En septiembre de 2020, técnicos de Red Eléctrica presentaron sus estudios de prospectiva del sistema eléctrico nacional. Su resultado fue concluyente. La integración masiva de renovables tendría un mayor impacto en la estabilidad de la red en España que en otros países de Europa por su limitada interconexión. Ante esta amenaza, los técnicos de la empresa pública, ya bajo la dirección de Beatriz Corredor, sugirieron una batería de medidas «imprescindibles» para evitar desajustes «inadmisibles» de frecuencia. Cinco años después, estas perturbaciones son la causa a la que apunta la propia compañía para explicar el histórico apagón del pasado lunes.

Muchas de las medidas contempladas en esos estudios no se han puesto en práctica o lo han hecho al ralentí, mientras que la entrada de generación renovable sí ha experimentado un acelerón. Esto se ha traducido en una pérdida de inercia del sistema eléctrico nacional, es decir, de capacidad para amortiguar desajustes de frecuencia que, en la mayoría de los casos, se dan cuando la generación y la demanda se desacoplan, como ocurrió el pasado lunes. Una desconexión repentina de generación, aparentemente fotovoltaica, desencadenó, siempre según las explicaciones de la propia Red Eléctrica, el cero energético que dejó sin suministro durante horas a la península ibérica.

En enero de 2025, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) volvió a poner en el foco esta problemática en un informe sobre el control de la tensión en el sistema. «En algunos momentos, las tensiones de la red de transporte han llegado a alcanzar valores máximos cercanos a los umbrales permitidos por la normativa, llegando incluso a superarlos en momentos puntuales». El organismo supervisor, que ha sido convocado por Moncloa para participar en la comisión de investigación del apagón, pronosticó que este escenario podría ir en aumento en el corto y medio plazo.

El pasado febrero fue la propia Redeia, la matriz del operador del sistema, la que reconoció ante inversores el «riesgo a corto plazo» de «desconexiones de generación por la elevada penetración de renovables». Así se recogió en el último informe anual de cuentas que la compañía remitió a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). Por ley, las empresas cotizadas deben advertir en estos documentos a sus inversores de cualquier amenaza que pueda afectar al negocio. Según Redeia esa mayor inestabilidad de la red podía impactar tanto al suministro eléctrico como a la reputación de la compañía. En su análisis, el grupo no identificó «impactos financieros relevantes para la compañía» derivados de esta amenaza.

A mayores, el informe anual avisó de que el cierre de centrales de generación convencional como las de carbón, gas natural y nuclear, a consecuencia de decisiones regulatorias, «implica una reducción de la potencia firme y las capacidades de balance del sistema eléctrico, así como su fortaleza e inercia», reconoció la compañía en el informe que remitió al mercado. «Esto podría aumentar el riesgo de incidentes operacionales que puedan afectar el suministro y la reputación de la empresa. Esta incidencia supone un riesgo, con un horizonte temporal a corto y medio plazo», concretó la compañía.

Públicamente, en cambio, el relato de la empresa -cuyo mayor accionista es el Estado a través de la Sepi con un 20% del capital- y de su presidenta ha sido otro. Ese mismo mes de febrero, durante la presentación de resultados, Corredor negó ante los medios "riesgo de apagón" ante las preguntas sobre la resiliencia del sistema ante el cierre de centrales nucleares. El 9 de abril, la empresa lanzó un tuit en su cuenta oficial en el que rechazaba rotundamente el riesgo de apagón y aseguraba que, como operador, "Red Eléctrica garantiza el suministro".

A mediodía de este martes, Eduardo Prieto, director de servicios para la operación de Red Eléctrica, descartó tajantemente las hipótesis de un ciberataque y de un fenómeno atmosférico extraño como causa del apagón. En cambio, aseguró que sus monitores detectaron «un evento en el sistema eléctrico compatible con la pérdida de generación» en la región suroeste de la península. Todas las fuentes técnicas consultadas apuntan a que la caída, cifrada en 15 gigavatios, es decir, en el equivalente al 60% de la demanda eléctrica de ese momento, tuvo que ver con una desconexión masiva de plantas fotovoltaicas.

Algunas de estas fuentes apuntan al entorno de Extremadura, donde el año pasado fueron frecuentes las órdenes de parada por parte de Red Eléctrica dirigidas a frenar la generación solar en la zona para evitar situaciones de sobreoferta. Esta dinámica ha derivado en reclamaciones de algunos promotores verdes contra el operador, como adelantó este diario. «Estos desajustes entre oferta y demanda son la causa más frecuente de fluctuaciones de tensión que derivan en episodios de desconexión de generación», indica una fuente del ámbito supervisor.

Prieto explicó este martes la secuencia que percibieron los monitores del operador del sistema. Sobre las 12:30 del lunes empezaron a percibirse oscilaciones anómalas de frecuencia. A las 12:33 se produce el apagón, cuyo detonante son dos caídas consecutivas de generación separadas por apenas 1,5 segundos. La primera, según Prieto, se estabiliza. La segunda es la que habría provocado el blackout.

«Es clave saber qué ocurre entre un episodio y otro porque está claro que ambos están conectados. Ni Red Eléctrica ni el Gobierno se han aproximado siquiera a la causa de esa desconexión masiva de megavatios, que es lo que desconcierta al sector», apunta otra.

Las fuentes consultadas -antiguos responsables de Red Eléctrica, técnicos de organismos reguladores y directivos del sector que siguieron en sus centros de control lo ocurrido- coinciden en que la clave del apagón está en los sistemas de gestión que, de forma automática o controlada, se activaron desde el centro de mando del operador del sistema.

Los días previos del apagón ya se dieron situaciones de alta inestabilidad en los parámetros del sistema. Red Eléctrica tuvo que aplicar restricciones puntuales a la fotovoltaica para evitar situaciones de sobreoferta. Según un alto cargo del sector, España «estuvo a punto de sufrir un apagón» días antes del cero energético.

Las fotovoltaicas no se apagan voluntariamente, como defendieron este martes desde la patronal sectorial UNEF, sino que «fueron desconectadas de la red». Un ejecutivo de uno de los mayores promotores fotovoltaicos independientes de España asegura que la orden de parada fue posterior al apagón. «El país se apaga a las 12:33 y es después, en torno a las 12:35, cuando Red Eléctrica nos ordena parar por completo para restablecer progresivamente el sistema», rememora.

«La generación fotovoltaica no tiene inercia síncrona con el sistema. Esto hace que el sistema sea más vulnerable al desequilibrio», expone Luis Deza, director de Energía de Forvis Mazars, quien recuerda que los sistemas eléctricos tienen mecanismos de protecciones que se activan ante fluctuaciones. Un fallo en ese sistema que habría derivado en "una caída en cadena de generación superior a la necesaria para restablecer la red tras el primer episodio anómalo", es una de las causas a la que apuntan varias fuentes.

Las renovables aportan bajadas de precios, reducción de emisiones de CO2 y una mayor autonomía; pero suponen un desafío de gestión para el operador del sistema, como llevan años alertando sus técnicos. Pese a estar bajo el control accionarial del Ministerio de Hacienda, Moncloa ha incluido a Red Eléctrica en los «operadores privados» a los que el Gobierno ha abierto una auditoría.