ENTSO-E ha publicado recientemente el informe final del panel de expertos sobre el apagón del 28 de abril de 2025 en España y Portugal en el que se identifican las causas del incidente y presenta recomendaciones para reforzar la resiliencia del sistema eléctrico interconectado de Europa. Pincha aquí para consultar el informe.
AEE ha elaborado un resumen con algunas de las principales conclusiones del informe. Estas conclusiones, en ningún caso muestran la posición o interpretación de AEE respecto al incidente, sino las conclusiones presentadas por ENTSO-E en el documento.
Análisis de los factores relevantes que condujeron al incidente
Respecto a los fenómenos y las acciones operativas que precedieron y desencadenaron el apagón del 28 de abril de 2025, algunos de los puntos más relevantes:
- Control de Tensión El análisis identifica que la falta de efectividad en el control de tensión fue el fenómeno central del incidente. Los recursos de potencia reactiva no pudieron absorber el aumento súbito de tensión debido a varios factores:
- Gestión manual de reactancias: las maniobras para conectar reactancias de absorción se realizaban de forma manual, lo que requería un tiempo de decisión incompatible con la rapidez del evento.
- Plantas renovables con factor de potencia fijo: estas plantas no respondieron a las variaciones de tensión; de hecho, al reducir su potencia activa, disminuyeron también su absorción de reactiva, agravando la subida de tensión.
- Incumplimiento de generadores convencionales: Varias unidades síncronas no alcanzaron la referencia de absorción obligatoria (Q-reference) en la mañana del incidente.
- Oscilaciones. Se analizaron dos episodios oscilatorios críticos en la media hora previa al colapso:
- Oscilación de 0,63 Hz: Clasificada como una oscilación forzada impulsada por convertidores, localizada principalmente en la zona de Almaraz-Carmona (España).
- Oscilación de 0,2 Hz: Una oscilación inter-área (modo Este-Centro-Oeste) que afectó a toda la Europa Continental. Las medidas de mitigación para amortiguar estas oscilaciones (como la reducción de exportaciones a Francia) tuvieron el efecto secundario de elevar aún más el perfil de tensión en el sur de España.
Mediciones de los fasores de frecuencia y tensión en toda Europa, destacando la forma de los modos de oscilación y su impacto geográfico en la península ibérica:
- Análisis de Flujos Red de Transporte – Red de Distribución: Se detectó una alta correlación entre los picos de tensión en la red de transporte y la desconexión masiva de pequeños generadores fotovoltaicos (< 1 MW) conectados a la red de distribución (DSO). Estos disparos automáticos por sobretensión alteraron los flujos de potencia entre redes, contribuyendo a la inestabilidad. Sobre la desconexión masiva de generación fotovoltaica de pequeño tamaño (< 1 MW), la siguiente imagen representa la correlación entre los flujos RdT – RdD y la cantidad estimada de generación desconectada, evidenciando cómo los picos de flujo coinciden con los momentos de mayores disparos de inversores domésticos
- Estabilidad del Sistema y Planes de Defensa A pesar de que el plan de defensa (disparo de cargas por subfrecuencia) se activó según lo diseñado, no fue suficiente para evitar el colapso. Las simulaciones indicaron que el aumento de la inercia del sistema tampoco habría evitado la pérdida de sincronismo debido a la rapidez de las desconexiones en cascada por sobretensión.
“Punto de no Retorno” mediante mediciones de área amplia (WAMS), mostrando la trayectoria angular que llevó a la desconexión irreversible de España con Francia:
Por último, el informe recoge el siguiente análisis causa-raíz que interrelaciona todos los elementos que contribuyeron al incidente:
Conclusiones y recomendaciones
El informe presenta un conjunto de recomendaciones diseñadas para fortalecer la resiliencia del sistema eléctrico europeo. Alguno de los aspectos más relevantes planteados por ENTSO-E:
1. Observaciones sobre los requisitos aplicables
El Panel identifica divergencias entre los requisitos legales y las necesidades del sistema. Se observaron interpretaciones discrepantes entre distintos actores sobre los límites de tensión en la red de 400 kV y las obligaciones de control de tensión en España. Para mejorar la claridad legal y el cumplimiento, se sugiere:
- Emitir guías de implementación claras para nuevas normativas.
- Realizar un monitoreo regular de la efectividad de la legislación ante la evolución tecnológica.
- Utilizar incentivos económicos y mecanismos de penalización efectivos para asegurar el comportamiento deseado de los usuarios de la red.
2. Recomendaciones vinculadas a las causas raíz
Estas medidas buscan mitigar directamente los factores identificados en el árbol de causas raíz:
- Control de Tensión: se recomienda que los generadores operen preferiblemente en modo de control de tensión en lugar de factor de potencia fijo, para evitar que las rampas de potencia activa inyecten variaciones proporcionales de tensión. También se urge a armonizar el rango de operación de tensión en Europa (380–420 kV), eliminando las excepciones que permitían a España operar hasta los 435 kV, lo cual, reduce el margen de seguridad antes de las desconexiones.
