Una subestación eléctrica.
FCC alertó a Red Eléctrica antes del apagón: había riesgo de colapso por sobretensión en las subestaciones que mantenía
Los centros de transformación detectaron anomalías vinculadas a picos de tensión elevados semanas antes del 'cero energético'.
Más información: REE pidió cambiar los criterios de protección de la red por la entrada masiva de renovables meses antes del apagón
Los problemas de sobretensión en la red eléctrica eran un secreto a voces y Red Eléctrica de España (REE), como operador del sistema, estaba al tanto de la situación.
Según ha podido saber EL ESPAÑOL-Invertia por fuentes conocedoras, la empresa FCC -especializada, entre otras cosas, en la construcción y mantenimiento de subestaciones eléctricas para compañías distribuidoras- advirtió al operador del sistema del riesgo inminente de colapso en estas instalaciones críticas semanas antes del apagón.
Durante ese periodo, centros de transformación bajo el mantenimiento de FCC comenzaron a registrar anomalías vinculadas a picos de tensión elevados, lo que ponía de manifiesto un desequilibrio creciente en la red.
Las mismas fuentes indican que estas incidencias llegaron a afectar a los relés de protección, dispositivos encargados de detectar fallos eléctricos y desconectar los equipos afectados para evitar daños mayores.
FCC trasladó su preocupación a Red Eléctrica por el deterioro progresivo de la estabilidad del sistema que se observaba desde un mes antes del apagón. De hecho, según advierten las mismas fuentes, de no haberse producido la desconexión masiva del sistema el pasado 28 de abril -una medida de emergencia para estabilizar el sistema-, las subestaciones eléctricas “se habrían fundido” por el exceso de carga. Consultada por este asunto, FCC ha declinado hacer comentarios.
La advertencia de la FCC se suma a una serie de incidentes que ya venían evidenciando inestabilidades en la infraestructura eléctrica, no sólo en las horas previas al apagón -como han manifestado varios expertos a través de gráficas obtenidas con analizadores de red-, sino también en las semanas anteriores.
El primer antecedente se remonta al 22 de abril, cuando un fallo eléctrico afectó a los sistemas de señalización ferroviaria entre Pajares y Chamartín, paralizando durante dos horas la circulación de trenes.
Según explicó entonces el propio ministro de Transportes, Óscar Puente, en sus redes sociales, el motivo fue “un exceso de tensión” en la red eléctrica, que provocó que “saltasen las protecciones de las subestaciones”. Estas protecciones actúan para aislar y evitar que este fallo derive en una avería más grave con consecuencias mayores.
Ese mismo día, Repsol se vio obligada a detener la actividad en su refinería de Cartagena debido a "una parada inesperada" provocada por "problemas técnicos con el suministro eléctrico".
También en la madrugada del 22 de abril, se registró un "fallo eléctrico" en el Ministerio de Sanidad que afectó al sistema de refrigeración de su Centro de Procesamiento de Datos (CPD). Aunque no se especificaron las causas, el fallo provocó un sobrecalentamiento y la caída temporal de varios servicios digitales.
Si bien las señales de alerta se intensificaron en el mes previo al apagón, ya desde principios de año se registraban incidentes relevantes. El pasado 9 de enero, la central nuclear de Almaraz II (Cáceres) notificó al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) una parada automática del reactor, que en ese momento operaba al 100% de potencia, debido a un fallo en el generador eléctrico.
Según informó el CSN, "unas horas antes" el regulador de tensión había pasado a modo "manual" como consecuencia de "fuertes oscilaciones detectadas en la red de alta tensión". Esa anomalía provocó una baja tensión de excitación en el generador, lo que activó los sistemas de protección de la turbina y obligó a detener automáticamente el reactor.
Aunque la causa exacta del apagón aún se encuentra bajo investigación y Red Eléctrica ha descartado que la alta penetración de energías renovables fuese la causa directa del colapso, distintas fuentes del sector energético sostienen que el sistema eléctrico estaba operando al límite de su capacidad para integrar estas tecnologías. Este nivel de exigencia habría contribuido a generar una red más vulnerable e inestable.
Muchas renovables y poco respaldo
Durante las semanas previas al cero energético del 28 de abril, ya se venían registrando señales de alerta: momentos de sobretensión, coincidiendo con picos de producción solar, especialmente en las horas centrales del día. En esos periodos, la generación fotovoltaica llegaba a superar la demanda real del sistema.
Una de las claves del desequilibrio está en que la energía renovable no aporta lo que se conoce como "inercia sincrónica". A diferencia de las tecnologías convencionales (como la hidráulica, el gas o la nuclear), que generan electricidad mediante turbinas sincronizadas con la red eléctrica y estabilizan su frecuencia, las renovables conectadas mediante inversores electrónicos no ofrecen ese "colchón" ante perturbaciones.
En concreto, el lunes 28 de abril a las 12:30, segundos antes del gran colapso que dejó sin luz a la península ibérica, la energía fotovoltaica alcanzaba 18 gigavatios (GW), un 54,9% de la producción total. Le seguía la eólica, con un 10,9%.
Por contra, el sistema contaba con escasa presencia de generación síncrona que aportase estabilidad al sistema: tres reactores nucleares estaban fuera de servicio, muchas hidroeléctricas en mantenimiento programado y baja producción de gas.
Alertas en informes
Ya en enero, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) advertía en un análisis sobre el control de tensión -incluido en su revisión sobre la retribución de las redes- de los riesgos crecientes en el sistema eléctrico. En su informe, alertaba de que la integración masiva de energías renovables, junto con una caída sostenida de la demanda, estaba generando fuertes oscilaciones en los niveles de tensión que, de no corregirse, podrían desembocar en apagones.
Además, el regulador señalaba que el descenso en el consumo eléctrico reduce la necesidad de transportar energía activa a través de la red y, al mismo tiempo, disminuye el uso de energía reactiva, lo que puede contribuir a una subida indeseada de la tensión. Esta combinación de factores, advertía la CNMC, podría intensificarse en el corto y medio plazo.
En febrero, Redeia (matriz de Red Eléctrica) incluyó por primera vez entre los riesgos identificados la desaparición de generación firme -como la nuclear, el gas y el carbón- debido al cierre progresivo de centrales, así como los desafíos asociados a un exceso de generación renovable no gestionable.
En su informe financiero de 2024, publicado en la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), detalla por primera vez que “el cierre de centrales de generación convencional como las de carbón, ciclo combinado y nuclear (consecuencia de requisitos regulatorios), implica una reducción de la potencia firme y las capacidades de balance del sistema eléctrico, así como su fortaleza e inercia”.
De hecho, en enero, el operador pidió al Gobierno una actualización de los criterios de protección de la red eléctrica. En su análisis Criterios Generales de Protección del Sistema Eléctrico Español (CGP-SEE), publicado en mayo de 2024, el operador del sistema advirtió que el fuerte crecimiento de la generación renovable exige una revisión profunda de las actuales pautas de seguridad.
