Así lo señala Entso-e en su informe factual sobre el incidente publicado este viernes, en el que afirma que los motivos que provocaron las desconexiones de plantas de generación previas al colapso son desconocidos puesto que la tensión estaba todavía dentro de los límites.

El informe de Entso-E, organización a la que pertenece Red Eléctrica, presenta un relato detallado de las condiciones del sistema el 28 de abril que precedieron al apagón, la secuencia de eventos y el proceso de restablecimiento.

La investigación, realizada por un panel de 45 expertos de operadores de redes de transporte y autoridades reguladoras de toda Europa se basó en una extensa recopilación de datos de unidades generadoras, usuarios significativos de la red y operadores de redes de transporte y distribución.

El informe factual constituye el primer informe importante del Panel de Expertos y se ha realizado de conformidad con la normativa de la UE. Hoy en día, ya se está trabajando en la preparación del informe final, cuya publicación está prevista para el primer trimestre de 2026. Este incluirá un análisis detallado de las causas raíz y recomendaciones para prevenir que se repitan eventos similares en el sistema eléctrico europeo en el futuro.

Según el informe, la mañana del 28 de abril de 2025 se caracterizó por una creciente generación de renovables, lo que provocó una disminución de los precios en el mercado diario y un aumento de las exportaciones de España.

Asimismo, afirma que antes del incidente la red se consideraba segura y no se detectaron problemas importantes en la zona afectada durante la fase de planificación operativa y que la capacidad de producción disponible podía satisfacer el consumo previsto.

A continuación, indica que desde aproximadamente las 09.00, la variabilidad de la tensión en España comenzó a aumentar, aunque sin variaciones significativas, hasta poco después de las 10.30, cuando la tensión en una parte de la red de transmisión de 400 ilovoltios (kV) se acercó brevemente, pero no superó, los 435 kV.

Asimismo, sostiene que las tensiones en la red de 400 kV se mantuvieron por debajo de 435 kV durante el período previo al incidente y que no se detectaron oscilaciones significativas con amplitudes superiores a 20 megahercios (MHz) hasta las 12.03.

DOS OSCILACIONES

A este respecto, relata que durante la media hora previa al apagón, se observaron dos periodos principales de oscilaciones (variaciones de potencia, tensión y frecuencia) en el Área Síncrona de Europa Continental (AECE) y que el primero, de carácter local, tuvo lugar entre las 12.03 y las 12.08.

El análisis indica que esta oscilación afectó principalmente a los sistemas eléctricos español y portugués, con una frecuencia dominante de 0,63 Hz. La segunda oscilación se produjo entre las 12:19 y las 12:22 como una oscilación transnacional , con una frecuencia dominante de 0,21 Hz, correspondiente al modo continental Este-Centro-Oeste.

Como consecuencia, para amortiguar estas oscilaciones, los operadores de red adoptaron diversas medidas de mitigación, como la reducción de las exportaciones de España a Francia, el acoplamiento de líneas eléctricas internas en el sur de España o el cambio del modo de operación del enlace HVDC entre Francia y España, cuya naturaleza provocó un aumento de la tensión en el sistema eléctrico ibérico.

Pese a ello, según Entso-E, a las 12.32.00, punto de inicio del incidente considerado a efectos del informe, la tensión del sistema eléctrico ibérico en el nivel de 400 kV era inferior a 420 kV y no se observó ninguna oscilación notable con una amplitud superior a 20 MHz.

PRIMERAS DESCONEXIONES

Después, el informe se centra en dos series de desconexiones, cuyos motivos considera desconocidos, lo que resultó en una pérdida de aproximadamente 725 megavatios (MW) de instalaciones fotovoltaicas y termosolares conectadas a dos subestaciones de transmisión de 400 kV en la zona de Badajoz.

En la primera subestación, una línea de evacuación se disparó a las 12.33. La tensión a 400 kV en el momento del disparo era de 435,4 kV, pero para Entso-E este valor, debido a la forma en que se calculan y registran los fasores, podría estar influenciado por la pérdida de generación. En la segunda subestación, el disparo se produjo casi de forma simultánea;

Posteriormente, en tres segundos, se produjeron varios cortes que provocaron la desconexión de la generación eólica y solar en Segovia, Huelva, Badajoz, Sevilla y Cáceres, por un total aproximado de 930 MW (o incluso más de 1100 MW, como indica la variación de frecuencia). Algunos de estos cortes se debieron a la protección contra sobretensiones, pero la mayoría son desconocidos para Entso-E.

Finalmente, otros tres segundos más tarde se produjo la separación eléctrica del sistema ibérico con la interrupción de las líneas de alta tensión continua (HVDC) que transmitían energía de España a Francia debido al modo de potencia constante en ese momento, y todos los parámetros de los sistemas eléctricos español y portugués colapsaron.

Además, el informe indica que en el minuto previo al colapso se produjeron varios cortes de suministro importantes. En concreto, se registraron una pérdida de 208 MW en generadores eólicos y solares distribuidos en el norte y sur de España, así como un aumento de la carga neta en las redes de distribución de aproximadamente 317 MW, que podría deberse a la desconexión de pequeños generadores integrados de menos de 1 MW (principalmente fotovoltaicos en tejados), a un aumento real de la carga o a una combinación de ambos. Se desconocen también las razones de estos eventos.

También antes del colapso se produjeron importantes desconexiones en las regiones de Granada, Badajoz, Sevilla, Segovia, Huelva y Cáceres, lo que provocó una pérdida adicional de generación de al menos 2 GW (los efectos de la desviación de frecuencia sugieren una pérdida de incluso 2,2 GW).