Apagón del 28 de abril de 2025 ENTSO-E
Informe final del Panel de Expertos
Grid Incident in Spain and Portugal on 28 April 2025ICS Investigation Expert Panel
Final Report 20 March 2026
PreámbuloEste informe final ha sido elaborado por el Grupo de Expertos creado para llevar a cabo esta investigación técnica, de conformidad con el artículo 15 del Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión, de 2 de agosto de 2017, por el que se establece una directriz sobre la operación de los sistemas de transmisión de electricidad (SOGL) y la metodología de la Escala de Clasificación de Incidentes (ICS).
1.1 IntroducciónEl informe final ofrece una descripción objetiva, técnica y basada en hechos del incidente, con el fin de informar de forma transparente a las partes interesadas y a los órganos de gobierno. Su objetivo es identificar las causas del incidente y recomendar medidas que refuercen la resiliencia del sistema eléctrico europeo. Busca fomentar la transparencia, el aprendizaje y la mejora continua en la operación del sistema en toda Europa.
Los análisis, conclusiones y recomendaciones que contiene este informe final se basan en datos, documentos y otros materiales proporcionados por los operadores de sistemas de transmisión y distribución afectados, así como por algunos generadores y otros terceros. Si bien el Panel de Expertos ha actuado con la debida diligencia y se ha esforzado al máximo en la revisión y evaluación de la información recibida, no verifica, audita ni valida de forma independiente la integridad, exactitud o fiabilidad de ninguna fuente de datos externa.
Es importante destacar que este informe no pretende atribuir responsabilidad alguna a ninguna parte y no debe interpretarse en ese sentido.
Este informe ha sido elaborado y aprobado por el Panel de Expertos. Los análisis, conclusiones y recomendaciones que contiene reflejan la evaluación técnica del Panel de Expertos en el momento de su redacción y no prejuzgan ninguna investigación ni medida coercitiva que puedan emprender las autoridades competentes.
Las recomendaciones que se describen en este informe constituyen un conjunto integral de medidas diseñadas para mejorar la solidez operativa, optimizar el intercambio de información entre las partes interesadas y contribuir a mantener un alto nivel de seguridad del suministro en todo el sistema eléctrico europeo. El seguimiento de la implementación de las recomendaciones que se detalla en este informe no entra dentro del mandato ni las competencias del Panel de Expertos. Si bien son de carácter voluntario, las recomendaciones tienen como objetivo impulsar y respaldar acciones concretas para ayudar a prevenir la repetición de sucesos similares en el futuro. La responsabilidad de la consideración, el seguimiento y la implementación de las recomendaciones recae en cada destinatario. Finalmente, las recomendaciones pueden servir de base para el desarrollo normativo futuro, invitando a las autoridades competentes a considerar, dentro de sus respectivos mandatos, posibles medidas regulatorias o de implementación, con el fin de garantizar que las lecciones aprendidas de este incidente se reflejen debidamente en los requisitos aplicables y establecer un marco para prevenir incidentes similares en el futuro.
1.2 Condiciones del sistema y del mercado antes del incidente1 La metodología ICS se desarrolló de conformidad con el Reglamento (CE) n.º 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, derogado por el Reglamento (UE) 2019/943, y se actualizó para cumplir los objetivos del artículo 15, apartado 5, del Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión, de 2 de agosto de 2017, por el que se establece una directriz sobre el funcionamiento de los sistemas de transmisión de electricidad (SO GL).
El 28 de abril de 2025, a las 12:33 (hora de verano de Europa Central [CEST]), los sistemas eléctricos de España y Portugal sufrieron el apagón más grave y sin precedentes que se había producido en Europa en los últimos 20 años, con un gran impacto en los ciudadanos y la sociedad en general en ambos países. Una pequeña zona de Francia, cerca de la frontera española, también sufrió interrupciones durante un tiempo limitado. El resto del sistema eléctrico de Europa Continental (CE) no experimentó ninguna perturbación significativa.
El apagón se produjo tras un aumento rápido e incontrolado de la tensión del sistema y la pérdida de control de la misma, en un día con múltiples fenómenos simultáneos, acelerados por rápidas reducciones y desconexiones en la generación, lo que provocó inestabilidad de tensión y desconexiones en cascada en España.
Tras el incidente, los operadores de sistemas de transmisión (TSO) afectados, REN (Portugal) y Red Eléctrica (España), activaron inmediatamente sus respectivos planes de restablecimiento del sistema.
Además, RTE (Francia) inició todos los procedimientos y protocolos necesarios para restablecer los niveles de tensión en el sistema eléctrico francés. El restablecimiento del sistema en Portugal se completó a las 00:22 del 29 de abril de 2025, y en España, el sistema de transmisión se restableció por completo a las 04:00 del mismo día.
Durante su investigación, el Panel ha determinado que el incidente comenzó a las 12:32:00 del 28 de abril de 2025. Por lo tanto, el Capítulo 2 del informe abarca el período anterior a esa hora, a partir de las 9:00.
El día del incidente fue un típico día de primavera en España, con temperaturas suaves y mayormente soleado.
La generación solar fotovoltaica del sistema fue similar a la de días anteriores, mientras que la generación eólica fue más variable, pero dentro de los rangos observados en días anteriores.
La mañana del 28 de abril de 2025 se caracterizó por un aumento en la generación de energías renovables, lo que provocó una bajada de los precios en el mercado diario y que las exportaciones españolas alcanzaran los 5 GW en total. Desde aproximadamente las 9:00, la variabilidad de la tensión en España comenzó a aumentar, aunque sin fluctuaciones significativas, hasta poco después de las 10:30, cuando la tensión en una parte de la red de transmisión de 400 kV se aproximó brevemente a los 435 kV, pero no los superó.
Con la excepción de un nodo (Olmedilla), las tensiones en la red de 400 kV se mantuvieron por debajo de los 435 kV durante el periodo previo al incidente. Se observó un comportamiento oscilatorio durante la mañana, pero no se detectaron oscilaciones significativas con amplitudes superiores a 20 mHz hasta las 12:03.
Durante el período observado, los niveles de tensión en la red de 400 kV en Portugal se mantuvieron dentro del rango normal de operación (380 kV a 420 kV), que difiere de los rangos permitidos en España.
Un análisis de la distribución geográfica de la generación y el consumo en España revela que la producción de electricidad en el suroeste del país fue muy elevada en relación con el consumo en esa región. Esto genera elevados flujos de tránsito de electricidad desde el suroeste de España hacia las zonas circundantes.
Durante la media hora previa al apagón, se observaron dos periodos principales de oscilaciones —variaciones de potencia, voltaje y frecuencia— en el Área Síncrona de Europa Continental (CE SA). El primero tuvo lugar entre las 12:03 y las 12:08. El análisis indica que esta oscilación tuvo un carácter local, clasificado como un fenómeno de inestabilidad inducida por convertidores, que 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 interregional, con una frecuencia dominante de 0,2 Hz, correspondiente al modo continental Este-Centro-Oeste.
