El informe de 2024 que ya advertía de que España estaba en riesgo alto de apagón

 Posibles explicaciones provisionales hasta que lleguen las oficiales

Se cayeron 15 GW de generación, de los cuales 10 GW fueron fotovoltaicos y 3,3 GW nucleares, en sólo cinco segundos. Se desconoce aún la causa

A las 12.33 horas de este lunes -momento en el que se desató el apagón masivo que afectó a toda la península Ibérica- y durante cinco segundos "desaparecieron súbitamente" 15 gigavatios de la red eléctrica, el equivalente al 60 % de la energía que se estaba consumiendo en ese momento.

¿Cómo se produjo esa caída repentina de tanta generación? 

No se sabe.Red Eléctrica lo está investigando e informará de ello cuando tenga toda la información para explicar lo sucedido

En la siguiente imagen se puede ver la tensión en el sistema Continental Europeo como cae bruscamente sobre las 12.35.

 

Las primeras informaciones que dio el operador del sistema, Red Eléctrica, fueron sobre una "fuerte oscilación" que se produjo en el sistema.

 ¿Fue esta la causa? Habría que esperar a que acaben las investigaciones.

•  https://elperiodicodelaenergia.com/colapso-electrico-en-espana-asi-sucedio-el-historico-apagon/?utm_source=videootv_recirculation&utm_medium=carrusel
  

 -Hay que mirar muchas cosas antes de sacar conclusiones

- La electricidad nacional colapsó DE GOLPE a la mitad-

Los reportes de falta de servicio de telefonía, que monitoriza Downdetector, se multiplicaron al mismo tiempo para todos los operadores. Señalan la red de telefonía, pero también apuntan a internet fijo y móvil.

 Cuando sucede el apagón, España abastecía su propia demanda, almacenaba energía y la vendía a todos sus vecinos.

Ayer no faltaba energía, de hecho sobraba

 
 

 Esta era la estructura de generación ayer a las 12:30 antes del apagón.

 La subrayada es síncrona (Ese es el gráfico nacional. Si quitamos islas todavía hay menos síncrona. Desbalance total)

Una red eléctrica para ser estable necesita una frecuencia y un voltaje normalizado. 

En España la frecuencia es 50Hz y el voltaje en monofásico es 230V, con un desfase máximo autorizado por normativa del 7% ( el máximo voltaje legal que nos puede entregar la suministradora es de 246V, según RD 1955/2000) ¿Qué ocurre? Que por encima de ese voltaje, las"cosas" siguen funcionando pero con una alta probabilidad de que se quemen. Normalmente a 260V ya saltan protecciones en los equipos que las tengan (todo ello en monofásica, lo que tenemos normalmente en casa).

 Cuando la energía se genera con un generador rotativo tipo turbina, digamos que tiene como tres grupos de bobinas desviadas 120° entre ellas (ya se que técnicamente se llama estátor), entonces cuando el rotor con sus imanes gira dentro de la bobina con la energía rotativa que le da la turbina, induce un campo electromagnético en cada bobinado que genera cada una de las fases (R S T) las cuales van 120° desacopladas entre si. En monofásico, simplemente significa que de los tres cables de la acometida que llegan a nuestra casa, la compañía nos conecta a una de las fases. Ya tenemos nuestros 230V a 50Hz. 

El problema está cuando esa frecuencia no la genera un rotor que gira a unas revoluciones fijas, y que además tiene un volante de inercia para mantenerse totalmente estable. Si no que la genera sistemas como el fotovoltaico, que al no poder generar una onda de forma analógica (girando un rotor), la tiene que crear artificialmente (un microprocesador que la simula digitalmente) y acoplarla a la onda de las turbinas.

 

 Aquí es cuando entra el voltaje, si la demanda eléctrica cae y la producción se mantiene, el voltaje sube y mantener la frecuencia es complicado si esa variación es muy grande, en este caso ha sido del 60% de producción en ese momento. 

En mi caso, a las 12:30 el voltaje ya estaba en valores fuera de normativa. Tengo registros de mi sensor a 254V, no llegó a subir a 255V, en ese momento fue el cero nacional. Este ejemplo, traspuesto al sistema nacional es lo que provoca la desconexión de la red, cuando el desacople entre generación y demanda es tan grande, la generación que existe en ese momento no es capaz de seguir el ritmo de ese cambio de escenario y se desconecta por seguridad. 

Ayer había aproximadamente un 35% de generación sincrona, pero sin saber la distribución es complicado ver que ha pasado. Por otro lado, aunque sea sincrona, lo que da inercia son los grandes grupos a gran potencia, tener un ciclo al 10% dudo que de mucha inercia.

The Spanish grid collapse-Inertia and why we need it 

El colapso de la red española-Inertia y por qué la necesitamos 

Lectura obligada 

Cuesta creer que este estupendo artículo de Works In Progress sobre la importancia de la inercia para la red se publicara la semana pasada: sin muchas turbinas pesadas en rotación, es difícil mantener la red dentro de las estrechas frecuencias necesarias para la estabilidad, y lamentablemente la energía solar y la eólica se conectan mediante inversores y se desconectan. 

