España perdió hasta 20.000 MW de generación en media hora: el dato que descarta un ciberataque en el mayor apagón de la historia de España

España perdió este lunes 20.108 MW de suministro eléctrico entre las 12.30 y las 13 horas, según se desprende de los datos recogidos en el portal de transparencia de Entso-e en una caída del suministro en cadena que aleja el fantasma de un ciberataque y acerca las causas del gran apagón a un problema de falta de energía síncrona en la red. De hecho, la propia Red Eléctrica ha descartado que el apagón haya sido motivado por un incidente de ciberseguridad en sus instalaciones.

Según los datos recogidos por este diario, entre las 12.30 y las 12.45 se produjo un desacoplamiento de 8.780 MW de energía fotovoltaica, 2.588 MW nucleares, 2.224 MW de hidroeléctrica de bombeo, 436 MW de hidroeléctrica fluyente, 1.192 MW de gas, 868 MW de eólica y 176 MW de biomasa.

La situación empeoró apenas 15 minutos después, y dejó completamente fuera de juego los 796 MW que todavía permanecían conectados de energía nuclear y arrastró una mayor potencia de fotovoltaica, eólica, gas e hidroeléctrica hasta alcanzar una pérdida total de 20.108 MW.

Esta cantidad de energía perdida provocó un fuerte desbalance con el consumo, cuya desmanda ascendía en ese momento a apenas 26.000 MW, una cantidad mínima frente a las puntas de demanda actuales que alcanzan los 42.000 MW.

Esta situación provocó que las protecciones de las subestaciones eléctricas, principalmente, en la red de transporte saltaran -como los fusibles de una casa- para proteger al sistema ante un escenario de problemas que supusieron un desbalance de 5 segundos, según Red Eléctrica.

Cómo funciona la energía síncrona

El sistema eléctrico español pudo sufrir un problema de escasez de la llamada energía síncrona. Habitualmente, el sector calcula que se necesitan entre 5.000 y 7.000 MW para poder mantener la estabilidad de la red, pero en el momento del gran apagón la situación era muy justa sólo había 1.600 MW de ciclos combinados (frente a los más 22.000 MW que hay instalados), 1.400 MW de cogeneración y los 3.384 MW nucleares.

Un sistema eléctrico síncrono funciona como una gran red de generadores (como las centrales eléctricas) que producen electricidad a la misma frecuencia (en Europa, por ejemplo, 50 Hz) y en perfecta coordinación. Todos los generadores giran sincronizados: si uno cambia su velocidad, afecta al resto, porque todos están "atados" eléctricamente. Es como un enorme coro donde todos los cantantes deben seguir exactamente el mismo ritmo y tono. Si uno canta más rápido o se adelanta, desajusta a los demás. En el sistema eléctrico síncrono, esta "armonía" garantiza que la electricidad fluya de forma estable y segura a hogares e industrias.

Actualmente, España cuenta con una capacidad instalada de generación renovable de aproximadamente 85,1 GW, mientras que la capacidad de almacenamiento es de 3.356 MW, principalmente en forma de turbinación por bombeo . Sin embargo, la generación renovable, como la solar y la eólica, es en su mayoría no síncrona, lo que plantea desafíos para la estabilidad de la red.

Para abordar estos desafíos, el Ministerio para la Transición Ecológica (MITECO) ha iniciado procedimientos para otorgar acceso a la red a instalaciones de generación síncrona renovable, como plantas de biomasa o centrales hidroeléctricas reversibles, que pueden proporcionar los beneficios de la generación síncrona mientras utilizan fuentes de energía renovable.

En una planta fotovoltaica, los paneles solares producen corriente continua (CC), pero la red eléctrica necesita corriente alterna (CA) a una frecuencia constante (50 Hz en España). Para convertir y adaptar esta electricidad, se usa la electrónica de potencia, principalmente a través de inversores.

¿Cómo funciona? Imagina un bailarín (la planta fotovoltaica) que se une a un grupo que ya baila una coreografía (la red eléctrica). Los inversores serían su entrenador personal: le dicen exactamente cuándo mover cada pie, para que esté en perfecta sincronización con los demás bailarines.

En enero de 2025, la CNMC alertó sobre dificultades en el control de la tensión de la red eléctrica, atribuidas en parte a la creciente integración de energías renovables, especialmente la solar y la eólica, que utilizan inversores electrónicos en lugar de generadores síncronos tradicionales. Estos inversores, aunque eficientes en la conversión de energía, no proporcionan la misma inercia eléctrica que los generadores convencionales, lo que puede llevar a oscilaciones de tensión y frecuencia en la red.

La electrónica de potencia en las plantas fotovoltaicas convierte la corriente continua generada por los paneles solares en corriente alterna sincronizada con la red. Sin embargo, la mayoría de los inversores actuales son de tipo "grid-following", es decir, siguen la frecuencia y tensión de la red sin contribuir activamente a su estabilidad. Esto contrasta con los generadores síncronos, que proporcionan inercia y ayudan a mantener la estabilidad del sistema.

La falta de inercia proporcionada por los inversores puede dificultar el control de la tensión, especialmente en situaciones de baja demanda o alta generación renovable, como se observó en el apagón, donde una sobrecapacidad de generación provocó oscilaciones de tensión y el colapso de la red.