Para amortiguar estas oscilaciones, los operadores de las salas de control de los operadores de sistemas de transmisión (TSO) pertinentes 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 y el cambio del modo de operación del enlace de corriente continua de alta tensión (HVDC) entre Francia y España. Si bien estas medidas mitigaron eficazmente las oscilaciones, su naturaleza provocó un aumento de la tensión en el sistema eléctrico ibérico. A las 12:32:00, la tensión del sistema eléctrico ibérico a 400 kV se situaba por debajo de 420 kV y no se observó ninguna oscilación significativa con una amplitud superior a 20 mHz. La evolución del sistema y las condiciones del mercado hasta ese momento se explican con mayor detalle en el Capítulo 2.
1.3 Condiciones del sistema durante el incidente
Después de las 12:32:00, los voltajes en numerosos nodos aumentaron, como se muestra en la Figura 1-6.
Alrededor de las 12:30, varios generadores modificaron su potencia activa. Desde las 12:32:00 hasta las 12:32:48, coincidiendo con el aumento de tensión mostrado en la Figura 1-6, la potencia activa de los grandes generadores de Fuentes de Energía Renovables (FER) (de más de 5 MW) en España disminuyó aproximadamente 500 MW. Las centrales de FER mantuvieron un factor de potencia fijo, lo que significa que las variaciones en la potencia activa también afectaron a la potencia reactiva de los generadores.
A partir de las 12:32:00 se produjeron otros eventos (principalmente relacionados con la generación). Entre las 12:32:00 y las 12:32:57, 208 MW de unidades de generación eólica y solar distribuidas identificadas en el norte y el sur de España experimentaron un rápido descenso del punto de operación sin restricción de rampa, o bien una desconexión por causas desconocidas. En el mismo periodo, se produjo un aumento de la carga neta en las redes de distribución de aproximadamente 317 MW, lo que puede atribuirse en parte a la desconexión de pequeños generadores integrados <1 MW (principalmente sistemas fotovoltaicos en tejados) y en parte a un aumento de la carga dependiente de la tensión como consecuencia de una subida de tensión. Se desconocen las causas exactas de algunos de estos sucesos.
Aproximadamente a las 12:32:20, se produjo un aumento particularmente pronunciado de la tensión local en una subestación de la zona de Granada (véase la unidad de medición fasorial cercana, coloreada en negro en la Figura 1-6).
Unos milisegundos después de las 12:32:57, un transformador de 400/220 kV de la misma subestación se desconectó debido a la activación de una protección contra sobretensiones en el lado de 220 kV del transformador, que conecta varias instalaciones de generación (fotovoltaica, eólica y termosolar) a la red de transmisión. Justo antes de la desconexión, el transformador inyectaba 355 MW a la red y absorbía 165 Mvar de energía reactiva, y la tensión en el nivel de 400 kV era de 417,9 kV. Este evento generó un cambio brusco adicional en la tensión (véase la Figura 1-6). El siguiente evento consistió en dos series de desconexiones, que resultaron en una pérdida adicional de 727 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 desconectó a las 12:33:16.443 debido a la activación de la protección contra sobretensiones. El nivel de tensión de secuencia positiva en el momento de esta desconexión se estima en 432,4 kV mediante cálculos indirectos debido a la falta de datos de tensión de alta resolución en el punto de conexión. En la segunda subestación, la desconexión se produjo a las 12:33:16.820 debido a la activación de la protección contra sobretensiones. Posteriormente, entre las 12:33:17 y las 12:33:18.020 se produjeron varias desconexiones, que provocaron la interrupción de la generación eólica y solar en Segovia, Huelva, Badajoz, Sevilla y Cáceres, con una capacidad total de 928 MW. Algunas de estas desconexiones se debieron a la protección contra sobretensiones, pero el Panel de Expertos no pudo determinar la causa de la mayoría de ellas. El análisis realizado por el Panel de Expertos indica que los ajustes de protección contra sobretensiones en algunas unidades de generación estaban por debajo de los límites de tensión establecidos de acuerdo con la normativa aplicable.
La figura 1-8 ilustra un aumento de voltaje superior a 435 kV durante esta secuencia, excluyendo los cambios en el programa de generación de 0,5 GW. Por lo tanto, la figura muestra un aumento de carga neta de 317 MW asumido a las 12:32:00, un cambio descendente rápido de 208 MW en el punto de operación o una desconexión por una razón desconocida entre las 12:32:00 y las 12:32:57, y desconexiones identificadas desde las 12:32:57 hasta las 12:33:18:02, sumando más de 2,5 GW en total.
No se observaron desconexiones de generación en Portugal ni en Francia entre las 12:32:00 y las 12:33:18.
Algunas unidades de generación consumían potencia reactiva, lo que redujo la tensión. Sin embargo, las desconexiones de estas unidades, sin una compensación adecuada por la pérdida de absorción de potencia reactiva por parte de otros recursos capaces de controlarla, provocaron un aumento de la tensión no solo en España, sino también en Portugal. Además, la frecuencia disminuyó.
Entre las 12:33:18 y las 12:33:21, la tensión en el sur de España aumentó bruscamente y, en consecuencia, también en Portugal. La sobretensión desencadenó una cascada de pérdidas de generación, lo que provocó una disminución de la frecuencia de los sistemas eléctricos español y portugués.
A las 12:33:19, los sistemas eléctricos de España y Portugal comenzaron a perder sincronismo con el resto del sistema europeo. Entre las 12:33:19 y las 12:33:22, se activaron los planes automáticos de desconexión de carga y defensa del sistema de España y Portugal, implementados de conformidad con el Reglamento (UE) 2017/2196 de la Comisión, de 24 de noviembre de 2017, por el que se establece un código de red sobre emergencias y restablecimiento del suministro eléctrico (NC ER), pero no pudieron evitar el colapso del sistema eléctrico ibérico.
A las 12:33:20.473, la interconexión de CA con Marruecos se desconectó debido a una baja frecuencia. A las 12:33:21.535, las líneas aéreas de CA entre Francia y España se desconectaron mediante dispositivos de protección debido a una pérdida de sincronismo, lo que impidió la propagación de la perturbación al sistema eléctrico de la CE.
A partir de ese momento, las redes española y portuguesa operaron en modo isla. Tras esta separación de CA de la Península Ibérica, el desequilibrio de potencia continuó aumentando, lo que provocó un descenso adicional de la frecuencia.
Finalmente, a las 12:33:23.960, se completó la separación eléctrica del sistema ibérico al desconectarse las líneas HVDC que aún transmitían energía de España a Francia (debido a la configuración de potencia constante en ese momento).
Todos los parámetros de los sistemas eléctricos español y portugués colapsaron.
La Figura 1-10 ilustra la evolución de la frecuencia y la tensión en España (subestación de Carmona) y la frecuencia en el resto de Europa Central (subestación de Bassencourt, Suiza) durante el incidente. La evolución de la tasa de cambio de frecuencia (RoCoF) en los momentos previos al apagón indica que la RoCoF en la zona se mantuvo dentro del rango absoluto de 1 Hz/s hasta las 12:33:20.560, cuando la frecuencia ya era alrededor de 49 Hz. Posteriormente, el valor absoluto de la RoCoF superó 1 Hz/s, lo que indica que las condiciones del sistema ya se habían degradado.
En comparación con los apagones en España y Portugal, Francia se vio marginalmente afectada por el incidente.
