¿Generación síncrona? El gráfico definitivo para entender por qué España se apagó

El pasado 28 de abril España sufrió el mayor apagón de su historia. La red peninsular colapsó a las 12:33 del lunes y no se recuperó hasta la mañana del martes. Dos desconexiones masivas de generación de energía eléctrica en una ventana de apenas 5 segundos provocaron el desastre. Aún es pronto para saber en detalle qué provocó la caída del sistema eléctrico, qué controles fallaron y quiénes son los responsables, pero la investigación deberá responder a estas preguntas.

Y lo podrá hacer con precisión quirúrgica, ya que la red eléctrica se gobierna en milisegundos gracias a millones de datos que generan sus diferentes agentes. Uno de los ejemplos más recientes está en el informe sobre la caída de la luz en Tenerife el 15 de julio de 2020 de Red Eléctrica de España (REE). Este contiene la sucesión de hechos, milisegundos, instalaciones y responsables que provocaron el apagón total de la isla, aunque el documento se hizo esperar hasta diciembre de ese mismo año, unos cinco meses después del apagón.

Cada elemento juega un papel determinante en el sistema eléctrico. Las plantas de generación producen electricidad que se traslada por las líneas de alta tensión hasta las estaciones transformadoras. Aquí se reduce el voltaje para ingresar en la red de distribución, responsable de satisfacer el consumo doméstico e industrial.

Para que todo funcione, la energía que se produce debe igualar a la demanda. Por ello, los centros de control gestionan el conjunto del sistema para mantener este delicado equilibrio. Red Eléctrica, la operadora, realiza una previsión de las necesidades para que los agentes ofrezcan sus capacidad de producción. También supervisa su funcionamiento.

El sistema está configurado como una enorme red para que, en caso de fallo de una de las centrales, otra ocupe su lugar. Pero debe hacerlo asegurando unas características constantes de frecuencia, tensión y flujos de potencia. Cuando la generación no es igual a la demanda, la frecuencia —que en Europa es de 50 hercios— oscila. El sistema debe responder.

Cuando el consumo cae, la frecuencia crece y toca reducir la generación. Por el contrario, si hay más consumo del que las centrales pueden cubrir, se ralentiza el sistema y la frecuencia cae, lo que también puede provocar daños en los aparatos conectados a la red.

Ante un fallo masivo y casi inmediato, como el del pasado lunes, estas medidas no son suficientes. Para mantener la frecuencia, un primer cortafuegos consiste en deslastrar o desconectar parte de la demanda. En caso de no conseguir equilibrar con la generación disponible, los sistemas de seguridad se activan y comienza una reacción en cadena en milésimas de segundo, como la que ocurrió el pasado lunes, que provoca el corte total.

La información preliminar apunta a una caída masiva de la generación en la región suroeste de la península. En la rueda de prensa que ofreció el operador del sistema el pasado martes, Eduardo Prieto, director de Servicios para la Operación de Red Eléctrica, negó un posible ciberataque, aunque el presidente del Gobierno pidió "no descartar ninguna hipótesis".

Dado que en la zona identificada se concentra la mayor producción de energía solar fotovoltaica de España, el portavoz apuntó que "es muy posible que la generación afectada pueda ser la solar" aunque matizó que "hasta que no tengamos la información no podemos concluir absolutamente nada". Esto hizo que las miradas apuntasen a estas renovables.

En sus primeras declaraciones este miércoles —45 horas después del apagón—, Beatriz Corredor, la presidenta de Redeia, matriz de REE, rechazó que la elevada penetración de las energías renovables sean la causa del fallo generalizado. Pero es cierto que solar y eólica, por su naturaleza, presentan diferencias frente a las fuentes de generación convenciales.

Ante las oscilaciones de frecuencia hay tres mecanismos de respuesta, señala Ana Fernández Guillamón, ingeniera eléctrica y doctora en energías renovables, que "solo están disponibles en las centrales clásicas, como nuclear, hidroeléctrica, gas, carbón, petróleo". El control primario, explica, “no necesita la orden de REE” y actúa en segundos de forma automática para frenar la caída o subida, pero no devuelve la frecuencia a 50 hercios.

