ChatGPT generó imagen aérea de una importante subestación de transmisión ibérica, destacando la infraestructura que se hizo crítica durante el apagón de abril de 2025
El 28 de abril de 2025, la Península Ibérica experimentó un drástico apagón. Exactamente a las 12:33:30, un fallo en cascada desconectó las redes de España y Portugal del sistema eléctrico europeo más amplio, sumiendo a millones en la oscuridad. Ahora no tenemos las tomas calientes de la habitual chusma antirrenovable, sino el informe de 192 páginas de España sobre las causas.
El evento se produjo al mediodía, el evento se llevó a cabo en condiciones típicas de la primavera: clima suave, moderada demanda de electricidad y abundante generación renovable. Esta combinación creó precios atípicamente bajos de la electricidad al por mayor, con cantidades significativas de energía renovable que se redujeron, pero el apagón no fue un evento impulsado por energías renovables.
Más bien, fue el resultado de múltiples capas de planificación insuficiente, gestión inadecuada de la voltaje y dinámica de la red mal gestionada. El 50% de la asignación de responsabilidades fue a las fallas humanas en la planificación, 30% a generación heredada no funcionaba como estaba diseñado para hacerlo, y 20% a las energías renovables que salían del sistema porque no estaban configurados para lidiar con el escenario, una vez más un fallo humano más que un fallo tecnológico.
En mi examen anterior, De la oscuridad a la luz, discutí los procedimientos de arranque negro bien orquestados que reiniciaron con éxito la cuadrícula ibérica. Ese artículo hizo hincapié en el papel crítico de las centrales hidroeléctricas, que tienen capacidades de reinicio autónomas únicas, así como estrategias insulares coordinadas que restablecieron gradualmente la estabilidad de tensión y frecuencia. El evento del 28 de abril reforzó la importancia de estas instalaciones hidroeléctricas con capacidad de solárium, incluso cuando el almacenamiento de baterías y los recursos avanzados basados en inversos comienzan a asumir papeles más prominentes en futuros planes de recuperación. Para el arranque negro, los operadores de la red en España y Portugal se prepararon y ejecutaron bien. Pero el informe deja claro que no lograron impedir el requisito del inicio negro en primer lugar.
Para entender completamente el apagón, es crucial mirar más allá de la restauración y en las condiciones que lo precipitaron. Esa mañana, el sistema se enfrentó a fluctuaciones de voltaje persistentes y oscilaciones inusuales de frecuencia. La red ya presentaba signos de tensión debido a factores estructurales y operativos: específicamente, la falta de capacidad de regulación de voltaje dinámico y la mala desplomandad de oscilación. A medida que las condiciones del sistema evolucionaron a lo largo de la mañana, varios eventos de oscilación más pequeños fueron manejados con éxito, pero indicaron una preocupante falta de estabilidad del sistema. Al mediodía, las condiciones de la red se habían vuelto cada vez más volátiles, impulsadas por las interacciones entre los cambios en la producción de generación renovable, en particular la energía solar, y los cambios en los saldos de las importaciones y exportaciones de electricidad con Francia.
La secuencia que llevó a la falla total de la cuadrícula comenzó poco después de las 12:30 pm. El sistema experimentó un rápido aumento de la tensión a través de muchos nodos de transmisión. Este aumento de voltaje fue inicialmente manejable pero luego se intensificó rápidamente, causando la desconexión de varias instalaciones de generación renovable, no principalmente debido a cuestiones inherentes a la energía eólica o solar, sino más bien debido a la inadecuada gestión de voltaje y protecciones del sistema en estas instalaciones. Estas desconexiones exacerbaron significativamente la inestabilidad de la tensión y provocaron un mayor tropiezo en las subestaciones de evacuación de generación compartida, principalmente subestaciones relacionadas con las renovables en el sur y el suroeste de España.
En aproximadamente 30 segundos, oleadas sucesivas de pérdida de generación se produjeron debido a las condiciones de sobretensión en cascada y, posteriormente, a viajes de poca frecuencia. Estas pérdidas de generación se debieron a la incapacidad del sistema de red más amplio, incluidas las subestaciones y las infraestructuras de interconexión, para gestionar los picos de tensión de manera eficaz. El informe señala explícitamente que la mayoría de los viajes se produjeron en infraestructura de evacuación utilizada conjuntamente por múltiples generadores renovables, instalaciones diseñadas con control de factores de potencia fijos en lugar de una regulación de tensión dinámica. Esta falta de capacidad de gestión de voltaje, combinada con la aplicación inadecuada del código de red y el débil despliegue de equipos de amortiguación, desencadenó una serie creciente de perturbaciones de tensión y frecuencia que culminaron en el colapso del sistema completo.
Este escenario catastrófico se habría desarrollado de manera similar en una red dominada por la generación fósil? El informe indica claramente que probablemente no lo habría hecho, pero no específicamente porque la generación fósil es superior. Más bien, la ventaja clave de los generadores sincrónicos tradicionales es su inercia inherente y las capacidades dinámicas de alimentación reactiva que acompañan a los generadores de turbina convencionales. Estas características proporcionan un amortiguador sustancial contra oscilaciones de tensión rápida y perturbaciones de frecuencia. Sin embargo, volver a la generación fósil no es sostenible ni necesario. El futuro sistema energético puede replicar e incluso superar estas características de estabilidad mediante el uso estratégico de tecnologías avanzadas de inverso, recursos formadores de red y equipos dinámicos de estabilización de tensión.