Además de una pérdida de carga de aproximadamente 7 MW, una central nuclear sufrió una desconexión debido al incidente.
La evolución de las condiciones del sistema desde las 12:32:57 hasta el apagón se explica con más detalle en el Capítulo 3.
9.1 Resumen
En general, la investigación concluye que el apagón que afectó a España y Portugal el 28 de abril de 2025 fue resultado de múltiples factores que interactuaban entre sí. El incidente evolucionó mediante una secuencia que incluyó una combinación de fluctuaciones de voltaje y fenómenos oscilatorios, lo que provocó desconexiones generalizadas de generación en España, en particular de recursos basados en inversores, seguidas de una cascada de desconexiones por sobretensión y que culminaron en la pérdida de sincronismo del sistema ibérico con la Zona Síncrona de Europa Continental. Los análisis técnicos indican que el rápido aumento de voltaje fue impulsado por una combinación de factores que interactuaban entre sí, identificados en el Árbol de Causas Raíz, que se desarrollaron en periodos de tiempo muy cortos, lMo que limitó el tiempo para una respuesta operativa eficaz. Esto incluye limitaciones en la disponibilidad y eficacia de los recursos de control de voltaje, el comportamiento de la potencia reactiva de los activos conectados, los ajustes de protección de los generadores conectados y el comportamiento de la generación integrada a pequeña escala, agravado por la limitada observabilidad.
La investigación se basó en un amplio conjunto de datos recopilados de operadores de sistemas de transmisión (TSO), operadores de sistemas de distribución (DSO) y generadores de pequeña escala (SGU), observándose que la recopilación de datos completos, de alta calidad y oportunos resultó compleja y que algunos datos críticos permanecieron incompletos, faltantes o heterogéneos.
Esta experiencia subraya la importancia de contar con procesos de recopilación de datos sólidos, estandarización y obligaciones claras para garantizar que las investigaciones futuras se puedan realizar con la precisión y exhaustividad adecuadas.
También destaca la importancia de que todos los usuarios del sistema cumplan sistemáticamente con sus obligaciones conforme a los requisitos aplicables.
El trabajo del Panel de Expertos se ha centrado principalmente en elaborar recomendaciones claras y prácticas para reducir la probabilidad de que se produzcan eventos similares y fortalecer la seguridad y la resiliencia generales de la red eléctrica europea. Estas recomendaciones constituyen el resultado principal de la investigación y se estructuran en dos categorías: (I) recomendaciones directamente vinculadas a las causas raíz identificadas, que se reflejan gráficamente en el árbol de causas raíz (Figura 9-1); y (II) recomendaciones elaboradas a partir de los resultados de la investigación, cuya implementación el Panel de Expertos considera beneficiosa para todos los actores del sistema, pero que no están relacionadas con las causas raíz de este incidente.
9.2 Observaciones sobre los requisitos aplicablesLa creciente penetración de la generación variable renovable y distribuida, la mayor integración del mercado, la electrificación más amplia y la evolución de los riesgos ambientales y geopolíticos sitúan al sistema eléctrico europeo en condiciones operativas cada vez más exigentes, lo que requiere mayores niveles de resiliencia. Las recomendaciones abordan el control de tensión y la gestión de la potencia reactiva, la estabilidad oscilatoria y el comportamiento de la desconexión de la generación. Asimismo, buscan mejorar la eficacia de los mecanismos de defensa del sistema y la solidez y preparación de los procesos de restauración. En definitiva, las recomendaciones descritas en este capítulo representan un conjunto integral de medidas diseñadas para mejorar la solidez operativa, optimizar el intercambio de información entre las partes interesadas y contribuir a mantener un alto nivel de seguridad del suministro en todo el sistema eléctrico europeo. Cuando las recomendaciones de este capítulo se refieren a «Operadores de Sistemas de Transmisión (TSO), «Operadores de Sistemas de Distribución (DSO)», «GPU que operan instalaciones de generación de energía», «las autoridades nacionales competentes», etc., cabe señalar que las recomendaciones están dirigidas a todos los TSO, DSO y GPU europeos que operan instalaciones de generación de energía, así como a las autoridades nacionales competentes, etc., y no solo a los afectados por el incidente investigado. El seguimiento de la aplicación de las recomendaciones de este capítulo no entra dentro del mandato ni del ámbito de competencia del Panel de Expertos. Si bien son voluntarias, las recomendaciones tienen como objetivo impulsar y apoyar acciones concretas para ayudar a prevenir la repetición de sucesos similares. La responsabilidad de la consideración, el seguimiento y la aplicación de las recomendaciones recae en cada destinatario. Sin embargo, ninguna de las recomendaciones impone a sus destinatarios la obligación de actuar o de omitir ninguna acción. Esto se entiende sin perjuicio de los requisitos aplicables a los operadores de sistemas de transmisión (TSO), en particular, de supervisar periódicamente la idoneidad de las herramientas de operación de la red necesarias para mantener la seguridad operativa e identificar e implementar mejoras, si fuera necesario, teniendo en cuenta las conclusiones y recomendaciones derivadas de las investigaciones sobre incidentes de sistemas de control industrial (ICS). Finalmente, las recomendaciones pueden servir de base para el desarrollo normativo futuro, invitando a las autoridades competentes a considerar posibles medidas regulatorias o de implementación dentro de sus respectivos mandatos, con el fin de garantizar que las lecciones aprendidas de este incidente se reflejen debidamente en los requisitos aplicables y establecer un marco para prevenir incidentes similares en el futuro.
El alcance de esta investigación y el mandato del Panel de Expertos no le otorgan autoridad ni intención alguna para interpretar la legislación aplicable ni para determinar responsabilidades por incumplimiento de los requisitos legales.
Durante la investigación, dentro de los límites de su mandato, el Panel de Expertos formuló varias observaciones sobre los requisitos aplicables.
Estas observaciones no deben interpretarse como recomendaciones en el informe final y se incluyen sin perjuicio de las consultas y/o acciones de seguimiento que puedan llevar a cabo las autoridades nacionales competentes.
En concreto, el Panel de Expertos observó ciertas divergencias respecto de los requisitos aplicables y, en algunos casos, una falta de concordancia entre los requisitos legales y reglamentarios aplicables y las necesidades del sistema técnico actual y las condiciones del mercado.
