo se propague. En este caso no funcionaron, y será necesario explicar por qué.

Pedro Sánchez dijo que pediría explicaciones a entidades privadas. ¿Qué papel tienen estas en el apagón?

Probablemente se refiere a las empresas generadoras de electricidad, que son privadas. Pero esas en principio no tienen un papel preponderante en este tipo de fallo. El problema se centra en la generación. No sé si es un problema de Red Eléctrica o es un problema de algunos operadores de generación que perdieron plantas cuando no debían. Ahí es donde se focaliza el debate.

¿Las plantas privadas se desconectaron porque no les salía rentable seguir activas?

Eso es a nivel de mercado. Yo puedo decidir si quiero funcionar mañana en función de los precios que van a salir en el mercado. Si no sale un precio suficiente para cubrir mis coste, decido no funcionar. Pero eso es algo previo. Una vez que las plantas ya están funcionando y estás operando en tiempo real, el precio del mercado no influye para nada porque tú ya estás operando.

¿Por qué se dice que el Estado español es una isla energética?

Aunque existen interconexiones con Europa, el sistema eléctrico de la península ibérica tiene muy poca capacidad para intercambiar energía con el exterior, concretamente con Francia. Por eso, ante una emergencia, España puede apoyarse de forma limitada en el sistema eléctrico europeo como sí lo pueden hacen países como Dinamarca, que está muy interconectada con Alemania y Escandinavia.

«El sistema eléctrico de la península ibérica tiene muy poca capacidad para intercambiar energía con el exterior, concretamente con Francia. Por eso, ante una emergencia, España puede apoyarse de forma limitada en el sistema eléctrico europeo»

¿Puede volver a pasar un apagón como el reciente? ¿Qué se puede hacer para evitarlo?

Los sistemas eléctricos se diseñan con un margen de fallo. Actualmente, la normativa europea establece una probabilidad de fallo del orden de uno cada 32 años. Aunque estamos poco acostumbrados a apagones en Europa, son frecuentes en otros lugares del mundo. ¿Qué va a volver a pasar? No lo sé, pero yo creo que no.

¿Es tan complejo lograr un sistema energético completamente renovable?

El verdadero reto es mantener el sistema en equilibrio constante y eso requiere servicios auxiliares que muchas tecnologías renovables –en concreto la solar y la eólica– no aportan por defecto o la hacen con limitaciones, como la inercia, el control de frecuencia o el de tensión. La hidráulica sí lo hace porque usa generadores síncronos.

Alguien lo estará haciendo bien...

Un buen ejemplo es Australia, donde están llevando a cabo una transición muy ambiciosa hacia las renovables. Allí aplican criterios estrictos para su integración y hacen análisis operativos muy detallados para identificar riesgos que, aunque teóricamente no parecen críticos, pueden serlo en la práctica. Ese tipo de prácticas seguramente se recomendarán también tras el análisis técnico del apagón.

¿Y quién pagaría todo eso?

El usuario final. Hacer el sistema más robusto implica mayores exigencias técnicas y económicas a los generadores, lo que repercute en las tarifas. El equilibrio entre coste y seguridad es uno de los grandes debates del sector.