The breaking of Britain's National Grid - by Alex Chalmers

Alex Chalmers 

• https://www.worksinprogress.news/p/the-spanish-grid-collapse

Redeia confirma que lo que provoca el apagón es la bajada brusca de frecuencia por pérdida de generación en dos eventos distintos sucesivos en el Suroeste de España en el lapso de 5 segundos. El primero logran "salvarlo", el segundo, no

 

Informe ERAA 2024 (European Resource Adequacy Assessment 2024) 

Este informe realizado por la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (Entso-e) reconocía el posible riesgo de apagón en España y en otros países de Europa durante algunas horas del día

El estudio de Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad explica que en 2026 se "corre el riesgo de no garantizar los ingresos necesarios para mantener su operación"

 https://www.entsoe.eu/eraa/2024/#Main%20findings

ERAA 2024 shows that significant volumes of fossil-fuelled capacity are likely to become economically non-viable by 2030, as they will capture a smaller market share due to the rise of renewable energy sources. Action is therefore needed to maintain the security of electricity supply in Europe.

In the short- and midterm (2026, 2028, 2030), significant capacities are at risk of being decommissioned. In the longer term (2035), decommissioning risks remain for the thermal generation fleet in certain regions, though global investments could occur under favourable conditions not modelled in ERAA. These include supply chain considerations, energy transmission networks, and primary energy availability.

The development of the power system must be closely monitored to confirm that investment needs are being realised. Relevant authorities should consider mitigation actions to secure European adequacy. The report assumes many investments will be driven by scarcity prices during high demand or supply constraints, especially when peak units are needed. However, risk-averse investors may postpone decisions without long-term contracts.

Decommissioning of existing power plants should also be monitored to ensure it does not exceed anticipated levels. Renewable generation capacity is expected to grow based on national policy targets and TSO estimates. Yet, due to intermittency, this will not fully compensate for declining dispatchable thermal capacity or increased electrification by 2035.

ERAA modelling suggests that over 50 GW of new fossil gas flexible capacity would be beneficial given anticipated high scarcity prices, though these are expected to occur infrequently in 2035. This capacity would help ensure adequacy during peak times or low RES infeed. Yet, to meet EU climate goals, fossil-fuelled capacity must be reduced or replaced over time. Market signals based on rare scarcity hours may not justify investment, particularly when driven by rare extreme weather events. Relying solely on EVA-based new entry capacity could underestimate adequacy risks.

Notable risks exist across Europe, though the Balkan region and some areas face lower risks. Some non-market resources help mitigate risk where it would otherwise be high (e.g., Ireland).

Targeted interventions and long-term market mechanisms are essential to avoid further risks. Supporting mechanisms and capacity markets must be accelerated. To ensure electricity security and meet climate objectives, Europe must accelerate the deployment of flexibility solutions and infrastructure, including cross-border electricity transmission network to direct RES electricity where it is most needed, as well as storage and other sources of flexibility, while safeguarding security of supply at all times.

The ERAA should be considered in conjunction with national resource adequacy assessments (NRAAs) to inform EU Member States and National Regulatory Authorities (NRAs) about the level of security of supply and serves as the basis for decisions on different market design options. NRAAs provide a complementary, more detailed picture on national specificities and local sensitivities, complementing the ERAA’s comprehensive pan-European overview of capacity concerns.

Lastly, ENTSO-E believes that the primary purpose of the ERAA goes far beyond merely a tool for decisions on CMs. The ERAA supports policymakers in building midterm strategies. It includes pioneering methodologies and tools to analyse future adequacy with an unmatched level of scope and detail, making it a valuable resource for shaping the future of Europe’s electricity grids. ERAA also has the potential to illustrate additional ‘what if’ scenarios, providing insights into possible future outcomes. Therefore, ENTSO-E believes the ERAA Methodology should be improved and streamlined to empower policy-makers to make well-informed decisions that support national and EU objectives going forward. Methodological innovation, pilot programmes, stakeholder consultation and refinement of its scope will continue to strengthen the ERAA’s usefulness.

Main findings

Economic Viability Assessment Findings

The EVA suggests that substantial generation capacity is at risk of not guaranteeing revenues to sustain its operation and presence in the energy-only market. Meanwhile market opportunities for DSR technology are available across all future years. The decrease in fossil fuel capacity within the system may be steeper than currently anticipated by 2030. Meanwhile the post-EVA capacity graph suggests that market opportunities tend to increase over time, with more capacity expected to be viable in the longer term. This suggests that the expected electrification may not be fully addressed by the current projections for RES and other technology expansion. This is particularly evident in 2035, as substantial fossil fuel capacity will reach the end of its lifetime between 2030 and 2035.

