Los expertos europeos revelan fallos de las eléctricas en el control de tensión en las tres horas previas al apagón

El primer informe de la asociación de transportistas de electricidad ENTSO-E sobre el histórico apagón ibérico del pasado 28 de abril, presentado este viernes, revela fallos de las compañías eléctricas en el control de tensión en España desde al menos las 9 de la mañana de aquella jornada, es decir, tres horas y media antes del incidente.

Los incumplimientos en el control de tensión que deben prestar las generadoras ya fueron desvelados por los informes que presentaron en junio tanto el Gobierno como Red Eléctrica de España. La novedad del que han presentado este viernes los expertos europeos estriba en ese amplio lapso temporal.

Los fallos pueden observarse en un gráfico del informe centrado en la zona centro/suroeste de España, epicentro de las oscilaciones anómalas y las desconexiones de generación previas al apagón. El gráfico ilustra la diferencia entre la absorción o generación de energía reactiva mínima que prestaron ese día las centrales de generación convencional de más de 100 megavatios (MW) de potencia (la línea azul) y los valores de referencia esperados por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) para ese día (la línea rosa):

control de tension ESP

El informe recuerda que “es admisible que cada unidad no cumpla con este requerimiento en hasta un 25% del tiempo por hora”. Otro gráfico recogido en el documento refleja que, por el contrario, las centrales del sur de Portugal sí cumplieron sus obligaciones en el seguimiento de las consignas de energía reactiva.

El informe, que recuerda que la regulación vigente del control de tensión en España (competencia de la CNMC) es una normativa “de marzo de 2000”, cuando las renovables eran testimoniales, indica que “el Panel de Expertos analizará más a fondo estos datos y examinará el comportamiento de la potencia reactiva observado en el pasado, así como las medidas adoptadas a raíz de estas observaciones”.

Este “informe factual”, que presenta una secuencia de hechos similar a la del dictamen que elaboró en su momento el Gobierno español, que apuntó que el apagón fue un evento “multifactorial”.

El control de tensión ha estado en el foco desde el apagón desde hace meses. La CNMC aprobó en junio un procedimiento de operación (el 7.4) que llevaba años analizando (el que estaba vigente estaba desfasado, tal y como reconoció el propio organismo en 2019) y que anunció tras reclamar los informes del Gobierno y de REE sobre el apagón que lo pusiera en marcha de forma inmediata. Sin embargo, el nuevo procedimiento no estará implantado hasta el próximo año.

El pasado mes de julio, tras decaer el Real Decreto-Ley antiapagones del Gobierno, el Ministerio para la Transición Ecológica aprobó un decreto (que no necesita pasar el trámite del Congreso) para recuperar algunas de las medidas que tumbó la Cámara Baja.

Entre ellas, se requiere a la CNMC la elaboración de un informe de seguimiento del cumplimiento de las obligaciones de control de tensión por parte de todos los sujetos del sector. Dicho informe debe ser elaborado en el plazo de tres meses tras la entrada en vigor de este real decreto y actualizado trimestralmente.

En un comunicado, la patronal fotovoltaica UNEF ha destacado que el informe publicado este viernes “no responsabiliza a las renovables ni a un exceso de estas del incidente. El informe no identifica problemas de inercia durante la jornada del 28 de abril, pero sí señala unos relevantes problemas para controlar la tensión del sistema eléctrico”.

“Los mecanismos de control de tensión existentes no fueron capaces de controlar las variaciones de tensión durante el 28 de abril”. “Las energías renovables no pudieron participar para ayudar a estabilizar la red, como venían solicitando desde años, debido a que el procedimiento de operación por el que se regula ese mecanismo no estaba actualizado”.

Los expertos europeos se dan unos “cuatro meses” para publicar un “informe final” en el primer trimestre de 2026, que incluirá un “análisis detallado” de las “causas raíz”, del “control de tensión” realizado en la red durante ese día por los generadores, “el comportamiento de diferentes actores durante el incidente” y algunos comentarios “adicionales”.

También se analizarán las causas de la “oscilación local” que, como reveló elDiario.es, provocó la megaplanta fotovoltaica Núñez de Balboa, de Iberdrola, a las 12.03 de esa mañana (a la que el informe no cita: ni a esta ni a ninguna instalación), y que fue un fenómeno “inusual”, como ha señalado el experto austriaco que ha coliderado el panel, Klaus Kaschnitz.

Los expertos van a seguir analizando esa oscilación “para aclarar si algún mal funcionamiento local podría generar un fenómeno oscilatorio forzado”, aunque “por el momento, ningún generador ha reportado fallas significativas en la regulación de la potencia reactiva, por lo que se realizarán investigaciones adicionales en la próxima fase de análisis para confirmar la hipótesis de la oscilación forzada”, dice el documento.