Además, durante la investigación, el Panel de Expertos constató que algunas partes tenían interpretaciones diferentes de los requisitos aplicables, basadas en la legislación vigente en ese momento. Esto se hizo particularmente evidente en el caso de la definición de los límites superiores de tensión en la red de 400 kV y las obligaciones de control de tensión en España según los Procedimientos Operativos 1.4 y 7.4, donde los requisitos aplicables fueron interpretados de forma diferente por dos generadores: el operador del sistema de transmisión (TSO) y la autoridad reguladora nacional (NRA). Si bien se reconocen las diferentes interpretaciones sobre el tema, a efectos del presente informe, el Panel de Expertos ha seguido la interpretación de la autoridad reguladora española (CNMC). Finalmente, el Grupo de Expertos observó ciertas incertidumbres respecto a la distribución de responsabilidades decisorias entre las autoridades nacionales competentes en España (p. ej., la autoridad reguladora nacional, el ministerio competente, etc.), especialmente en la definición o el desarrollo de los requisitos aplicables. Esta falta de claridad también se ha constatado en ciertos aspectos, en relación con las funciones y responsabilidades respectivas de los distintos actores, incluyendo qué parte es responsable de qué acciones y en qué secuencia. En general, el Grupo de Expertos señala que los principios generales del procedimiento legislativo aplicable y los mecanismos debidamente aplicados deben garantizar la claridad jurídica, el cumplimiento y la aplicabilidad de la legislación vigente. Entre las medidas que podrían contribuir a ello se incluyen:
Emisión de directrices de aplicación por parte de las autoridades competentes para la nueva legislación o para normas específicas, ya sea de forma proactiva o en respuesta a solicitudes de aclaración presentadas por vía oficial por múltiples partes afectadas. Este enfoque es coherente con la práctica habitual del derecho administrativo en la normativa de la UE. Por ejemplo, la Comisión Europea publica periódicamente directrices, avisos y comunicaciones para aclarar disposiciones de los reglamentos y directivas de la UE, proporcionando así interpretaciones que aumentan la seguridad jurídica para las empresas y las autoridades nacionales.
Seguimiento periódico de la eficacia de los requisitos y la legislación aplicables por parte de las autoridades competentes. El sector energético se caracteriza por su alta innovación, y las normas técnicas pueden quedar obsoletas o ineficaces con el tiempo. Este seguimiento periódico y proactivo por parte de las autoridades competentes debe involucrar a las partes interesadas del mercado pertinentes y tener como objetivo alinear los requisitos aplicables con las necesidades técnicas actuales (y, cuando sea posible, las futuras previstas) del sistema y las condiciones del mercado. Además, las autoridades competentes deben reconsiderar periódicamente si la atribución de roles y responsabilidades sigue siendo efectiva y pertinente, teniendo en cuenta la evolución de la realidad técnica y del mercado. Además de la evaluación sistemática de los requisitos vigentes, el seguimiento periódico debe centrarse específicamente en la legislación de nueva aplicación y su implementación, cuyos efectos pueden ser inciertos. Asimismo, las partes interesadas pertinentes deben evaluar periódicamente si el marco contractual vigente entre las partes sigue siendo adecuado y efectivo.
Hacer un uso apropiado de los incentivos económicos existentes o introducir nuevos, y aplicar los mecanismos de ejecución pertinentes, incluidas las sanciones económicas previstas en la legislación aplicable por incumplimiento de los requisitos. Los incentivos económicos, ya sean positivos o negativos, deben ser efectivos para garantizar el comportamiento deseado. Por supuesto, en el diseño y la aplicación de incentivos y sanciones, es importante tener en cuenta que, en un sistema de sistemas tan complejo como el sistema eléctrico, con multitud de usuarios, cada parte debe desempeñar sus funciones según lo establecido en la normativa aplicable.
9.3 Recomendaciones directamente vinculadas a las causas raízConsolidar e implementar competencias institucionales relativas a la operación del sistema eléctrico. Las autoridades nacionales competentes deben supervisar y evaluar periódicamente las funciones y responsabilidades que el marco regulatorio asigna a los distintos actores y, cuando proceda, reconsiderar si la asignación de dichas funciones y responsabilidades sigue siendo eficaz y pertinente en función de la evolución de las realidades técnicas y del mercado. Esta evaluación de las funciones y responsabilidades no debe excluir a las propias autoridades competentes, introduciendo los cambios necesarios. Además, la eficacia de la gobernanza general relativa a la operación y el diseño del sistema también debe evaluarse periódicamente y revisarse según sea necesario.
9.3.1 Control de tensión
Cambio necesario (en negrita) para la Recomendación 4 del Incidente de la red en el Sudeste de Europa de 2024: Desarrollar indicadores clave de rendimiento (KPI) para el riesgo de estabilidad de tensión y el riesgo de variación rápida de tensión.
Descripción: Análisis de la posibilidad de identificar y, de ser posible, desarrollar una guía de indicadores para detectar una posible reducción de la estabilidad de tensión y el riesgo de variación rápida de tensión.
Justificación: Cualquier indicio de que la red se encuentra en un estado de debilidad puede generar una sensación de urgencia para actuar antes de que se produzca otro incidente, y, por lo tanto, esto podría evitar variaciones rápidas de tensión, si se pueden tomar medidas con la suficiente rapidez antes del próximo incidente.
Responsables de la entrega: Diversos especialistas en estabilidad de sistemas (tensión) dentro de ENTSO-E, principalmente de SPD. Se creará un grupo de trabajo específico.
Prioridad: Baja
Vinculado a la subsección 4.1.3 Gestión de tensión.
Cambio necesario (en negrita) para la Recomendación 7 del Incidente en la Red Eléctrica del Sudeste de Europa de 2024: Evaluación de Tensión y Potencia Reactiva.
Descripción: ENTSO-E elaborará una guía de buenas prácticas sobre medios de soporte de tensión y estudios sobre estabilidad de tensión.
Los operadores de sistemas de transmisión (TSO) evaluarán que existe un plan para la implementación de medios de soporte de tensión suficientes y que este sigue siendo adecuado o se actualiza cuando sea necesario, y, cuando proceda, incorporarán estos medios al TYNDP y a los planes nacionales de desarrollo de la red.
Justificación: Contar con medios de soporte de MVAr suficientes ayudará a evitar el colapso de tensión o las desconexiones en cascada rápidas inducidas por sobretensión en una red debilitada.
Responsables de la entrega: TSO y expertos en tensión de la Guía de Operación Resiliente de ENTSO-E.
Prioridad: Alta
Vinculado a la Subsección 4.1.2 Contribución de potencia reactiva por diversos activos.
R250428_1 – Modo de control de tensión
Descripción:
a) Los operadores de sistemas de transmisión (TSO) y las entidades generadoras de energía (SGU) que operan instalaciones de generación eléctrica deben garantizar que los generadores utilicen el modo de control de tensión siempre que sea posible, de acuerdo con las capacidades definidas en los requisitos aplicables, por ejemplo, el Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión, de 14 de abril de 2016, por el que se establece un código de red sobre los requisitos para la conexión a la red de generadores (RfG).
b) Las autoridades nacionales competentes deben apoyar este objetivo, por ejemplo, considerando las propuestas de los TSO para extender los requisitos de control de tensión a las instalaciones de generación eléctrica existentes conectadas antes de la entrada en vigor de los requisitos aplicables (véase, por ejemplo, el artículo 4 del RfG).
c) Los operadores de sistemas de transmisión (TSO) deberían explorar la posibilidad de una regulación de voltaje centralizada o zonal, donde los puntos de ajuste de voltaje o potencia reactiva para los generadores se calculen automáticamente en función de mediciones de voltaje en tiempo real en los nodos de referencia.
d) ENTSO-E debería proporcionar una guía integral a todos los TSO, autoridades nacionales competentes y ACER sobre los enfoques para el control de voltaje, abarcando todos los activos de potencia reactiva. Para los generadores, la guía debería cubrir aspectos técnicos (modo de control), aspectos de control (tiempo de reacción, requisitos de rampa, precisión de la medición, resolución, punto de prestación del servicio) y aspectos de implementación (muestreo, cumplimiento en el caso de obligaciones o incentivos, o sanciones en el caso de un servicio).