Reflexionando sobre el incidente, el comité investigador recomendó varias medidas críticas. En primer lugar, se necesita urgentemente la aplicación inmediata de un requisito dinámico de control de tensión en todos los tipos de generación. Las instalaciones renovables funcionan actualmente principalmente bajo arreglos de factores de potencia estáticos, limitando su capacidad de respuesta durante las perturbaciones de la red. La introducción del control dinámico de la tensión por parte de las plantas renovables, similar a la regulación aplicada actualmente a las centrales térmicas, mitigaría sustancialmente los riesgos de futuros fallos en cascada.
Además, el comité hizo hincapié en inversiones significativas en hardware estabilizador avanzado de la red, como compensadores sincrónicos, STATCOM y sistemas FACTS. Estas tecnologías proporcionan un apoyo continuo, receptivo y dinámico de tensión y frecuencia, capacidades que deben añadirse cuidadosamente a las redes de ricos en energías renovables. El despliegue de estos dispositivos estratégicamente en toda la red de transmisión, particularmente en puntos vulnerables a las fluctuaciones de tensión, mejorará dramáticamente la estabilidad y la resiliencia del sistema.
La actualización de los marcos regulatorios también es esencial. Los códigos de red actuales se centran estrictamente en los umbrales de tensión en estado estacionario, abordando inadecuadamente aumentos de voltaje transitorio rápidos. El comité aboga por revisiones de código de red para incluir normas más claras sobre las capacidades de transporte durante las escaladas de tensión rápida, asegurando que los recursos de generación basados en inversores permanezcan operativos durante eventos transitorios en lugar de desconectarse prematuramente.
Además, el comité destacó las reformas necesarias del mercado. El apagón reveló que la fijación negativa de precios del mercado intradía condujo a cambios bruscos en la generación renovable, causando fuertes fluctuaciones del sistema y contribuyendo a la inestabilidad. La adaptación de las estructuras del mercado, incluidos los retrasos en los cierres de mercado intradivial o la introducción de mecanismos que restan abruptos cambios bruscos en la producción de producción, pueden mejorar la flexibilidad operativa y la estabilidad de la red.
También se abordó la ciberseguridad y la resiliencia digital, a pesar de que no se encontraron pruebas directas de ciberataque. El comité recomendó una regulación más estricta de la ciberseguridad para todas las instalaciones conectadas a la red, especialmente a los operadores medianos y más pequeños que actualmente no están cubiertos por estrictas normas de cibercuartelación. Mejorar la precisión de los datos, la supervisión y la capacidad de sensibilización en situaciones hora real para los operadores de la red mejorará las respuestas en futuras emergencias de la red.
Por último, se determinó que la mejora de la participación en la demanda y la aceleración del despliegue de almacenamiento eran elementos críticos de la resiliencia. El aumento de la electrificación industrial y comercial impulsa la demanda de referencia, mejorando el entorno operativo y las condiciones de gestión de la red. Simultáneamente, el almacenamiento de baterías y los proyectos híbridos de almacenamiento renovable proporcionan servicios esenciales, incluyendo soporte de frecuencia y voltaje durante las perturbaciones.
Las recomendaciones de organización incluyeron el establecimiento de un regulador nacional de la energía totalmente independiente con una mayor capacidad de supervisión. Las ambiguedades en las estructuras de propiedad y responsabilidad, en particular en la infraestructura de evacuación renovable compartida, contribuyeron a la confusión operativa y a los retrasos durante las condiciones de crisis. Una supervisión normativa clara puede racionalizar las respuestas futuras y aclarar la rendición de cuentas por la infraestructura crítica de la red.
En resumen, el apagón del 28 de abril no fue simplemente un fracaso impulsado por las energías renovables. En su lugar, expuso vulnerabilidades sistémicas más amplias en la planificación de la red, la gestión operativa, la aplicación de la estabilidad de tensión y la dinámica del mercado. La energía renovable no fue ni la causa ni el problema, pero el incidente subraya la urgente necesidad de asegurar que las redes ricas en energías renovables encarnen capacidades de voltaje y gestión de frecuencias robustas tradicionalmente proporcionadas por generadores fósiles sincrónicos. El futuro, sin embargo, pertenece claramente a energías renovables apoyadas por tecnologías de inversor avanzadas, hardware de estabilización de tensión dinámico, estructuras de mercado inteligentes y marcos regulatorios sólidos.
Sin duda, el Global Power System Consortium (GPST), cofundado por Mark O-Malley, actual profesor de sistemas de poder Leverhulme en el Imperial College de Londres, ha estado comprometido con la discusión y estará diseccionando las lecciones durante años. Espere que muchos doctores en ingeniería de energía salgan de esto explorando diferentes aspectos complejos y enfoques potenciales. Espere las lecciones aprendidas para dar forma a las operaciones de la red a nivel mundial. Ciertamente he estado volviendo a mi conversación con O-Malley (parte 1, parte 2) una y otra vez, incluyendo esta mañana mientras discutía el informe con clientes de inversión en infraestructura en Toronto.
El éxito anterior en reiniciar rápidamente la red después del apagón es un testimonio de la capacidad de la industria para una respuesta de emergencia efectiva. Sin embargo, evitar la repetición de un evento de este tipo requiere inversiones estratégicas, reformas regulatorias, mejoras tecnológicas y mejoras sistémicas en la planificación.
https://cleantechnica.com/2025/06/18/inside-the-iberian-grid-collapse-what-really-went-wrong/
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