Las contradicciones del informe de Red Eléctrica que dejan más dudas que certezas dos meses después del apagón

Este sábado se cumplen dos meses del gran apagón que dejó sin suministro eléctrico a más de 60 millones de personas en España y Portugal. A pesar del tiempo transcurrido, las causas siguen sin estar claras. Mientras el Gobierno reparte responsabilidades a partes iguales entre Red Eléctrica –la empresa pública encargada de la red de transporte– y las grandes operadoras privadas, estas se acusan mutuamente de haber provocado el fallo.

En medio de esta particular guerra de informes técnicos, esta semana, le ha tocado el turno a la patronal del sector, Aelec –que agrupa a Endesa, Iberdrola y la portuguesa EDP–. En su investigación, publicada este lunes, desmonta algunas de las tesis presentadas días antes por Red Eléctrica y apunta directamente a fallos graves en el control de la tensión por parte de la operadora de participación pública, una de las piezas clave para garantizar la estabilidad del sistema.

Sobretensión previa

Uno de los aspectos más conflictivos tiene que ver con los episodios de sobretensión registrados en los días previos al apagón. El 22 de abril, varias plantas se desconectaron por un exceso de voltaje, en una situación muy similar a la del 28 de abril, día en que se produjo el apagón general. Según los expertos, estos eventos fueron causados por una combinación de baja generación convencional (centrales térmicas o hidráulicas), aumentos bruscos en la producción solar y cambios rápidos en los flujos de electricidad con el extranjero.

Aunque el Comité de Análisis del Gobierno identificó fluctuaciones importantes en esos días, Red Eléctrica no abordó este asunto en su primer informe. Posteriormente, sí admitió que Francia cambió el modo de operación de la interconexión con España para ayudar a amortiguar esas oscilaciones, siguiendo los protocolos pactados entre ambos operadores.

Red Eléctrica resta importancia a lo ocurrido el 22 de abril y asegura que se trató de un episodio habitual en el sistema: «circunstancias relativamente frecuentes que, al coincidir, originaron sobretensiones que se resolvieron en cinco minutos», indica en su informe. Pero para las eléctricas privadas y algunos expertos, aquel episodio fue una advertencia que no se supo leer a tiempo.

Programación del mix

Red Eléctrica es la responsable directa del control de la tensión en la red de transporte. Para ello, dispone de varias herramientas: puede programar cuánta generación convencional necesita en cada momento, activar centrales hidráulicas –que pueden responder en pocos minutos– o recurrir a ciclos combinados –que requieren más tiempo de preaviso–. Además, puede operar equipos específicos de control de tensión, como reactancias, o modificar el estado de las líneas de transporte.

De hecho, ante el aumento de problemas de tensión, Red Eléctrica venía advirtiendo desde enero de 2024 que sus recursos para mantener la estabilidad del sistema estaban «agotándose». Esa limitación quedó patente el 28 de abril.

A partir de las ocho de la mañana de aquel día, la producción solar comenzó a aumentar con fuerza, mientras que las fuentes convencionales empezaron a desconectarse. A las once de la mañana, estas apenas cubrían un 25 % del total. El reparto, sin embargo, fue muy desigual: mientras en regiones como Asturias y Cataluña las energías convencionales alcanzaban el 92 % y el 86 % respectivamente, en Castilla-La Mancha y Andalucía apenas representaban un 4 % y un 3 %. Fue precisamente en esas comunidades —junto a Extremadura— donde se produjeron los primeros cortes de generación.

La programación del sistema el 28 de abril seguía un patrón similar al de días anteriores, en los que ya se habían observado fluctuaciones preocupantes. Un dato clave: Red Eléctrica decidió no sustituir un ciclo combinado en la zona sur que se declaró indisponible la tarde anterior debido a un incendio. Aun así, la compañía defendió que su programación fue la adecuada. Sin embargo, tanto el Comité de Expertos como las empresas privadas alertaron de que esa decisión redujo la capacidad para controlar la tensión en una zona crítica.

Según el informe de Red Eléctrica, los grupos activados por restricciones técnicas cumplían los requisitos de seguridad: eran suficientes para cubrir la demanda, aportar inercia, controlar los flujos de energía y mantener el voltaje dentro de los márgenes operativos.

Fluctuaciones

Durante las dos horas previas al apagón, cuando ya había disminuido la cantidad de ciclos combinados conectados, comenzaron a registrarse fuertes fluctuaciones de tensión que superaban los límites normales. Aun así, Red Eléctrica afirmó en su informe que la situación era estable.

Los datos, sin embargo, cuentan otra historia: los avisos por tensión alta se triplicaron respecto a los registrados una semana antes. Y según las conversaciones entre Red Eléctrica y las operadoras privadas, la compañía era consciente de que algo no iba bien.

Maniobras de Red Eléctrica

En este punto, las versiones del Gobierno y de Red Eléctrica divergen por completo. A las 12:10 del 28 de abril, Red Eléctrica decidió cambiar el modo de operación de la interconexión con Francia y pasar a un modo fijo. Según el Ejecutivo, esta maniobra agravó el problema. La compañía, por su parte, lo niega rotundamente.

Las empresas privadas prefieren no posicionarse claramente, pero apuntan que si en lugar de exportar electricidad se hubiera optado por importar, el sistema podría haber ganado algo de margen y tal vez habría evitado el colapso.

Control de la tensión

Aquí coinciden tanto el Gobierno como Red Eléctrica: se incumplió la normativa. Sin embargo, las eléctricas privadas insisten en que la escasa presencia de generación convencional en la zona sur impidió contener las subidas de tensión, y critican que las maniobras del operador, participado mayoritariamente por el Estado a través de la SEPI, agravaron la situación.

Disparo de las primeras plantas

La presidenta de Red Eléctrica, Beatriz Corredor, declaró la semana pasada que si las operadoras privadas hubieran aplicado correctamente sus sistemas de control de tensión, el incidente se podría haber evitado. Las compañías, por el contrario, descartan un fallo simultáneo en todas sus instalaciones y consideran que tuvo que haber una causa común y sistemática.

Operación en días posteriores

Un aspecto llamativo es la evolución de la operación del sistema tras el apagón. Ni el informe del Comité de Análisis del Gobierno ni el de Red Eléctrica explican qué cambios se introdujeron después del incidente. Pero los datos son claros: antes del apagón, el sistema funcionaba con una media de 14 grupos activados. En las semanas posteriores, esa cifra aumentó hasta 24.

Este refuerzo ha permitido reducir las fluctuaciones de tensión entre un 37 % y un 52 %, lo que sugiere que la red, efectivamente, necesitaba más respaldo del que tenía el 28 de abril.