El día 28 de abril de 2025 a las 12:33 horas CEST se produjo un apagón eléctrico total en la red española, también conocido por «cero» eléctrico o «blackout«. Se trató de un fenómeno totalmente excepcional, nunca ocurrido en los tiempo recientes de España. Este apagón provocó al menos cinco muertes confirmadas, afectó gravemente al transporte ferroviario, con 116 trenes detenidos y 35.000 pasajeros afectados, además de causar interrupciones en servicios básicos, centros educativos y comercios. El sistema ferroviario tardó casi dos días en recuperarse, y muchas zonas quedaron sin comunicación de ningún tipo ni electricidad durante mas de 12 horas.

En este artículo vamos a realizar un análisis forense inicial de lo ocurrido. Es decir, vamos a desgranar en forma de timeline los distintos sucesos que fueron aconteciendo en los momentos previos al fatal desenlace. La diferencia entre un análisis inicial de hechos y un análisis final de causas, es que mientras el primero es una exposición de hechos objetivos que han ocurrido, el segundo tipo de análisis entra a valorar las causas que produjeron esos hechos. Como decía, este será un análisis inicial, ya que no se dispone de la información suficiente como para poder establecer una causa de forma objetiva (al menos yo). Otro de los objetivos de este artículo, es refundir en un solo post, todas las publicaciones que he estado realizado en mis cuenta de X.com y Linkedin.com desde las 16:00 horas del día del propio apagón, momento en el que ya había detectado que el principal desencadenante de lo ocurrido fue la desestabilización de la frecuencia de la red eléctrica.

Existen distintas HIPÓTESIS de trabajo que se están analizando, las cuales, hasta tener una información mas detallada de lo ocurrido, no se pueden considerar probadas, las principales hipótesis NO CONFIRMADAS que se están barajando son:

• Alta penetración de energías no síncronas (fotovoltaica y eólica) en un momento de baja inercia del sistema. Al mismo tiempo que existía un exceso de generación renovable frente a una demanda baja.
• Desconexión de las lineas de exportación de energía eléctrica hacía Portugal y Francia, que provocó una sobretensión de red y desconexión automática por cascada de todas las estaciones de generación eléctrica de España.
• Ciberataque a la infraestructura de control o comunicaciones del sistema eléctrico que provocó una desestabilización de la red. Esta es la opción menos probable de todas, pero como de momento no se ha podido descartar todavía, la hay que citar.

Es importante entender, que cuando se realiza un análisis forense, una hipótesis, por alocada que sea, no se puede confirmar o desestimar hasta que no existan pruebas que demuestren una cosa u la otra, por lo tanto, ante la falta de información sobre el suceso, no es el momento de confirmar o desechar ninguna hipótesis. Por ejemplo, el día del apagón se habló que este había sido provocado por un fenómeno atmosférico inusual que provocó oscilaciones en las líneas eléctricas de alta tensión, esta idea tuvo la consideración de hipótesis, y la Agencia Española de Meteorología la descartó al certificar que ese día no existió ningún fenómeno atmosférico inusual.

Este es el camino que hay que seguir con todas las hipótesis que puedan ser plausibles: realizar un análisis sobre la misma para determinar su realidad o no. Otra cosa, son hipótesis no plausibles (al menos para mi), como que los extraterrestres vinieron con sus naves espaciales y absorbieron la electricidad de los cables de la red eléctrica española para poder tener energía y regresar a su planeta.

Antes de comenzar con el análisis cronológico de lo ocurrido, decir que me voy a centrar solamente en el día 28 de abril, pero los días 16 y 17 de abril de ese mismo año, ya se detectaron sobretensiones importantes en distintos puntos de la red final o distribución española, lo que al no poder confirmar que tenga relación con lo ocurrido el día 28, no lo analizaré en este artículo.

Para entender lo que ocurrió, es esencial explicar dos conceptos fundamentales: frecuencia e inercia del sistema eléctrico. La frecuencia en España está normalizada a 50 Hz, y se mantiene estable mientras exista un equilibrio exacto entre la potencia activa generada y la demandada. Si ese equilibrio se rompe, aunque sea momentáneamente, la frecuencia comienza a variar. En un sistema convencional con generación síncrona (como hidroeléctrica, nuclear o térmica), las masas giratorias de los generadores (que pesan varias toneladas) aportan una gran inercia, lo que actúa como amortiguador frente a estas variaciones. Sin embargo, en los sistemas no síncronos como la fotovoltaica o eólica, la frecuencia se genera de forma digital a través de inversores que simulan una onda sinusoidal, y carecen de inercia física real. En mi libro: «Así monté mi propia instalación de Energía Solar» ya explicaba la importancia de la frecuencia en la red eléctrica, y como los inversores fotovoltaicos no pueden establecer esa frecuencia de forma simple, como si lo hace un rotor de una turbina que lo podemos tener girando de forma sencilla a 50 vueltas por segundo y por lo tanto estableciendo una frecuencia estable de 50Hz.

