Cero eléctrico del 28 A: anatomía probable de un apagón todavía por explicar

A las 12:32 h del lunes 28 de abril de 2025, la red de transporte eléctrica española sufrió una caída súbita de 15 GW —más del 50 % de la demanda en ese momento— que se desconectaron en apenas segundos. Portugal quedó igualmente sin suministro y Francia logró aislarse a tiempo gracias a sus limitadas, pero críticas, interconexiones de 2 000 MW. No se trató de un ciberataque ni de una catástrofe meteorológica: los indicios apuntan a un desequilibrio entre generación y consumo y a la pérdida simultánea de múltiples fuentes de generación. Con los datos preliminares de Red Eléctrica de España (REE) y de grandes consumidores, junto con las valoraciones de expertos independientes, este artículo describe qué pudo ocurrir y mantiene la cautela hasta conocer el informe técnico completo.

1. Antecedentes: advertencias que no bastaron

Desde principios de año, REE incluía en sus presentaciones a inversores el riesgo “moderado” de cortes estivales por saturación de nudos de 400 kV como los de Cartagena o Badajoz. Grandes industrias —Repsol, Cepsa— habían alertado de que su calidad de suministro ya sufría tensiones críticas. Al mismo tiempo, la interconexión con Francia, apenas un 2 % de la potencia instalada, convertía a la Península en una isla energética: sin capacidad real de exportar el exceso renovable ni de importar respaldo en emergencias. El resultado fue una red operando en condiciones de máximo estrés, con poca holgura para absorber imprevistos.

2. El minuto crítico: pico solar y caída en cascada

Hacia las 12:30 h, la generación fotovoltaica rondaba los 18 GW, mientras la hidráulica aportaba solo 3 GW y el gas 1 GW. Además, cinco de los siete reactores nucleares españoles estaban parados o a media carga por mantenimientos programados o restricciones operativas.

Dos minutos después, los registros apuntan a que la frecuencia del sistema cayó por debajo de 49 Hz (el valor nominal es 50 Hz), disparando las protecciones automáticas de muchas instalaciones. En menos de cinco segundos, se desconectaron unos 15 GW en cascada, pasando de un exceso de oferta a un déficit crítico de potencia firma que ningún plan de emergencia podía cubrir al instante.

3. ¿Qué es la generación “firme”?

En el sector eléctrico se distingue entre generación no firme y firme.

· No firme: fuentes cuya producción depende de la meteorología (solar, eólica). No pueden garantizar una potencia continua ni responder con rapidez a variaciones de demanda.

· Firme: aquellas que pueden modular su potencia bajo demanda del operador y que ofrecen inercia síncrona al sistema. Incluyen centrales hidráulicas de bombeo, de ciclo combinado de gas y nucleares. Su respuesta es predecible y programable en tiempo real.

El apagón del 28‑A se produjo cuando la generación no firme superó ampliamente a la firme, dejando al sistema sin la “amortiguación” mecánica necesaria para estabilizar frecuencia y tensión.

4. Síncrono e inercia: el volante de un sistema eléctrico

La inercia de un generador síncrono (gas, nuclear o hidráulico) es la energía cinética almacenada en su rotor girando a velocidad constante. Esa inercia actúa como un volante que suaviza cambios bruscos de carga.

Las fuentes no síncronas —solar y eólica— conectan la red mediante inversores electrónicos: aportan potencia, pero casi nada de inercia física. Por ello, cuando la generación no firme domina el mix, la red se vuelve más sensible a pequeños desequilibrios.

5. Sobretensión y “efecto bañera”

Una forma didáctica de entenderlo es comparar la red con una bañera.

· El grifo es la generación.

· El desagüe es la demanda.

Para mantener el nivel de agua (tensión) constante, lo que entra debe igualar lo que sale. Si abres el grifo (genera más) sin ampliar el desagüe (consumo igual), el agua sube y acaba desbordándose. En la red, ese “desbordamiento” es la sobretensión. Los inversores y transformadores, para no dañarse, se protegen desconectándose automáticamente. El 28‑A, ese mecanismo de autoprotección habría sido la chispa que desencadenó la cascada de descargas de 15 GW.

