Análisis técnico del apagón de España en abril de 2025: causas, riesgos de baja inercia y soluciones de protección.

1. Resumen de lo acontecido

El 28 de abril de 2025, España sufrió un apagón eléctrico de gran magnitud que afectó a toda la Península Ibérica y a las interconexiones con Portugal y Francia. Según datos de Red Eléctrica de España (REE), se produjo una pérdida súbita de 15 GW de generación eléctrica en apenas cinco segundos a las 12:33 horas, lo que representó aproximadamente el 60% de la generación activa en ese momento (REE, Informe Preliminar del Evento, abril 2025).

Este desequilibrio instantáneo entre generación y demanda provocó una caída inmediata de la frecuencia de red y la activación de las protecciones automáticas en cascada. Los datos oficiales muestran que la demanda registrada cayó de 26.968 MW a menos de 13.000 MW en minutos (REE, Gráfico de Demanda Eléctrica, 28/04/2025). La recuperación completa del suministro se extendió hasta la madrugada del 29 de abril.

Este incidente constituye uno de los mayores colapsos eléctricos registrados en España en las últimas décadas.

2. Cómo funciona la operación de un sistema eléctrico: equilibrio entre generación y demanda

Un sistema eléctrico debe mantener en todo momento un equilibrio dinámico entre la generación y la demanda. Cualquier desviación instantánea se traduce en una variación de la frecuencia de la red, cuyo valor nominal en Europa es de 50 Hz.

Si la generación supera la demanda, la frecuencia aumenta.
Si la demanda supera la generación, la frecuencia disminuye.

La capacidad del sistema para resistir cambios bruscos de frecuencia está asociada a la inercia eléctrica, proporcionada principalmente por los generadores síncronos (centrales térmicas, nucleares, hidráulicas), cuyas masas giratorias almacenan energía cinética. Estas masas actúan como un “amortiguador natural” que desacelera la tasa de variación de la frecuencia tras una perturbación.

En sistemas con baja inercia, las variaciones de frecuencia ocurren mucho más rápido, reduciendo el margen de tiempo para que los operadores o los sistemas automáticos puedan reaccionar.

3. El mix energético antes del apagón: un contexto de baja inercia

A las 12:30 del 28 de abril de 2025, según datos de REE, el mix de generación en España era el siguiente:

Solar fotovoltaica: 18.068 MW (53,34%).
Eólica e hidráulica combinadas: aproximadamente 20%.
Ciclos combinados: 1.635 MW (4,82%).
Otras tecnologías: el resto (biomasa, cogeneración, etc.).
(Fuente: REE, Panel de Generación, 28/04/2025)

Este perfil refleja una red con altísima dependencia de generación no síncrona, especialmente la solar fotovoltaica conectada mediante inversores electrónicos. A diferencia de los generadores síncronos, los inversores no aportan inercia eléctrica natural, ya que no están físicamente acoplados mediante masas giratorias a la frecuencia de red.

La baja participación de ciclos combinados (4,82%) y la escasa presencia de otras tecnologías síncronas implicaban una contribución mínima de inercia en ese momento. Los generadores síncronos son esenciales porque sus masas giratorias pueden liberar o absorber energía cinética ante una perturbación, reduciendo la tasa de variación de frecuencia ( $df / d t$ ).

En estas condiciones, cualquier desequilibrio súbito generaría una variación de frecuencia más rápida y profunda, limitando la capacidad de respuesta de las protecciones y aumentando el riesgo de desconexiones en cascada (Bollen, Understanding Power Quality Problems, IEEE Press, 2000).

4. Hipótesis sobre el origen del evento: sobrefrecuencia o subfrecuencia

4.1. Sobrefrecuencia provocada por desconexión súbita de carga

En este escenario, una pérdida repentina de una carga significativa (una zona industrial, una ciudad, o incluso una exportación internacional) provocó un excedente instantáneo de generación.

Este excedente elevó la frecuencia de la red ( $f > 50 Hz$ ). En una red con alta inercia, este aumento habría sido amortiguado. Sin embargo, en un sistema con baja inercia, la velocidad de aumento de frecuencia ( $df / d t$ ) fue mucho mayor, activando rápidamente las protecciones de sobrefrecuencia, habitualmente ajustadas entre 50,2 Hz y 51 Hz.

Estas protecciones desconectaron generación para reducir la frecuencia, pero si actuaron de forma descoordinada o excesiva, se desconectó demasiada generación → la frecuencia cayó por debajo del nominal → activación de protecciones de subfrecuencia → colapso total.

Parámetro clave: superación del umbral de protección de sobrefrecuencia (>50,5 Hz) activando desconexiones automáticas de generación.

4.2. Subfrecuencia provocada por desconexión súbita de generación

Este escenario supone una pérdida abrupta de generación, causada por:

Desconexión automática de parques fotovoltaicos o eólicos.
Fallos en líneas de transporte que aislaron zonas generadoras.
Fallos en relés de protección o en sistemas SCADA que dispararon generación.