La frecuencia del sistema es como el metrónomo de toda la red. Cuando la producción la establece un generador rotativo, este impone su ritmo físico, y el resto de generadores simplemente se sincronizan a ese ritmo. Pero si ese generador es sustituido por inversores que sólo siguen o copian la frecuencia existente (sin crearla), el sistema depende completamente de que esa frecuencia externa sea estable. Es como ser DJ, tienes dos vinilos, los dos pueden estar sonando a 130 BPM, pero si no están acompasados, será un horror.

Comenzamos: a las 12:04 horas CEST del 28 de abril de 2025, se registraron variaciones notables en la frecuencia de la red eléctrica, como se muestra en la siguiente gráfica de las lecturas de dos sondas que miden la frecuencia en diferentes puntos de la Península Ibérica. En la gráfica, la línea amarilla representa la lectura de Málaga, mientras que la línea azul corresponde a Oporto, en Portugal. Como se mencionó anteriormente, la frecuencia de la red eléctrica debería mantenerse alrededor de 50 Hz, con una fluctuación normal de +/- 0,02 Hz (es decir, entre 49,98 y 50,02 Hz). Sin embargo, antes de que ocurriera el apagón total, Málaga ya estaba registrando picos de frecuencia de 50,08 Hz y 49,92 Hz. Estas variaciones anómalas en la zona de Málaga, comparadas con Oporto, sugieren que el origen del problema podría estar relacionado con esa región de España, es decir, el problema que originó el problema estaría físicamente mas cerca de Málaga que de Oporto.

Si nos vamos a ver lo que estaba ocurriendo exactamente a las 12:20 CEST en la red eléctrica española cuando comenzaron a aparecer las variaciones en la frecuencia de la red, justo en ese momento (había un pico) la producción de energía renovable estaba superando la demanda total de España. Es decir, solo con energías renovables, sin contar con el resto de fuentes de energía que en ese momento se estaban generado, ya se había cubierto totalmente la demanda de electricidad en España. En ese momento la red española ya estaba exportando energía a Francia y Portugal en su máximo de ese día, aproximadamente unos 4GW, que se mantuvieron hasta las 12:33, momento en el que se produjo el apagón.

Exactamente a las 12:33 CEST, el 70% de los 30 GW de generación eléctrica total española procedía de fuentes como la solar fotovoltaica y la eólica (renovables), esto era debido a que las condiciones eran óptimas para la fotovoltaica: primavera, sol a una altura media, no mucho calor, cielo despejado en toda la península. Estas tecnologías renovables, aunque limpias y necesarias, no aportan inercia física al sistema eléctrico. De los 30 GW generados, 4 GW estaban siendo exportados a Francia y Portugal, lo que significa que el sistema interno español estaba gestionando un equilibrio frágil entre generación y consumo real.

A nivel doméstico, muchos usuarios registraron valores de tensión muy por encima del límite legal de 246V, establecido por el RD 1955/2000. Algunos sensores midieron hasta 254V justo antes del apagón. En sistemas eléctricos, cuando la generación supera significativamente la demanda, la energía sobrante tiende a elevar el voltaje de la red. Y aunque el voltaje no está directamente vinculado a la frecuencia, las variaciones bruscas de carga o producción pueden dificultar el control de la frecuencia, especialmente cuando se cuenta con poca inercia. Aunque como digo, voltaje y frecuencia no están directamente ligados, ambos pueden verse afectados por un desbalance de potencia activa o reactiva. Esto ocurre porque las fuentes renovables, al operar mediante inversores, inyectan predominantemente potencia activa (P), pero su capacidad para gestionar potencia reactiva (Q) es limitada. En escenarios de alta generación renovable y baja demanda, el exceso de potencia reactiva puede elevar el voltaje en la red, lo que obliga a los inversores a desconectarse por protecciones de sobretensión o a reducir su aportación de potencia activa. Esta desconexión brusca de generación altera el equilibrio entre generación y demanda, provocando un desbalance de potencia activa que, en un sistema con baja inercia, deriva en fluctuaciones críticas de frecuencia (Δf).

