El apagón masivo que afectó a España el pasado mes ha puesto bajo lupa la estabilidad del sistema eléctrico, especialmente en el contexto de la transición hacia energías renovables. Aunque la primera reacción pública señalaba la baja inercia del sistema debido al alto peso renovable como causa principal del colapso, con el tiempo y el avance de las investigaciones, el discurso se ha sofisticado y matizado considerablemente.
Durante semanas, se sucedieron especulaciones sobre lo que originó realmente el “cero eléctrico”. A medida que han ido saliendo más datos oficiales y análisis técnicos, se revela un escenario más complejo, donde la baja inercia no fue el desencadenante directo aunque sí jugó un papel relevante en el agravamiento del problema una vez la península quedó aislada del continente.
El concepto de inercia en la red eléctrica
La inercia eléctrica es la capacidad de resistencia del sistema ante cambios bruscos de frecuencia y tradicionalmente la proporcionan las turbinas y generadores de las centrales convencionales (térmicas, nucleares e hidráulicas). Las nuevas fuentes renovables, al conectarse mediante sistemas electrónicos, no generan inercia de forma natural, lo que desde un principio llevó a muchos expertos y voces públicas a ponerlas en el foco de la polémica.
Los datos oficiales han desmontado esa hipótesis inicial. Según ha confirmado la vicepresidenta para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, el nivel de inercia el día del apagón se situaba en 2,3 segundos, por encima del mínimo de 2 segundos recomendado por los operadores europeos Entso-E. De hecho, otros países europeos operan habitualmente con inercias más bajas, como expone Joan Groizard, Secretario de Estado de Energía.
Secuencia de oscilaciones y desconexiones
Las investigaciones en curso han detectado oscilaciones anómalas en la red europea horas antes del colapso, algunas incluso registradas a la vez en España, Francia y Alemania. La primera oscilación importante ocurrió sobre las 12:03, y su origen exacto aún es desconocido. Unos veinte minutos después se registró otra oscilación menos intensa pero ampliamente extendida, que llegó hasta países como Letonia. Todo esto generó un entorno inestable que fue el preludio del resto de incidentes.
Poco después, en apenas veinte segundos, se desencadenaron tres desconexiones de generación (sumando 2,2 GW) en Granada, Badajoz y Sevilla. Esta coincidencia temporal ha hecho que los expertos descarten la simple casualidad y busquen una causa común, señalando directamente a sobretensiones en el sistema como el elemento crítico. Varios análisis, incluido el del profesor Luis Badesa, apuntan a que estas perturbaciones previas en la red pueden haber sido el origen del desenlace.
La inercia como agravante, no como causa
Con el sistema ya aislado del resto de Europa, el nivel de inercia cobró especial importancia. En ese instante, España importaba un alto porcentaje de energía renovable (alrededor del 59% solar y 11% eólica). Al perder el apoyo de los grandes generadores del continente, la frecuencia de la red comenzó a fluctuar rápidamente. La falta de inercia suficiente provocó que los sistemas de protección actuaran en cascada, desconectando centrales para evitar daños mayores y contribuyendo al apagón.
Los análisis técnicos y declaraciones oficiales coinciden en que la baja inercia no fue el origen del fallo, aunque sí aceleró el colapso. La estructura del sistema no estaba preparada para soportar desconexiones masivas en modo isla, lo que dejó a la red en un momento muy vulnerable.
Las consecuencias en la gestión y el futuro de la red
Tras el evento, se ha incrementado la presencia de generación síncrona en la red para garantizar mayor estabilidad. Este aumento en la proporción de centrales con inercia elevó los costes del sistema, ya que es necesario mantener tecnologías menos flexibles y más costosas para asegurar el suministro. Este incremento en los gastos ya se refleja en la factura eléctrica de los consumidores del mercado regulado (PVPC) y probablemente afectará a quienes están en el mercado libre al renovar sus contratos.
Es evidente que la adaptación tecnológica requiere nuevas estrategias que incluyan almacenamiento, microrredes y sistemas de respaldo, para garantizar un suministro fiable en un entorno de alta penetración renovable. La gestión de la transición energética debe incorporar estos aspectos para evitar incidentes similares en el futuro, asegurando una red más resiliente y segura.
Las autoridades esperan un informe oficial completo en menos de tres meses que aclare todos los aspectos técnicos y responsabilidades del incidente. Aunque aún persisten interrogantes, cada vez más voces subrayan la importancia de robustecer la red y apoyar la integración de renovables mediante tecnologías que aporten estabilidad y flexibilidad.