Justificación: Operar una capacidad significativa de recursos de generación con un modo de control de factor de potencia fijo en España presentó dos problemas:
1) por cada rampa de potencia activa (rápida) (p. ej., cambio de horario), los recursos con factor de potencia fijo también inyectaban en el sistema una rampa de potencia reactiva rápida proporcional (y, por lo tanto, una rampa de tensión);
2) los recursos con factor de potencia fijo proporcionaban un soporte de potencia reactiva insuficiente para compensar las fluctuaciones de tensión.
El enfoque del control de potencia reactiva por parte de los generadores en Francia y Portugal difería del de España en varios aspectos, y el intercambio entre países de prácticas de implementación efectivas fue limitado.
Propietarios de la distribución: Operadores de sistemas de transmisión (TSO), operadores de centrales eléctricas (SGU), autoridades nacionales competentes y ENTSO-E.
Prioridad: Alta
Vinculado a la subsección 4.1.2 Contribución de potencia reactiva por diversos activos.
R250428_2 – Visibilidad y adecuación de la capacidad de potencia reactiva
Descripción:
a) A medio plazo (en los próximos años), los operadores de sistemas de transmisión (TSO) deben evaluar las necesidades del sistema que surgirán en tiempo real y diseñar técnicamente el sistema para que pueda operar ante las incertidumbres previstas mediante una combinación adecuada de recursos de potencia reactiva estáticos y dinámicos.
b) En los procesos de planificación operativa y en tiempo real, los TSO deben tener en cuenta la aparición de rápidas fluctuaciones de tensión (derivadas de flujos de potencia activa y reactiva que varían rápidamente) garantizando márgenes suficientes y efectivos en los recursos de potencia reactiva dinámicos, y la configuración adecuada de las alarmas para la monitorización del rendimiento de dichos recursos.
c) ENTSO-E debe elaborar una guía para facilitar la implementación de esta recomendación.
Justificación: La investigación identificó desajustes recurrentes entre el suministro de potencia reactiva previsto y el rendimiento real en tiempo real de algunos usuarios del sistema, lo que reduce la eficacia del control de tensión durante las rápidas variaciones de tensión. Dichos desajustes no fueron exclusivos del 28 de abril, sino que ya se habían producido anteriormente en el sistema español.
Garantizar recursos de potencia reactiva suficientes, visibles y utilizables eficazmente es, por lo tanto, esencial para gestionar los rápidos cambios de tensión y mantener la estabilidad del sistema.
Propietarios de la distribución: Operadores de sistemas de transmisión (TSO), operadores de sistemas de distribución (DSO), unidades generadoras de energía (SGU) que operan centrales eléctricas, ENTSO-E y autoridades nacionales competentes.
Prioridad: Media
Vinculado a la subsección 4.1.2 Contribución de potencia reactiva por diversos activos.
R250428_3 – Activación automática de activos de potencia reactiva
Descripción: Los operadores de sistemas de transmisión (TSO) deberían estudiar la implementación del control automático de los reactores en derivación, según corresponda, utilizando esquemas de control predefinidos para garantizar la estabilidad de la tensión en el sistema. Los TSO deberían considerar dispositivos más flexibles (reactores y condensadores en derivación variables, STATCOM, etc.) al diseñar técnicamente sus sistemas en este sentido.
Justificación: La investigación ha identificado que existía una capacidad de potencia reactiva sustancial proveniente de los reactores en derivación, pero que no se activó durante el aumento de tensión previo al apagón (principalmente debido a las bajas tensiones registradas minutos antes y a que la acción manual requería más tiempo). Se deben analizar en detalle los enfoques para este tipo de situaciones y, cuando proceda, se debería considerar un enfoque europeo común.
Responsables de la entrega: TSO.
Prioridad: Media
Vinculado a la subsección 4.1.2 Contribución de potencia reactiva por diversos activos.
R250428_4 – Rango de tensión operativa
Descripción: Los operadores de sistemas de transmisión (TSO) deben garantizar que el rango de tensión operativa armonizado previsto a nivel europeo se aplique eficazmente en toda Europa, evitando o eliminando las desviaciones que permitan operar fuera de este rango.
El rango de tensión armonizado (es decir, 380 – 420 kV, según se define en el SO GL) está diseñado para garantizar márgenes de seguridad suficientes entre el funcionamiento normal y las tensiones en las que se producen desconexiones.
Además, el rango armonizado reduce el desgaste de los componentes del sistema y garantiza la igualdad de condiciones.
Justificación: El Procedimiento Operativo Español P.O. La Directiva 1.4 (1998) y las disposiciones nacionales específicas, junto con las referencias en la normativa europea aplicable a España, permitieron al operador del sistema de transmisión español (TSO) operar la red de transmisión en modo transitorio a niveles de tensión de hasta 435 kV. La decisión de operar el sistema dentro de un rango de tensión permitido de 380 a 435 kV, mientras que los generadores permanecían conectados a 435 kV o 440 kV (según la fecha de puesta en servicio), dejó el margen de tensión bajo o inexistente.
Responsables de la entrega: TSO, autoridades nacionales competentes. Prioridad: Alta. Legislación aplicable: SO GL.
Vinculado al apartado 4.1.3 Gestión de la tensión.
R250428_5 – Garantizar un comportamiento adecuado de las variaciones de potencia activa y reactiva
Descripción: Deben evitarse las variaciones rápidas e indeseadas de potencia reactiva, en particular aquellas que se producen en escalas de tiempo comparables o más rápidas que la respuesta del control de tensión del sistema.
En el caso de un factor de potencia fijo, hasta que se implemente un modo de control de tensión más adecuado, las rampas de potencia reactiva siguen a las rampas de potencia activa, lo que significa que las rampas de potencia reactiva pueden abordarse temporalmente asegurando que los cambios en la potencia activa sean más suaves.
Esta reducción en la tasa de cambio puede garantizarse, por ejemplo, mediante los requisitos de conexión y/o la configuración del controlador, y/o incentivando una rampa más gradual entre períodos de liquidación de desequilibrios posteriores (por ejemplo, corrigiendo los desequilibrios en función de una rampa supuesta para incentivar a las partes responsables del equilibrio a seguir dicha rampa).
Los operadores de sistemas de transmisión (TSO) deberían estudiar más a fondo el problema de la generación de potencia reactiva en las líneas de transmisión, derivada de los cambios rápidos de potencia activa de los generadores.
9.3.2 OscilacionesJustificación: Las variaciones rápidas en la potencia inyectada en la red de transmisión/distribución por centrales eléctricas, sistemas de almacenamiento y consumidores (por ejemplo, una rápida reducción de la inyección fotovoltaica tras precios negativos) pueden provocar cambios abruptos en el flujo de potencia en la red de transmisión. Estos comportamientos aumentan la tensión en el sistema y pueden contribuir a mayores desequilibrios en los operadores de la red de transmisión y a la activación de planes de defensa, especialmente cuando el factor de potencia es fijo.