En una situación en la que el 70% de la generación es no síncrona, la red queda vulnerable: si hay una ligera variación de potencia, por ejemplo, una caída repentina de consumo o una sobreproducción puntual, el sistema no puede amortiguar el efecto. Si, además, la exportación es alta, como en este caso (4 GW), se pierde una parte de la capacidad del sistema para absorber internamente esos excesos o déficit. Aquí es dónde entran las hipótesis de lo que hizo explotar esas vulnerabilidad de la propia red, bien, causas intrisicas como la propia saturación de energía no inercial en ese momento, o extrínsicas, como una actuación de un agente exterior, ya sea de forma voluntaria (sabotaje o ciberataque) o involuntaria (imprudencia o negligencia en la operación).

Lo más probable es que a las 12:30 horas CEST, una desestabilización importante de la frecuencia de la red, forzara a algunas plantas de generación eléctrica a desconectarse por seguridad, así es como están diseñadas para evitar problemas mayores, como incendios y sobrecalentamiento. Es como si en nuestras casas hay una derivación a tierra de más de 30 mA y salta automáticamente el diferencial del cuadro eléctrico o salta el magnetotérmico en caso haber un cortocircuito. Esta desconexión provocó que en 3,5 sg se desacoplaran de la red 16GW de producción. Es decir, en 175 ciclos (3,5sg x 50 Hz) «desaparecieran» 16GW de la red, lo que era prácticamente toda la producción fotovoltaica en ese momento. Esto provocó una reacción en cadena del resto de estaciones de generación que llevó al apagón nacional en cuestión de 5 segundos. Un dato muy importante que falta por saber, es la frecuencia que había en los distintos nodos de Red Eléctrica Española a las 12:33 horas.

Para entender cuán frágil puede ser un sistema con poca inercia, basta hacer un cálculo básico sobre cuánto desequilibrio se necesita para modificar la frecuencia del sistema. La siguiente es una fórmula que permite estimar cuánta potencia activa neta se requiere para producir una variación de frecuencia de 0,15Hz en un sistema de potencia síncrona con inercia y potencia rotacional agregada:

• Delta de P: el resultado que queremos obtener, en este caso el exceso o déficit de energía que hace falta para cambiar la frecuencia en +/- 0,15Hz
• H: constante de inercia.
• S potencia síncrona total.
• Delta de F: cambio que se quiere analizar en la frecuencia.
• f: frecuencia nominal.

La constante de inercia (H) de un sistema eléctrico no es un valor fijo ni uniforme en toda la red, sino que depende de la mezcla de generación en tiempo real y de la distribución geográfica de las unidades síncronas (nuclear, carbón, hidroeléctrica, ciclos combinados). En el caso de España, el valor agregado de H ha ido disminuyendo en los últimos años debido al aumento de generación renovable no síncrona (eólica y fotovoltaica), que ya hemos dicho que no aporta inercia natural. En 2023 Red Eléctrica Española ya reportó que en horas de alta generación renovable, la inercia equivalente del sistema rondaba H ≈ 3 s. Para mi calculo, he optado por un valor mas conservador de H = 4, pero en zonas con alta penetración renovable como Andalucía o Extremadura, el valor de H podría llegar a 2.

Es decir, un exceso de tan solo 216 MW, menos del 1% de la generación total en ese momento, podría haber bastado para provocar una desviación significativa de la frecuencia (0,15Hz). En condiciones normales, este tipo de variación sería absorbido sin problemas, pero con una inercia tan baja, ese exceso no encuentra «amortiguación» en la red y se convierte en una señal crítica que puede provocar el inicio de una cascada de desconexiones automáticas. Incluso, en una situación extrema de H=1,5 esa misma variación en la potencia, provocaría un desfase en la frecuencia de 0,3Hz. Lo que pone de manifiesto la dificultad de operar un sistema eléctrico altamente renovable sin una arquitectura de respaldo síncrono o almacenamiento. No se trata de que la fotovoltaica sea mala, sino de que se necesita una red que permita convivir con ella de forma segura, y para esto es necesario disponer de sistemas de estabilización inercial que permitan mantener la red estable a una frecuencia los mas próxima posible a 50Hz. Ejemplos de estos sistemas son:

• Volantes de inercia: Son dispositivos mecánicos que almacenan energía cinética en un rotor giratorio. Pueden acoplarse a la red mediante convertidores electrónicos, liberando o absorbiendo potencia muy rápido.

• Baterías con funciones de «inercia sintética»: Aunque las baterías en sí no tienen inercia física, pueden emularla mediante el control de convertidores electrónicos, respondiendo instantáneamente a variaciones de frecuencia.