La caída de generación provocó una disminución de la frecuencia ( $f < 50 Hz$ ). En un sistema con baja inercia, esta caída fue rápida y profunda. Al descender por debajo de los umbrales de protección (generalmente entre 49,5 Hz y 49 Hz), se activaron los esquemas de corte automático de carga (UFLS) intentando reequilibrar generación y demanda.

Si la pérdida inicial de generación fue demasiado grande o si los cortes de carga no fueron suficientes o oportunos, la frecuencia siguió cayendo, provocando más desconexiones y un apagón generalizado.

Parámetro clave: alta tasa de caída de frecuencia () que superó la capacidad de actuación del UFLS.

5. Posibles causas iniciales: análisis y ejemplos

5.1. Posibles causas de desconexión de carga (sobrefrecuencia)

Fallo en una subestación o nodo crítico, aislando una gran región.
Desconexión de exportaciones internacionales: si España exportaba electricidad y la interconexión falló, esa demanda desapareció, creando un excedente interno.
Fallo en protecciones de baja tensión, extendiendo la zona afectada más allá del fallo inicial.

Ejemplo: el apagón europeo de 2006 se originó tras la desconexión programada de una línea en Alemania, que acabó aislando regiones enteras en cascada (UCTE, Informe Final, 2007).

5.2. Posibles causas de desconexión de generación (subfrecuencia)

Desconexión automática de parques fotovoltaicos por anomalías de tensión o frecuencia.
Fallos simultáneos en líneas de transporte que aislaron generación.
Disparo incorrecto de protecciones diferenciales o SCADA, desconectando generación crítica.

Ejemplo: en 2016, el apagón de Australia Meridional fue provocado por fallos en líneas de transporte y protecciones de aerogeneradores, generando una caída rápida de frecuencia y colapso (AEMO, Black System Report, 2017).

6. Soluciones para reforzar la resiliencia del sistema

Para evitar incidentes similares, es necesario mejorar tanto la operación como la estructura del sistema eléctrico en redes con alta generación no síncrona:

Exigir a las plantas renovables aportar inercia sintética mediante inversores avanzados.
Instalar sistemas de almacenamiento de energía de respuesta rápida (baterías, supercondensadores) estratégicamente distribuidos.
Implementar generadores síncronos virtuales en puntos críticos.
Modernizar los esquemas de protección de frecuencia y tensión para redes de baja inercia.
Coordinar mejor las protecciones de corte de generación y carga, mediante algoritmos adaptativos.
Ampliar la monitorización en tiempo real con PMUs y sistemas WAMS.

7. Mejorar las pruebas de protecciones eléctricas: una estrategia clave

Además de las soluciones a nivel de red, mejorar la fiabilidad y respuesta de las protecciones eléctricas (relés) es esencial. Muchas fallas o retardos en las protecciones podrían haberse mitigado mediante pruebas más rigurosas y basadas en escenarios reales.

Una solución crítica es implementar pruebas periódicas y basadas en escenarios dinámicos sobre relés de protección, incluyendo sobrefrecuencia, subfrecuencia y esquemas UFLS, utilizando equipos de prueba avanzados capaces de simular condiciones reales de red.

Estas prácticas permiten a las utilities:

Detectar desajustes o fallos de coordinación.
Ajustar umbrales y configuraciones según la evolución de la red.
Asegurar una actuación rápida y precisa de las protecciones durante perturbaciones.

La validación proactiva de las protecciones fortalece la capacidad del sistema para contener perturbaciones locales y evitar apagones en cascada, especialmente en redes con alta penetración de renovables.

Conclusión

El apagón de España del 28 de abril de 2025 evidencia la vulnerabilidad de los sistemas eléctricos modernos con baja inercia. Tanto la hipótesis de una sobrefrecuencia por pérdida de carga como la de una subfrecuencia por pérdida de generación son técnicamente viables y plantean desafíos en la gestión de protecciones, coordinación y estabilidad.

La transición energética debe acompañarse no solo de más generación renovable, sino de una infraestructura y gestión capaces de garantizar la estabilidad dinámica mediante protecciones mejoradas, inercia sintética, reservas rápidas y protocolos de prueba avanzados que aseguren un sistema eléctrico seguro y resiliente.

Fuentes consultadas:

Red Eléctrica de España, Informe Preliminar del Evento, abril 2025.
Red Eléctrica de España, Panel de Generación y Demanda, 28/04/2025.
Kundur, P., Power System Stability and Control, McGraw-Hill, 1994.
Bollen, M., Understanding Power Quality Problems, IEEE Press, 2000.
UCTE, Informe Final, 2007.
Australian Energy Market Operator (AEMO), Black System Report, 2017.

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