- Oscilaciones: es necesario establecer un marco para mejorar el amortiguamiento de las oscilaciones inter-área en la zona síncrona de Europa Continental. Se recomienda intensificar el monitoreo con dispositivos de medición de fasores (PMU) y herramientas de alerta temprana para localizar fuentes de oscilaciones forzadas.
- Desconexiones de Generación: se debe validar que los ajustes de protección de las plantas y sus redes de evacuación sean coherentes con los requisitos normativos. Además, se propone investigar el comportamiento de desconexión y reconexión de los inversores fotovoltaicos de pequeña escala (< 1 MW), que mostraron una alta sensibilidad durante el evento.
3. Recomendaciones no vinculadas directamente a las causas raíz
Estas propuestas buscan mejorar la robustez general del sistema y los procesos de recuperación:
- Planes de Defensa: Desarrollar esquemas de disparo de carga (LFDD) adaptativos que tengan en cuenta la alta penetración de recursos energéticos distribuidos para mantener su efectividad. Los planes de defensa deben modernizarse para abordar fenómenos de variaciones rápidas de tensión.
- Proceso de Restauración: Se recomienda que las pruebas de black-start sean obligatorias y periódicas (cada 3 años). Asimismo, es crucial garantizar sistemas de comunicación por voz y herramientas de control remoto a prueba de apagones con una autonomía mínima de 24 horas.
- Gobernanza de Datos: Establecer un marco estandarizado y permanente para que los TSO, DSO y generadores proporcionen datos de alta resolución tras un incidente, facilitando análisis ex-post más precisos
Informe CNMC de recomendaciones y propuestas blackout 28 abril
Además de lo anterior, esta semana la CNMC ha publicado un informe de recomendaciones y propuestas sobre el blackout del 28 de abril. Enlace al informe aquí.
Principales recomendaciones y medidas
El plan de actuación se estructura en diferentes horizontes temporales para garantizar una implementación realista y eficaz.
Actuaciones Inmediatas
- Control de Rampas: Mantener y evaluar la eficacia de la limitación de rampas de producción para estabilizar la tensión, valorando su extensión a más instalaciones.
- Consignas de Tensión: Impulsar la habilitación de instalaciones renovables para el seguimiento de consignas de control de tensión en tiempo real.
- Mercados Europeos: Solicitar formalmente a ACER y a la Comisión Europea la adaptación de los horarios de los mercados diario e intradiario para permitir análisis de seguridad física más robustos por parte del operador.
Medidas de Corto y Medio Plazo
- Definición de “Volatilidad Aceptable”: Incorporar métricas de velocidad de variación de tensión en los procedimientos de operación (PO 1.1 y 1.4).
- Reforma de las ICE: Clarificar el régimen jurídico de las Infraestructuras Comunes de Evacuación y valorar su cesión a los gestores de red para unificar responsabilidades.
- Desarrollo de la Observabilidad: Implementar plenamente el Reglamento (UE) 2017/1485, facilitando el acceso directo de los distribuidores a telemedidas en tiempo real y mejorando la visibilidad de la generación distribuida.
- Armonización Normativa: Alinear los límites de tensión de operación con los estándares de seguridad industrial (normas UNE-EN IEC 60071), evitando que la regulación eléctrica exija niveles que degraden el aislamiento de los equipos.
Medidas Transversales y de Resiliencia
- Planes de Defensa: Modernizar los protocolos de reposición y realizar pruebas reales de arranque autónomo (black-start), garantizando el telemando incluso en ausencia prolongada de fluido eléctrico.
- Coordinación Institucional: Crear un grupo de trabajo interadministrativo (MITERD, CNMC, Ministerio de Industria) para asegurar una regulación dinámica y coherente.
- Resiliencia Multisectorial: Reforzar la autonomía energética en sectores críticos como el gasista (plantas de regasificación), telecomunicaciones (autonomía de redes móviles) y transporte ferroviario
Autoconsumo
Respecto al autoconsumo, el informe concluye lo siguiente:
- Falta de observabilidad: El operador del sistema señala que el fuerte crecimiento de las instalaciones de pequeña potencia, muchas de ellas asociadas al autoconsumo, dificulta la previsión del comportamiento de la red al no tener telemedidas en tiempo real de estas plantas.
- Impacto en la red de transporte: El aumento del autoconsumo en distribución provoca que la demanda neta en la red de transporte sea mucho menor durante las horas de gran recurso solar, lo que descarga las líneas y aumenta la volatilidad de la tensión.
- Nuevas obligaciones técnicas: El documento destaca que, con la entrada en vigor de la Orden TED/82/2026, se pone fin a ciertas exenciones para instalaciones de autoconsumo (de pequeña potencia o sin excedentes). A partir de ahora, estas deberán garantizar requisitos técnicos de robustez y capacidad para soportar huecos de tensión.
- Mejora de la visibilidad: Se menciona la tramitación de un real decreto para crear un panel de autoconsumidores que aporte datos agregados al operador del sistema para mejorar la gestión del conjunto.