• Supercondensadores: Al igual que las baterías, no ofrecen inercia física pero pueden actuar como «inercia virtual», ayudando en la regulación rápida de la frecuencia.

El problema de todo estos sistemas de estabilización es que requieren una importante inversión económica, hasta ahora, los sistemas de generación eléctrica implícitamente y como consecuencia de su propio funcionamiento, ya realizaban funciones de estabilización inercial. Pero hoy en día, con el gran aumento de la potencia renovable, la estabilización inercial, ya no es algo que venga por defecto con los sistemas de generación, si no que lo hay que añadir en forma de complementos a la generación. En las nuevas plantas fotovoltaicas ya se está estudiando que sea obligatorio incluir estos sistemas, por ejemplo, en plantas de mas 50MW de generación, deberán disponer de estos sistemas de estabilización inercial. Pero… ¿y que pasa con los 32.000MW de potencia fotovoltaica que existe ahora mismo desplegada en España y que no dispone de estos sistemas de protección inerciales? ¿Tendrán las empresas generadoras que añadir estos caros sistemas de protección a los parques fotovoltaicos antiguos?

Volviendo un poco a las causas que provocaron esa desestabilización en la red, si mis cálculos no fallan, que no lo tengo yo muy claro 😉 Un exceso o falta de tan solo 216 MW, es la mitad de lo que puede generar una sola planta fotovoltaica cualquiera del sur de España, en el lugar en el que las sondas apuntan que ocurrió el suceso, podría haber desencadeno el incidente. Por ejemplo, cualquiera de estas plantas fotovoltaicas de Extremadura tienen potencia de generación suficiente para causar esa desestabilización si se desconectan de repente y no hay un sistema de protección que aísle el fallo:

• Francisco Pizarro (Cáceres): con 590 MWp

• Núñez de Balboa (Badajoz): con 500 MWp

• Ceclavín (Cáceres): con 328 MWp

• Talasol (Talaván, Cáceres): con 300 MWp

¡OJO! No estoy diciendo que el apagón sea culpa de estas plantas; es un ejemplo como cualquier otro para exponer la potencia que tiene una planta fotovoltaica. Pongo Extremadura porque es una comunidad que está entre Málaga y Oporto, pero también podría haber puesto Andalucía. Otra circunstancia que tienen estas plantas fotovoltaicas es que están físicamente lejos de otras plantas de generación inercial (como las nucleares o de ciclo combinado), lo que puede complicar todavía más la amortiguación de una frecuencia desfasada.

En el caso de Cáceres, está la central nuclear de Almaraz, pero en el momento del apagón solamente estaba operando el reactor de Almaraz II, con 1050 MW, ya que Almaraz I estaba en recarga. Por ejemplo, si solo tenemos en cuenta Almaraz II, con tan solo una caída de 25,2 MW en una planta fotovoltaica próxima ya se produciría una variación de 0,15 Hz en la red. Este ejemplo teorico es simplemente para mostrar la importancia de los sistemas inerciales en una red eléctrica.

Otro ejemplo: Si en Córdoba hay un exceso de solar y una caída repentina de demanda de por ejemplo 300 MW, el sistema intentará compensarlo, pero al no haber generación síncrona en la zona la frecuencia caerá aproximadamente a los 49.8 Hz, y los inversores fotovoltaicos (sin inercia) no pueden amortiguar ese golpe. Como las térmicas de Huelva o la nuclear de Almaraz tardan segundos en reaccionar, si la caída es mas pronunciada, es posible que para cuando las centrales de inercia puedan actuar, ya será tarde. En condiciones normales aunque la frecuencia caiga hasta los 49.8 Hz, no debería activar protecciones de generadores críticos, pero en un sistema con baja inercia como por ejemplo: H < 2, la caída puede ser tan rápida que salta escalones de 50.0 Hz a 48.5 Hz en segundos, disparando desconexiones en cascada.

Por debajo de 47,5 Hz, todas las centrales de producción se tendrían que desacoplar (si o si) de la red por seguridad, en este escenario de inercia H=2 el desequilibrio de potencia necesario para una caída directa de frecuencia de 2,5 Hz sería de 1800 MW. Este sería el ejemplo mas extremo, ya que las protecciones por subfrecuencia, van saltando de forma escalonada, de entornos menos importantes a mas importantes. Creo recordar, que leí en algún sitio (que ahora no encuentro) que por debajo de 49Hz, primero se desconectan cargas no prioritarias como las industriales y si la frecuencia sigue bajando hasta los 47,5 Hz se tendrían que desconectar todas las estaciones de generación (corte total) . Sin embargo, en caso de sobrefrecuencia, el valor de desconexión total es mas conservador, cortando a 51,5Hz.