Responsables de la entrega: Operadores de la red de transmisión, operadores de la red de distribución, participantes del mercado y autoridades nacionales competentes.
Prioridad: Media
Legislación aplicable: SO GL
Vinculado al apartado 4.1.2 Contribución de potencia reactiva por diversos activos.
R250428_6 – Marco del Área Síncrona de Europa Continental para la mitigación de oscilaciones entre áreas
Descripción: Establecer un marco para mejorar la amortiguación de las oscilaciones entre áreas en el Área Síncrona de Europa Continental:
a) Los operadores de sistemas de transmisión (TSO) del Área Síncrona de Europa Continental deben definir el nivel de amortiguación requerido para las oscilaciones entre áreas, recopilar las hojas de ruta de las medidas de amortiguación de los TSO, garantizar su coherencia y verificar que las medidas combinadas sean suficientes para alcanzar el nivel mínimo de amortiguación previsto.
b) Los TSO del Área Síncrona de Europa Continental deben establecer un proceso periódico y estructurado para compartir modelos RMS dinámicos validados entre los TSO, basado en perfiles dinámicos CGMES estandarizados, incluyendo un control de versiones claro, documentación de los supuestos y mecanismos de confidencialidad gestionados, para apoyar los estudios coordinados de oscilaciones entre áreas y los análisis posteriores a los eventos. c) De conformidad con los requisitos aplicables (véase el art. 38.4 de la SO GL), ENTSO-E deberá realizar un estudio coordinado para evaluar periódicamente la amortiguación de los modos interregionales en el Área Síncrona de Europa Continental, basándose en un modelo dinámico compartido del Área Síncrona con dos objetivos:
» Con base en los estudios anteriores, se propondrán ajustes a las medidas de amortiguación existentes (PSS, POD) y la implementación de otras nuevas para alcanzar un nivel de amortiguación suficiente;
» También se propondrán medidas correctivas para la gestión en tiempo real (por ejemplo, topológica, de despacho de generación o reducción del intercambio) de episodios de baja amortiguación si no se alcanza el nivel mínimo de amortiguación.
d) Las medidas de amortiguación analizadas en este informe, que muestran un alto impacto en la amortiguación de oscilaciones interáreas críticas, como POD-P/-Q en dispositivos basados en inversores, condensadores síncronos adicionales o STATCOM, deben priorizarse en el contexto de los estudios de sistemas y la planificación de la implementación, sin perjuicio de los marcos regulatorios aplicables.
Justificación: El análisis destaca que el Área Síncrona de Europa Continental presenta un modo interáreas con baja amortiguación que puede afectar directa o indirectamente su seguridad operativa.
Además, la evolución del Área Síncrona de Europa Continental (menos generadores síncronos, más inversores, extensión con conexiones de nuevos países, etc.) podría dar lugar a nuevos modos interáreas con baja amortiguación.
Responsables de la entrega: Operadores de sistemas de transmisión de energía de Europa Continental (CE SA-TSO), autoridades nacionales competentes y ENTSO-E.
Prioridad: Alta
Legislación aplicable: SO GL
Vinculado a la subsección 4.2.3 Validación del modelo analítico.
R250428_7 – Mejora del monitoreo dinámico y la detección de oscilaciones operacionales
9.3.3 DesconexionesDescripción: Mejorar y ampliar el marco de monitoreo y detección mediante el uso eficiente de las PMU y los oscilógrafos existentes, o, cuando sea necesario, la instalación de PMU, oscilógrafos y dispositivos de monitoreo de la calidad de la energía adicionales, accesibles para el operador del sistema de transmisión (TSO), especialmente cerca de las interfaces con centrales eléctricas, secciones de red de alta tensión (AT) de terceros, operadores de sistemas de distribución (DSO) y consumidores de AT. Los TSO deben analizar las operaciones actuales y futuras del sistema para determinar las necesidades del sistema en cuanto a dichos dispositivos de medición. Facilitar un intercambio eficiente de datos de PMU entre los TSO para mejorar la visibilidad en toda el área y la evaluación coordinada de la dinámica del sistema.
Implementar sistemas de detección automática y herramientas eficaces de alerta temprana para identificar oscilaciones de manera oportuna (incluidas las oscilaciones interregionales y forzadas), localizar su origen en caso de oscilación forzada y facilitar acciones correctivas inmediatas, teniendo en cuenta que las acciones correctivas automatizadas deben aplicarse de forma selectiva.
Justificación: Se necesitan datos de medición de alta calidad y en tiempo real para detectar y localizar oscilaciones de forma fiable, así como para ajustar, validar y monitorizar continuamente los controles de amortiguación de todo el sistema. La detección temprana y fiable constituye el requisito fundamental para cualquier clasificación o respuesta posterior a los fenómenos oscilatorios, tanto para las oscilaciones interregionales como para las forzadas.
Responsables de la entrega: Operadores de sistemas de transmisión y autoridades nacionales competentes.
Prioridad: Alta
Legislación aplicable: SO GL
Vinculado a la subsección 4.2.3 Validación del modelo analítico.
R250428_8 – Ajustes de protección validados para unidades de generación y red de evacuación de generación conectadas al TSO y al DSO
Descripción: Los TSO y los DSO deben evaluar la idoneidad y la consistencia de los ajustes de protección para las unidades de generación y los elementos de la red de evacuación (por ejemplo, transformadores a los que se conectan varios módulos de generación y almacenamiento de energía, incluidos los recursos energéticos conectados a la red de distribución y los recursos energéticos distribuidos). Esta verificación debe garantizar que la capacidad de resistencia (alta/baja tensión, RoCoF) se ajuste a la capacidad máxima de los usuarios de la red conectados aguas abajo, con comprobaciones explícitas de los umbrales de sobretensión/subtensión y de los tiempos mínimos de retardo (acordes con la dinámica del sistema y las incertidumbres de medición, por ejemplo, ≥100 ms o incluso >1 s cuando corresponda). El cumplimiento de los requisitos mínimos de tiempo y los umbrales de tensión establecidos por la normativa aplicable, así como garantizar un margen suficiente en los umbrales ajustados para evitar que posibles imprecisiones en las mediciones provoquen desconexiones no deseadas, sigue siendo de vital importancia. En caso contrario, deben identificarse e implementarse las medidas correctivas adecuadas para lograr ajustes de protección conformes.
Si es necesario, los operadores de sistemas de transmisión (TSO) deben evaluar, en coordinación con las autoridades nacionales competentes, la posibilidad de aplicar los requisitos pertinentes (p. ej., artículo 4 de la Ley de Regulación de la Tensión), cuando lo justifiquen las necesidades de seguridad del sistema.
Justificación: El análisis y las opiniones de los expertos señalan la sensibilidad a los ajustes de protección locales (p. ej., umbrales de sobretensión medidos lejos del punto de conexión, disparos instantáneos sin demora) que pueden desconectar innecesariamente la generación cuando las tensiones oscilan o aumentan transitoriamente. En algunos casos, la protección parece desviarse de los requisitos aplicables.
Responsables de la distribución: Operadores de sistemas de transmisión (TSO), operadores de sistemas de distribución (DSO) y autoridades nacionales competentes.
