Las centrales nucleares españolas que estaban operando el pasado lunes llevan más de 32 horas sin entrar en funcionamiento y su parada podría prolongarse todavía durante varias horas más. La desconexión de estas instalaciones, provocada por la caída en cascada de más de 20.000 MW de generación, ha causado un fenómeno técnico que dificulta su vuelta a la operación: el llamado 'envenenamiento por xenón 135'.
Este producto de fisión se genera cuando un átomo de uranio-235 o plutonio-239 se rompe durante la reacción en cadena de las centrales. Si se acumula suficiente xenón 135, se ralentiza o incluso detiene la reacción en cadena que produce la electricidad. Después de reducir la potencia o apagar un reactor: el xenón-135 no desaparece de inmediato, sino que sigue formándose (porque sus precursores radioactivos, como el yodo-135, siguen desintegrándose). Mientras tanto, como hay menos neutrones, su concentración sube.
Esta compleja explicación técnica en la práctica implica que al intentar arrancar un reactor poco después de haberlo apagado o desconectado del sistema con rapidez, el exceso de xenón dificulta la reanudación de su reacción en cadena y generalmente requiere de un periodo de entre 24 y 48 horas para volver a funcionar con normalidad. Esta situación no es un problema de seguridad pero afecta a la estabilidad operativa.
De hecho, según explicó ayer la central nuclear de Almaraz, Red Eléctrica ha requerido a la unidad 2 de la planta que arranque de manera urgente y está prevista su conexión en las próximas horas, aunque al cierre de esta edición todavía no se había producido el arranque de ninguna de las plantas nucleares españolas. Esta parálisis nuclear provocó que ayer los esfuerzos para recuperar completamente el sistema eléctrica recayeran en la centrales hidroeléctricas y los ciclos combinados de gas natural.
Según los datos de Red Eléctrica, la falta de centrales nucleares hizo que durante la punta de consumo de las 8.20 de la mañana, se tuviera que contar con hasta 12.840 MW de energía de las centrales de ciclo combinado de gas, así como con 7.879 MW de energía hidráulica. En esos momentos, la potencia fotovoltaica era de apenas 1.489 MW y la eólica de 3.367 MW para atender a una demanda de casi 29.000 MW. El sistema pudo ir así, lentamente, recuperando su funcionamiento y la propia Red Eléctrica indicó que se había recuperado al 99,95% el suministro a las siete de la mañana. El operador del sistema comenzó ayer a dar las primeras explicaciones sobre los motivos que originaron el mayor apagón de la historia de España.
Según el director de Operación, Eduardo Prieto, dos centrales ubicadas en el suroeste del país provocaron la caída de todo el sistema.El operador del sistema, que asegura que está a la espera de los datos concretos, no quiso concretar el origen exacto de las dos pérdidas de generación que se produjeron en un margen de 5 segundos, ni las tecnologías correspondientes.
Según indicó Prieto -siguen sin comparecer ni la presidenta ni el consejero delegado de la compañía- a las 12.32 horas, la red sufrió un primer evento que provocó la pérdida de generación eléctrica. Esta situación, provocó un fallo de tensión y de frecuencia, que el sistema pudo estabilizar, pero aproximadamente 1,5 segundos después, una segunda desconexión eléctrica llevó al sistema al colapso total. Ante el bajo nivel de inercia, el sistema eléctrico no pudo compensar la situación y se generó un desequilibrio en la frecuencia. Unos 3,5 segundos más tarde, la interconexión entre España-Francia se interrumpió debido a la inestabilidad de la red y, posteriormente, se produjo la pérdida masiva de energía en el sistema.
Red Eléctrica también explicó que en el peor momento del apagón, la generación de la Península Ibérica llegó a cero. Por su parte, la patronal fotovoltaica Unef, al igual que Appa, aseguraron que las plantas funcionaron correctamente. De hecho, Iberdrola España fue incluso más allá y advirtió que valorará adoptar las medidas necesarias para la defensa de sus derechos y los de sus clientes cuando conozca los motivos del gran apagón.
El apagón
España perdió este pasado 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. 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 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. 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 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.
Advertencias previas
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 finalmente el colapso de la red.
Red Eléctrica, no obstante, ya reconocía en un informe de 2020 que "los niveles decrecientes de inercia (30% inferior a la actualidad en 2030) en el sistema podrían suponer riesgo de derivadas de frecuencia inadmisibles ante grandes desequilibrios. Para el operador, durante más del 50% del tiempo en 2026 y 2030 se evidencia carencias de reserva primaria. La capacidad de aporte de primaria (FCR) por parte de la renovables, agregadores de demanda es deseable en escenarios futuros para evitar frecuencias tras perturbación fuera de los rangos normales de operación del sistema"
La CNMC abre su investigación sobre las causas
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) informó ayer de que, en el marco de sus competencias y en cumplimiento de su función de garantizar, preservar y promover el correcto funcionamiento y la transparencia en los mercados realizará las actuaciones oportunas en materia de supervisión. La CNMC está en comunicación constante con el Ministerio para la Transición Ecológica y para el Reto Demográfico, Red Eléctrica de España y demás agentes implicados en este incidente excepcional.
Las actuaciones de la CNMC se desarrollarán con carácter ex post, dentro del marco legal que regula su función supervisora, una vez se recabe la información necesaria del operador del sistema y demás agentes del sistema para el ejercicio de esta función. El presidente del Gobierno, en todo caso, se ha comprometido a dar a conocer los resultados de la investigación que llevará a cabo el Ministerio el próximo 7 de mayo