Este 17 de junio se ha presentado el informe del Comité para el análisis de las circunstancias que concurrieron en el gran apagón del 28 de abril. El documento concluye que el apagón tuvo un origen multifactorial, con una cascada temporal de sucesos que desequilibraron progresivamente el sistema y culminaron con el cero eléctrico peninsular por sobretensión.

El informe también incluye una batería de recomendaciones que abarcan desde mejorar el control y la supervisión del comportamiento de los agentes hasta el aumento del nivel de interconexión con Francia. La presentación ha estado a cargo de la vicepresidenta y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen.

El Comité ha contado con dos grupos de trabajo, el Grupo de Trabajo de Ciberseguridad y Sistemas Digitales y el Grupo de Trabajo de Operación del Sistema Eléctrico, que han analizado más de 300 GB de información.

El primero ha realizado la mayor investigación sobre ciberseguridad de la historia de España. Ha contado con la participación de más de 75 expertos que han descartado la posibilidad de que el apagón respondiese a un ciberataque, ni en las instalaciones del Operador del Sistema, Red Eléctrica, ni en los centros del control, ni en los centros de generación analizados.

Cronología del apagón y reposición del suministro

El Comité ha identificado una sucesión de hechos que permite establecer una cronología del apagón del que se desprenden varias conclusiones, reflejadas en el informe.

• FASE O: Inestabilidad de tensión. Durante los días previos al apagón hubo alteraciones de las tensiones y en la mañana del día 28 de junio las tensiones variaban con más intensidad de lo normal.
• FASE 1: Oscilaciones en el sistema (12.00 h – 12.30 h). A las 12.03 h se registró una oscilación atípica, de 0,6 Hz, que durante 4,42 minutos provocó grandes fluctuaciones de tensión. Esta oscilación obligó a Red Eléctrica a aplicar las medidas protocolizadas para amortiguarla, como aumentar el mallado de la red, restringido por la baja demanda, o reducir el flujo de interconexión con Francia. Todas estas actuaciones amortiguaron la oscilación, pero tuvieron como efecto secundario un incremento de las tensiones.  A las 12.16 h se volvió a registrar la misma oscilación, más pequeña, y a las 12.19 h otra oscilación más, de 0,2 Hz, en este caso, con las características habituales de estos fenómenos europeos. El Operador del Sistema aplicó las mismas medidas para amortiguarla, que igualmente contribuyeron a aumentar la tensión.
• FASE 2: Pérdidas de generación (12.32.57 – 12.33.18). La tensión empezó a subir de forma rápida y sostenida, y se registraron numerosas y progresivas desconexiones de instalaciones de generación de diferentes provincias.
• FASE 3: Colapso (12.33.18 – 12.33.30). El progresivo incremento de tensión produjo una reacción en cadena de desconexiones por sobretensión que no fue posible contener. Cada una de las desconexiones contribuyó a nuevas alzas en las tensiones. También se registró una caída de frecuencia que derivó en la pérdida del sincronismo con Francia, el disparo de la interconexión con el resto del continente y el cero eléctrico peninsular.

Tras el apagón, el suministro empezó a reponerse gracias a las aportaciones de energía de las interconexiones con Francia y Marruecos, y de la producción de centrales de arranque autónomo (hidroeléctricas) en la cuenca del Duero, entre otras, que fueron conformando islas crecientes de energía. Como resultado, a las 22.00 h casi el 50% de la demanda del país tenía electricidad, y esta cobertura siguió creciendo hasta el 99,95% a las 7.00 h del día 29 de junio. Esta reposición se ha considerado un modelo internacional. No obstante, en el análisis del Comité se han identificado posibles mejores prácticas.

Conclusiones del informe

El informe del análisis del apagón permite concluir que el cero eléctrico tuvo un origen multifactorial, en el que confluyeron tres elementos:

1.- El sistema mostraba una capacidad de control de tensión insuficiente.

El 27 de junio, día anterior al incidente, Red Eléctrica programó la actividad de 10 centrales síncronas con capacidad para regular tensión el 28 de acuerdo con su consigna. El número final de centrales síncronas acopladas fue el más bajo desde el inicio de año. Y además, varias de las centrales capaces de regular la tensión –y retribuidas específicamente por ello– no respondieron adecuadamente a las consignas de Red Eléctrica para reducirla. Algunas, incluso, produjeron energía reactiva, lo contrario de lo requerido, contribuyendo a incrementar el problema.

2.- Se produjeron las oscilaciones en el sistema.

Las oscilaciones obligaron a modificar la configuración del sistema, incrementando las dificultades para estabilizar la tensión. Tras la segunda oscilación, Red Eléctrica reclamó la disponibilidad de una central capaz de contribuir a regular la tensión, pero fue técnicamente imposible que lo hiciera antes del colapso.

3.- Se desconectaron centrales de generación, algunas de un modo aparentemente indebido. 

Algunas de las desconexiones de las centrales de generación se habrían producido antes de superarse los umbrales de tensión establecidos por la normativa para ello (entre 380 kV y 435 kV en la red de transporte). Otras desconexiones sí se produjeron una vez se superaron dichos límites para proteger las instalaciones.

Una vez iniciada la reacción en cadena, las protecciones habituales del sistema eléctrico no pudieron detener ni contener este proceso. Algunas de estas protecciones, como los deslastres, pudieron incluso contribuir al fenómeno de sobretensión al descargar todavía más las líneas, contribuyendo al alza de las tensiones, porque actuaron para compensar la caída de generación y no para gestionar la tensión.

La conclusión es que faltaron recursos de control de tensión debido a que no estaban programados en suficiencia, porque los que estaban programados no la proporcionaban adecuadamente, o por una combinación de ambos factores. En ningún caso porque faltaran en España pues existe un parque de generación energética  más que suficiente para responder.

Recomendaciones para el futuro

A la vista de las conclusiones obtenidas en el informe, el Comité propone una serie de actuaciones para evitar que se repita un incidente de este tipo, entre las que destaca el refuerzo de la supervisión y la verificación del cumplimiento de las obligaciones por parte de todos los agentes del sistema eléctrico, así como medidas técnicas que refuercen las capacidades para el control de tensión y protección contra las oscilaciones en el sistema.

Es clave la implementación del PO 7.4, en manos de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que permitirá a las instalaciones asíncronas aplicar soluciones de electrónica de potencia para gestionar las variaciones tensión y puede contribuir a ahorrar costes al entrar las tecnologías más competitivas.

También se propone aumentar la demanda y la flexibilidad del sistema eléctrico. A todo ello contribuirán la Planificación de Electricidad 2025-2030, que priorizará los consumos industriales, el incremento de la capacidad de almacenamiento y una revisión de la regulación de los servicios de ajuste y las restricciones técnicas del sistema.

Se debe incrementar el nivel de interconexión con nuestros países vecinos y r22especto a la ciberseguridad, se propone agilizar la trasposición de normativa europea y aplicar controles y segmentación de redes, así como implementar sistemas de detección y correlación de eventos, que proporcionen un mayor nivel de vigilancia.