Prioridad: Media
Legislación aplicable: SO GL
Vinculado a la subsección 4.1.3 Gestión de la tensión.
R250428_9 – Requisito de tolerancia a sobretensiones para módulos de generación de energía tipo A
Descripción: Los módulos de generación de energía tipo A deben ser capaces de operar de forma estable sin desconectarse de la red durante un perfil de tensión-tiempo determinado. ENTSO-E debe evaluar y sugerir posibles mejoras a los requisitos aplicables según la RfG.
Justificación: El análisis de este informe sobre las desconexiones de la generación fotovoltaica a pequeña escala, algunas de ellas de tipo A, pone de manifiesto su sensibilidad a episodios de alta tensión, incluso cuando la tensión en el lado de la transmisión se mantiene dentro de límites aceptables.
Dada la rápida expansión de las instalaciones fotovoltaicas en Europa en los últimos años —con una proporción considerable de sistemas a pequeña escala—, es fundamental evitar desconexiones innecesarias durante eventos de alta tensión.
Esto es esencial para mantener la estabilidad y la fiabilidad de la red.
Responsables de la entrega: ENTSO-E.
Prioridad: Alta
Legislación aplicable: RfG
Vinculado a la subsección 4.3.3 Análisis de los Factores Relevantes Influyentes en los flujos TSO-DSO.
R250428_10 – Controles periódicos sobre la evaluación de la capacidad de resistencia de los usuarios de la red (alta/baja tensión, RoCoF)
Descripción: Los operadores de sistemas de transmisión (TSO), los operadores de sistemas de distribución (DSO) y los propietarios de redes privadas deben implementar controles periódicos tras cualquier disparo de protección o desconexión inesperada para evaluar si el comportamiento observado de los usuarios de la red durante eventos reales se ajusta a los requisitos de capacidad de resistencia aplicables (capacidad de funcionamiento en alta y baja tensión, capacidad de funcionamiento en caso de fallo de la red).
Estas evaluaciones deben estar orientadas al aprendizaje y tener como objetivo identificar posibles deficiencias en la configuración de las protecciones, el comportamiento de los controles, las ubicaciones de medición o la aplicabilidad de los requisitos existentes.
Justificación: El análisis de los apagones demuestra que al menos 10 desconexiones no cumplieron con los requisitos aplicables. Los operadores de sistemas de transmisión (TSO), los operadores de sistemas de distribución (DSO) y los propietarios de redes privadas deben aprovechar cada oportunidad para abordar este problema durante los eventos cotidianos que no necesariamente conllevan consecuencias graves, para detectar debilidades estructurales con anticipación y evitar que se manifiesten durante perturbaciones importantes del sistema.
Propietarios de la red: TSO, DSO y propietarios de redes privadas.
Prioridad: Media
Legislación aplicable: SO GL
Vinculado a la subsección 4.1.3 Gestión de voltaje.
R250428_11 – Investigación sobre el comportamiento de los generadores integrados no observables
Descripción: Los TSO y DSO, junto con la industria eléctrica, deben investigar más a fondo el comportamiento de desconexión y reconexión de los inversores, en particular los inversores conectados a la distribución (incluidos los sistemas fotovoltaicos en azoteas y otras fuentes de generación integrada <1 MW). Para ello, los Comités Europeos de Partes Interesadas en Conexión a la Red y Operación del Sistema (GC ESC53 y SO ESC54) deberían utilizarse como plataforma para el intercambio de conocimientos y experiencias.
Justificación: Los datos que el Panel de Expertos recibió de los fabricantes de sistemas fotovoltaicos durante la investigación mostraron que muchos inversores se desconectaron por sobretensión durante ciertos periodos del 28 de abril. El Panel de Expertos también identificó un papel importante del tiempo de reconexión de los sistemas fotovoltaicos no observables en la pérdida de generación.
Sin embargo, el Panel de Expertos no pudo realizar una investigación exhaustiva y considera beneficioso continuar e intensificar el intercambio con los operadores de sistemas de distribución (DSO) y los fabricantes de inversores sobre este tema a nivel europeo, para comprender mejor el comportamiento de los generadores integrados no observables en relación con la tensión.
Propietarios de la distribución: GC ESC y SO ESC (presidido por ACER), operadores de sistemas de transmisión (TSO) y operadores de sistemas de distribución (DSO).
Prioridad: Media
Legislación aplicable: RfG, SO GL
Vinculado a la subsección 4.3.3 Análisis de los factores relevantes que influyen en los flujos entre TSO y DSO.
CONTENIDO
1 RESUMEN DE LA GESTIÓN 6
1.1 Introducción 6
1.2 Condiciones del sistema y del mercado antes del incidente 9
1.3 Condiciones del sistema durante el incidente 13
1.4 Análisis técnico 17
1.5 Proceso de restauración 25
1.6 Planificación operativa 27
1.7 Comunicación de los monitores de área síncronos y entre los operadores de sistemas de transmisión (TSO) 27
1.8 Clasificación del incidente según la metodología del Sistema de Comando de Incidentes (ICS) 27
1.9 Conclusiones y recomendaciones 28
2 CONDICIONES DEL SISTEMA Y DEL MERCADO ANTES DEL INCIDENTE 29
2.1 Información sobre la topología 30
2.2 Condiciones del mercado 41
2.3 Flujos de potencia activa antes del incidente 41
2.4 Inercia 50
2.5 Oscilaciones 54
2.6 Potencia reactiva y tensiones 80
2.7 Comportamiento del enlace HVDC 101
2.8 Anexo 111
3 CONDICIONES DEL SISTEMA DURANTE EL INCIDENTE 116
3.1 Comportamiento dinámico del sistema durante el incidente 116
3.2 Rendimiento del sistema de protección durante el incidente 140
3.3 Plan de defensa del sistema 197
3.4 Impacto del apagón en los usuarios del sistema en la red francesa 205
4 ANÁLISIS DE FACTORES RELEVANTES 206
4.1 Control de tensión 206
4.2 Oscilaciones 231
4.3 Análisis de flujos entre las redes de los operadores de sistemas de transmisión y distribución en España 278
4.4 Planes de estabilidad y defensa del sistema 297
4.5 Gestión de alarmas relacionadas con la tensión 319
4.6 Árbol de causas raíz 33
5 PROCESO DE RESTAURACIÓN 336
5.1 Precondiciones y estrategias para el proceso de restauración 336
5.2 Secuencias de restauración en el sistema español 339
5.3 Secuencias de restauración en el sistema portugués 363
5.4 Restauración de la red eléctrica local francesa mediante RTE 378
5.5 Recuperación de la generación y la carga 381
5.6 Pasos posteriores a la restauración del sistema 388
5.7 Restauración del mercado 389
5.8 Comportamiento de los recursos energéticos distribuidos y la carga durante la restauración 390
5.9 Problemas de comunicación por voz y control remoto durante la restauración 391
5.10 Conclusión 392
6 PLANIFICACIÓN OPERATIVA 395
6.1 Introducción 395
6.2 Procesos e investigación del RCC 399
6.3 Planificación operativa en España 421
6.4 Perspectivas en la predicción de fenómenos oscilatorios 431
7 COMUNICACIÓN DE MONITORIZADORES DE ÁREA SÍNCRONOS Y ENTRE TS0 433
7.1 Comunicación entre TSO 433
7.2 Sistema de Alerta Temprana (EAS) de ENTSO-E 444
8 CLASIFICACIÓN DEL INCIDENTE SEGÚN LA METODOLOGÍA DEL SIG 447
8.1 Escala del incidente 448
8.2 Umbral de investigación del RCC 448
8.3 Escala de todas las infracciones relacionadas con el incidente 448
9 CONCLUSIÓN Y RECOMENDACIONES 451
9.1 Resumen 451
9.2 Observaciones sobre los requisitos aplicables 454
9.3 Recomendaciones directamente relacionadas con las causas raíz 455
9.4 Recomendaciones no directamente relacionadas con las causas raíz 461
LISTA DE ABREVIATURAS 466
REFERENCIAS 468MIEMBROS DEL PANEL DE EXPERTOS
OTROS
Ya se conocen las causas del gran apagón en España: los expertos describen en 470 páginas los 84 segundos que nos llevaron al caos
El informe técnico del panel de expertos designado por ENTSO-E relata una cadena de errores y limitaciones en el control de tensión que llevó al colapso eléctrico en la Península Ibérica el 28 de abril de 2025.