El sistema que permite desconectar en remoto a las instalaciones industriales y fábricas en caso de necesidad se llama SRAD, este es un mecanismo que permite a Red Eléctrica de España (REE) solicitar a grandes consumidores industriales que reduzcan temporalmente su consumo eléctrico. Esta herramienta se utiliza para mantener la estabilidad del sistema eléctrico en momentos críticos, como picos de demanda o caídas inesperadas en la generación, especialmente de fuentes renovables, como fue el caso del pasado 28 de abril. Sin embargo, una de las situaciones que se le reprochan a REE, es que a principios de 2025 modificaran la operativa del SRAD, impidiendo su activación durante las horas centrales del día. Esta decisión se basó en la idea de que la alta disponibilidad de energía solar durante esas horas reduciría la necesidad de activar el mecanismo.

El SRAD, tampoco es un sistema de protección de seguridad que se esté activando a todas horas, en el año 2024 solamente se activó en 4 ocasiones: 22 de mayo; 10 de julio; 11 de diciembre y 12 de diciembre. Gracias a esta activación, en aquellos momentos se logro estabilizar un desbalance entre la generación y la demanda eléctrica, movilizando (desconectado) una potencia industrial de 609 MW .

Este mecanismo de protección no existe solo en España, en el año 2021, el día 8 de enero, aproximadamente a las 14:05 CET, la frecuencia en la zona noroeste de Europa continental bajó hasta los 49,74 Hz en un período de unos 15 segundos. Al mismo tiempo, la frecuencia en el área sureste aumentó hasta 50,6 Hz, lo que produjo un desfase de 1Hz dentro de Europa. En este momento entró en funcionamiento el sistema de protección similar al SRAD español, desconectando servicios industriales en Francia e Italia por una potencia 1,7 GW, de este modo se logró reducir la desviación de frecuencia y estabilizar la situación.

El problema que el SRAD, no es un sistema automático, tiene un tiempo de retraso en su activación de aproximadamente 15 minutos. Por lo que de nuevo, la clave será obtener todos los datos de la frecuencia en la red española a partir de las 12:00. Ya hemos visto que a las 12:05 horas de ese mismo días en Málaga, ya se estaban detectado problemas con la frecuencia. Pero de 10:50 a 12:33, no he podido conseguir las métricas de frecuencia de todos los sensores de la red, solo de dos y uno de ellos no es ni de España, por lo que no se puede saber si minutos antes del apagón total, hubo desfases en las frecuencia de otras zonas que pudieran haber sido corregidos con el SRAD.

La dificultad de escribir este artículo, es que lo estoy haciendo sin datos oficiales y a muy pocas horas de haber sucedido el apagón. Toda la telemetría que he utilizado para realizar este análisis la obtuve de realizar consultas en bases de datos públicas. Obviamente los operadores de red que están realizando el análisis oficial del suceso, tienen acceso a muchos mas datos y logs de lo ocurrido, que espero que en un futuro se hagan públicos, pero de momento, nos tenemos que conformar que este análisis inicial.

ACTUALIZACIÓN: 01/05/2025 19:00 horas:

En la siguiente gráfica se muestra con mucho más detalle como estaba la frecuencia eléctrica a las 12:33 horas del 28 de abril. Se puede apreciar como a las 12:33:05 CEST (en la gráfica aparece 10:33:35 ya que está en formato UTC) hay una fuerte sub-frecuencia, en la que en 40 segundos, la frecuencia cae de 49,990 Hz a 49,840 Hz. Son exactamente los 0,15 Hz que había calculado de desfase cuando escribí el artículo inicial.

En los cinco segundos, entre las 10:33:35 a 10:33:40 horas se produce una fuerte oscilación de la onda desde los 49,950 Hz a los 49,865 Hz, una caída, recuperación y otra caída de 0,085 Hz. La curva que sigue la frecuencia, puede ser compatible con la respuesta de generadores tipo grid-following (los que copian la frecuencia, que ya comenté anteriormente) ya que se aprecia como la curva parece reaccionar ante un aumento repentino de carga en la red. Al no tener la capacidad de establecer frecuencia por sí mismo, estos generadores dependen completamente de la red para sincronizarse. En el momento en que la carga se incrementa bruscamente, la frecuencia de la red sufre una caída. Esta caída viene acompañada de oscilaciones que reflejan una respuesta inestable y lenta, al tratar el inversor o generador de crear una onda digital similar a la de la red.

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