El informe apunta que, 158 días después del gravísimo incidente que dejó a oscuras toda la Península Ibérica, “todavía faltan algunos datos, particularmente relacionados con algunas de las pérdidas de generación que ocurrieron antes el apagón”.

“Aunque Red Eléctrica (el TSO español) obtuvo el consentimiento de 33 empresas de generación y DSO (en referencia a las empresas distribuidoras, fundamentalmente Iberdrola, Endesa y Naturgy) para compartir datos relevantes, otras ocho no dieron su consentimiento”.

El informe apunta que el apagón, un evento único en el mundo, se debió a una “cascada de sobretensión” iniciada en el sur de España que en minutos se expandió por toda la península. “El problema aquí no es que hubiera renovables sino que necesitamos generación que tenga control de tensión. La buena noticia es que se puede hacer del mismo modo que en la generación clásica”, explicó el presidente de Entso-E, el español Damián Cortinas, preguntado por la responsabilidad de las fuentes de generación verde.

El informe de ENTSO-E explica que la mañana del 28 de abril de 2025 se caracterizó por “una creciente generación de renovables”, lo que provocó “una disminución de los precios en el mercado diario y un aumento de las exportaciones de España” hasta un total de cinco gigavatios. Desde las 9:00 de la mañana, la variabilidad de la tensión en España comenzó a aumentar hasta poco después de las 10:30 , “cuando la tensión en una parte de la red de transmisión de 400 kV se acercó brevemente, pero sin superar, los 435 kV”, dentro de los valores admitidos.

El experto austriaco que ha coordinado el informe ha explicado que el 28 de abril era un “típico día de primavera”, con alta penetración de fotovoltaica, y a partir de las 10.30 horas empezaron variaciones “significativas” de la tensión en España pero dentro de los valores admitidos. También que la víspera del apagón, una unidad de generación que debía prestar control de tensión se declara indisponible y REE decide sustituirla por otra pero finalmente opta por no utilizarla.

El informe confirma que no hubo “oscilaciones significativas” en la red hasta las 12:03, cuando empieza esa primera oscilación que los informes del Gobierno y REE atribuyeron (sin citarla expresamente) a la megaplanta Núñez de Balboa.

Se trata de una primera oscilación que tuvo “carácter local” precedida de una segunda más amplia, de tipo interárea, correspondiente a la zona Este-Centro-Oeste del sistema eléctrico europeo. Las medidas adoptadas por los operadores del sistema de España, Portugal y Francia (incluyendo un descenso del flujo de energía entre España y Francia) mitigaron esas oscilaciones, pero llevaron a un aumento de la tensión en el sistema ibérico, aunque todavía “dentro de los valores operacionales”. 

Posteriormente, y una vez empezaron a desconectarse instalaciones, “dado que algunas unidades de generación consumían potencia reactiva”, lo contrario de lo que supuestamente debían hacer, “con el efecto de reducir la tensión, las desconexiones de estas unidades sin una compensación adecuada de la pérdida de potencia reactiva por otros recursos del sistema con capacidad para inyectar/absorber potencia reactiva supusieron un aumento de las tensiones en el sistema, no solo en España, sino también en Portugal”.

A partir de las 12.32, en un lapso de 57 segundos, se desconectan 208 MW eólicos y solares en el norte y sur de España, que corresponden a la red de distribución. y se observa un aumento de la carga neta de las redes de distribución de unos 317 MW, que “podría” deberse a la desconexión de pequeñas instalaciones de autoconsumo, aunque “se desconocen” las razones. La tensión empieza a aumentar “realmente rápido”, ha explicado el experto austriaco. 

A partir de las 12.32.57 horas llegan grandes desconexiones de potencia en Granada, Badajoz, Sevilla, Huelva y Cáceres. Se pierden “al menos” 2 gigavatios, milisegundos después del disparo de las protecciones de un transformador en Granada que conecta varias instalaciones de generación allí y estaba inyectando en ese momento 355 MW. 

Motivos que “se desconocen”

A continuación se pierden otros 725 MW de fotovoltaica y termosolar en Badajoz; y desconexiones de eólica y solar en Segovia, Huelva, Badajoz, Sevilla y Cáceres por otros 1.200 MW. “Algunas de estas desconexiones se produjeron debido a la protección contra sobretensión”, pero los motivos en “la mayoría de ellas se desconocen”, dice el documento.

A este informe se sumará el que está elaborando el regulador español, la CNMC, que también ha participado en este panel de expertos.

Como ha explicado el presidente de ENTSO-E, este “informe factual” no pretende cargar “ninguna responsabilidad” sobre ningún agente del sector, sino trazar una “secuencia” de hechos.