Casi un año después del mayor apagón eléctrico registrado en Europa en las últimas dos décadas, el panel de expertos designado por ENTSO-E ha hecho público su informe final.
El documento, de 470 páginas y marcado carácter técnico, concluye que el colapso del sistema eléctrico ibérico no obedeció a un único fallo, sino a la convergencia de múltiples factores que se desencadenaron de forma simultánea y acabaron retroalimentándose.
El episodio crítico se desarrolló en apenas 84 segundos. El 28 de abril de 2025, a las 12:32:00, el sistema eléctrico de la Península Ibérica comenzó a experimentar un incremento de tensión rápido y fuera de control. En ese breve intervalo de tiempo se acumularon más de 2,5 GW entre pérdidas de generación, reducciones abruptas de potencia y un aumento neto de la carga en redes de distribución.
A las 12:33:19 se inició la pérdida de sincronismo entre España y Portugal respecto al sistema eléctrico europeo. Segundos después, se produjo el apagón total.
El informe identifica el control de tensión como el problema central del incidente. En un sistema eléctrico, esta función depende en gran medida de la gestión de la potencia reactiva, encargada de mantener los niveles de tensión dentro de rangos seguros.
Cuando la tensión se eleva en exceso, es necesario disponer de recursos capaces de absorberla, como el ajuste del factor de potencia en las plantas de generación o la activación de reactancias.
En ausencia de una respuesta eficaz, la tensión continúa aumentando hasta que los sistemas de protección de las centrales comienzan a desconectarse automáticamente por sobretensión. Este fenómeno reduce aún más la capacidad del sistema para absorber potencia reactiva, generando un efecto en cascada que puede desembocar en el colapso, como finalmente ocurrió.
El análisis del día del apagón detecta tres fallos simultáneos en el mecanismo de control de tensión. En primer lugar, las plantas renovables operaban con un factor de potencia fijo, conforme a la normativa vigente en ese momento. Esto impedía que respondieran de forma dinámica a las variaciones de tensión, limitando su capacidad para contribuir a la estabilidad del sistema.
En segundo lugar, varias centrales convencionales no cumplían de manera constante con los requisitos de provisión de potencia reactiva. Según el informe, estas instalaciones alcanzaron su consigna en menos del 75 % de las muestras horarias analizadas, lo que evidencia desviaciones respecto a las expectativas del operador del sistema. Además, la regulación no contemplaba criterios de comportamiento dinámico ni penalizaciones económicas por incumplimiento.
El tercer elemento crítico fue la operación manual de las reactancias shunt, dispositivos diseñados para absorber potencia reactiva de forma inmediata. En el momento del incidente, solo el 32,5 % de la capacidad disponible en el sur de España estaba conectada, mientras que el resto dependía de la intervención humana. La rapidez con la que evolucionó la sobretensión superó la capacidad de reacción de los operadores.
A estos factores se sumaron dos elementos adicionales que contribuyeron a la inestabilidad del sistema. En los 30 minutos previos al apagón se registraron dos episodios de oscilaciones. El primero, entre las 12:03 y las 12:08, consistió en una oscilación forzada local de 0,63 Hz asociada a convertidores. El segundo, entre las 12:19 y las 12:22, fue una oscilación inter-área de 0,2 Hz en el eje Este-Centro-Oeste del sistema síncrono europeo. Aunque las medidas adoptadas lograron mitigar esta última, tuvieron como efecto colateral un aumento de la tensión en el sistema ibérico.
El informe también señala que en una parte significativa de las plantas de generación los umbrales de desconexión por sobretensión estaban configurados por debajo de los límites normativos o no alineados con las necesidades reales del sistema. Esto provocó que numerosas instalaciones se desconectaran antes de lo necesario cuando la tensión comenzó a elevarse.
El sistema se defendió, pero no tenía herramientas
Los mecanismos automáticos de defensa, como el deslastre de carga, se activaron según lo previsto. Sin embargo, no lograron frenar el proceso. La sucesión de desconexiones se produjo a tal velocidad que el sistema alcanzó un punto de no retorno.
Las simulaciones realizadas por el panel de expertos apuntan a varias medidas que habrían podido mitigar el impacto. Entre ellas, la conexión automática de reactancias shunt habría permitido una respuesta más rápida ante la sobretensión. Asimismo, disponer de mayores márgenes de potencia reactiva habría facilitado operar con niveles de tensión más bajos y estables.
Otro elemento clave habría sido la incorporación de ocho nuevos condensadores síncronos, contemplados en la planificación 2021-2026 de Red Eléctrica. Según el informe, estos equipos habrían reforzado la capacidad del sistema para evitar desconexiones en cascada.
El apagón deja además una lección relevante para el sector renovable. Hasta entonces, las instalaciones eólicas y solares en España operaban sin obligación de participar activamente en el control dinámico de tensión, no por limitaciones técnicas, sino por la ausencia de exigencias regulatorias. Sin embargo, el incremento de su peso en el mix energético hace imprescindible su integración en estas funciones.
Desde el incidente, Red Eléctrica ha adoptado un “modo reforzado” de operación, que implica la incorporación de centrales convencionales (principalmente ciclos combinados) por razones técnicas, incluso cuando no resultan competitivas en el mercado. Esta estrategia ha supuesto un coste de cientos de millones de euros para los consumidores y un aumento significativo de los recortes de generación renovable.
Paralelamente, se ha acelerado el proceso para habilitar a las propias plantas renovables en el control dinámico de tensión. A 16 de febrero de 2026, un total de 365 instalaciones habían solicitado su homologación, 155 habían sido sometidas a pruebas y 74 las habían superado, sumando una potencia conjunta de 6,7 GW.
Aunque estas cifras aún están lejos de las necesidades del sistema, el ritmo de adaptación se ha intensificado. A medida que aumente el número de instalaciones capacitadas, se espera una reducción progresiva tanto de los costes asociados a restricciones técnicas como de los recortes de generación renovable.
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