De esto se ocupa el control secundario, que puede tardar hasta 15 minutos y sí corrige la frecuencia. “En este caso, sí hay que esperar a que Red Eléctrica mande la señal a las centrales que participen”, cuenta esta profesora de la Universidad de Castilla-La Mancha. Por último, el control terciario funciona hasta dos horas después para recuperar reservas y prepararse por si vuelve a fallar algo.

Otra diferencia es la estabilidad que ofrece la inercia de las centrales convencionales, aquellas que generan energía mediante la rotación de turbinas. Por su parte, los aerogeneradores, aunque basan su producción en el movimiento de sus palas, se conectan a la red, al igual que la fotovoltaica, mediante unos dispositivos electrónicos llamados inversores que adecúan su generación variable, según el sol y el viento, a la que necesita la red. Aunque la eólica tenga inercia "no la puede aportar porque hay un muro, el inversor, que se lo impide", recalca Fernandez Guillamón.

Así, a las 12.30 había un 55% de producción fotovoltaica, un 11% de eólica "que no aportan inercia" y otro 11% de origen nuclear "que aporta inercia pero no suele entrar al control de frecuencia por la estabilidad del reactor", destaca la ingeniera eléctrica. "Independientemente de dónde viniera el fallo, es altamente probable que faltara inercia en el sistema", aprecia la experta. Para entender mejor este concepto, piense en una bicicleta tándem como la que se explica en la siguiente infografía.

Remontar un cero energético es una tarea que implica movilizar a todos los elementos del sistema. Con el apagón, la urgencia era restaurar cuanto antes el flujo eléctrico. Los técnicos llevan décadas entrenando cómo actuar en este escenario.

El primer paso de los llamados planes de reposición del suministro eléctrico consiste en la identificación de las fuentes de tensión sanas próximas a las fronteras con Francia y Marruecos, desde donde se energizan partes de la red española. Es la vía más rápida para que llegue energía a los servicios auxiliares de las centrales y comiencen los procesos de arranque y acoplamiento. Por este motivo, zonas de País Vasco, Cataluña y sur de Andalucía fueron las primeras en recuperar la luz.

En paralelo, las centrales hidráulicas que son autosuficientes para arrancar en situaciones de cero tensión empiezan a aportar energía a las centrales nucleares más próximas, así como a los territorios más cercanos. Se van formando pequeñas islas energéticas que se conectan con otras de forma paulatina. A las 7 de la mañana del martes, Red Eléctrica confirmó que el 99,5% de la demanda estaba ya cubierta.

De momento hay varias investigaciones abiertas. La Audiencia Nacional ha abierto diligencias para determinar si se trató de un ciberataque. Por su parte, Red Eléctrica está solicitando a sus centros de control y a las empresas de generación sus datos de telemetría para averiguar la potencia que se desconectó, la localización de las instalaciones y el motivo exacto de la pérdida masiva de energía.

Unos datos exigidos también por el Ejecutivo central, que ha creado una comisión formada entre otros organismos por varios ministerios, el Centro NacionaI de Inteligencia (CNI) o el Consejo de Seguridad Nuclear. Por último, dada la magnitud del corte eléctrico, las autoridades españolas tienen tres meses para compartir sus pesquisas con la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E).

El objetivo de estas investigaciones, además de dirimir lo ocurrido y, en su caso, exigir responsabilidades económicas, es el de definir mejoras del sistema eléctrico para que esto no vuelva a suceder en un escenario en el que las nuevas tecnologías cobran un mayor protagonismo. "No hay que olvidarse de que las hidroeléctricas también son renovables", recuerda Ana Fernández Guillamón. Esta fuente, así como la hidráulica, la solar térmica, la biomasa o la geotermia tienen la "ventaja" de usar generadores síncronos, lo que da "estabilidad y soporte a la red".

Sobre la eólica y la fotovoltaica, apunta que "la mejor opción hoy es usar inversores con respuesta inercial sintética", que simulan esta característica de los generadores síncronos. Todo para alcanzar un sistema de producción 100% renovable. Además, propone "aumentar las interconexiones", desarrollar 20 GW de almacenamiento en baterías "para 2030" y hacer una "planificación óptima de centrales", dando más peso a la hidroeléctrica y térmica renovables.