6. El criterio N‑1: la norma superada

Las redes se diseñan bajo el criterio N‑1, que exige que el sistema soporte la pérdida de un único elemento (una línea, una subestación o una central) sin colapsar.

El incidente del 28‑A implicó la desconexión simultánea de decenas de generadores y líneas, muy por encima de lo previsto en N‑1. Ello revela que la red estaba tan ajustada que un suceso múltiple, improbable en condiciones normales, se convirtió en crítico cuando la holgura operativa era prácticamente nula.

7. El “vuelco” del martes: lecciones implícitas

Al día siguiente del apagón, con condiciones meteorológicas similares, REE reconfiguró el despacho: redujo la solar a la mitad, multiplicó por cinco la hidráulica, duplicó el gas y reenganchó los siete reactores nucleares. Este volantazo sugiere que la mezcla del lunes se consideró demasiado arriesgada. Aunque faltan comunicaciones internas, la maniobra pone de manifiesto que la operación puede ajustarse rápidamente cuando se percibe peligro. (En el contexto de operación de un sistema eléctrico, el término despacho se refiere al proceso de decidir qué centrales (o “fuentes de generación”) han de conectarse, con qué potencia y en qué momento, para atender la demanda de energía manteniendo la estabilidad de la red).

8. Impactos provisionales y coste social

El Ministerio de Economía estima en 400 M€ la pérdida directa de PIB; algunas consultoras elevan esa cifra hasta 1 600 M€ al considerar la logística y los bienes perecederos afectados. Más de 300 trenes se detuvieron, miles de vuelos sufrieron retrasos y se investiga al menos un fallecimiento en atención domiciliaria por la caída de un respirador. Todas estas cifras son preliminares y podrían revisarse al alza.

9. Preguntas aún abiertas

En el apagón del 28-A, el despacho inicialmente programado había volcado casi toda la generación en fuentes “no firmes” (solar y eólica), sin dejar suficiente generación firme en reserva para reaccionar ante un exceso de oferta o una caída súbita de frecuencia. Al corregirlo al día siguiente, REE redujo la solar y aumentó hidráulica, gas y nuclear, en un claro cambio de despacho para reforzar la estabilidad del sistema.

Hasta que REE y el Ministerio para la Transición Ecológica publiquen el informe completo, quedan varias incógnitas:

· ¿Fue la sobretensión la causa inicial o un efecto acelerador?

· ¿Cómo fallaron las previsiones de demanda y el cálculo de reserva girante?

· ¿Qué protecciones dispararon primero: las de tensión o las de frecuencia?

· ¿Qué papel jugaron las decisiones humanas frente al control automático?

Deberán responder con el análisis milisegundo a milisegundo de los registros telemedidos y las grabaciones de sala de control.

10. Reflexiones para el futuro

Aunque la investigación matice detalles, el cero eléctrico del 28‑A deja ya varias lecciones:

1.    No basta con generar megavatios verdes si no hay red, almacenamiento y generación firme para gestionarlos.

2.    La inercia y la reserva girante son tan esenciales como la potencia instalada.

3.    Mayor transparencia en los criterios de despacho ayudaría a comprender y validar decisiones en tiempo real.

4.    Impulsar las interconexiones con Francia y Portugal para ganar resiliencia.

5.    Incorporar baterías y bombeo reversible donde el “efecto bañera” sea más crítico.

 Conclusión

El apagón del 28-A no fue un suceso mágico ni un fallo aislado, sino la convergencia de un pico de generación solar fotovoltaica muy alto, una red al límite de su capacidad, poca generación firme disponible y protocolos automáticos de protección que actuaron como fusibles. España acelera en renovables, pero debe reforzar simultáneamente su red y su capacidad de almacenamiento y respaldo, de lo contrario la siguiente llamada de atención podría tener consecuencias más graves. La próxima semana sabremos con detalle qué sucedió; hoy podemos afirmar que la seguridad eléctrica no admite relajaciones cuando la transición energética avanza a velocidad de crucero.