El ERAA 2024 muestra que es probable que importantes volúmenes de capacidad alimentada con combustibles fósiles dejen de ser económicamente viables de aquí a 2030, ya que captarán una cuota de mercado menor debido al aumento de las fuentes de energía renovables. Por tanto, es necesario actuar para mantener la seguridad del suministro eléctrico en Europa.

A corto y medio plazo (2026, 2028, 2030), existen importantes capacidades que corren el riesgo de ser desmanteladas. A más largo plazo (2035), persisten los riesgos de desmantelamiento del parque de generación térmica en determinadas regiones, aunque podrían producirse inversiones globales en condiciones favorables no modelizadas en el ERAA. Estas condiciones incluyen consideraciones relativas a la cadena de suministro, las redes de transmisión de energía y la disponibilidad de energía primaria.

La evolución de la red eléctrica debe ser objeto de un estrecho seguimiento para confirmar que se satisfacen las necesidades de inversión. Las autoridades competentes deben considerar

se están realizando. Las autoridades competentes deben estudiar medidas paliativas para garantizar la adecuación europea. El informe parte de la base de que muchas inversiones se verán impulsadas por los precios de escasez durante periodos de alta demanda o restricciones de suministro, especialmente cuando se necesiten unidades de punta. Sin embargo, los inversores con aversión al riesgo pueden posponer las decisiones sin contratos a largo plazo.

El desmantelamiento de las centrales existentes también debe supervisarse para garantizar que no supere los niveles previstos. Se espera que la capacidad de generación renovable crezca sobre la base de los objetivos políticos nacionales y las estimaciones de los GRT. Sin embargo, debido a la intermitencia, esto no compensará totalmente la disminución de la capacidad térmica despachable o el aumento de la electrificación para 2035.

El modelo ERAA sugiere que más de 50 GW de nueva capacidad flexible de gas fósil serían beneficiosos dados los elevados precios de escasez previstos, aunque se espera que estos se produzcan con poca frecuencia en 2035. Esta capacidad ayudaría a garantizar la adecuación durante las horas punta o de baja alimentación de FER. Sin embargo, para cumplir los objetivos climáticos de la UE, la capacidad alimentada con combustibles fósiles debe reducirse o sustituirse con el tiempo. Las señales del mercado basadas en raras horas de escasez pueden no justificar la inversión, sobre todo cuando están motivadas por fenómenos meteorológicos extremos poco frecuentes. Confiar únicamente en la capacidad de nueva entrada basada en el EVA podría subestimar los riesgos de adecuación.

Existen riesgos notables en toda Europa, aunque la región de los Balcanes y algunas zonas se enfrentan a riesgos menores. Algunos recursos ajenos al mercado ayudan a mitigar el riesgo allí donde, de otro modo, sería elevado (por ejemplo, Irlanda).

Las intervenciones específicas y los mecanismos de mercado a largo plazo son esenciales para evitar nuevos riesgos. Deben acelerarse los mecanismos de apoyo y los mercados de capacidad. Para garantizar la seguridad eléctrica y cumplir los objetivos climáticos, Europa debe acelerar el despliegue de soluciones e infraestructuras de flexibilidad, incluida la red transfronteriza de transporte de electricidad para dirigir la electricidad FER allí donde más se necesite, así como el almacenamiento y otras fuentes de flexibilidad, salvaguardando al mismo tiempo la seguridad del suministro en todo momento.

La ERAA debe considerarse junto con las evaluaciones nacionales de la adecuación de los recursos (NRAA) para informar a los Estados miembros de la UE y a las autoridades reguladoras nacionales (NRA) sobre el nivel de seguridad del suministro y sirve de base para las decisiones sobre las diferentes opciones de diseño del mercado. Los NRAA ofrecen una visión complementaria y más detallada de las especificidades nacionales y las sensibilidades locales, que complementa la visión global paneuropea de la ERAA sobre los problemas de capacidad.

Por último, ENTSO-E considera que el objetivo principal de la ERAA va mucho más allá de ser una mera herramienta para la toma de decisiones sobre las CM. La ERAA ayuda a los responsables políticos a elaborar estrategias a medio plazo. Incluye metodologías y herramientas pioneras para analizar la adecuación futura con un nivel de alcance y detalle sin parangón, lo que lo convierte en un valioso recurso para configurar el futuro de las redes eléctricas europeas. ERAA también tiene el potencial de ilustrar otros escenarios hipotéticos, proporcionando información sobre los posibles resultados futuros. Por lo tanto, la ENTSO-E cree que la metodología ERAA debe mejorarse y racionalizarse para que los responsables políticos puedan tomar decisiones bien informadas que respalden los objetivos nacionales y de la UE de cara al futuro. La innovación metodológica, los programas piloto, la consulta a las partes interesadas y el perfeccionamiento de su ámbito de aplicación seguirán reforzando la utilidad de la ERAA.

Economic Viability Assessment Findings

El rápido crecimiento de las energías renovables plantea retos para la gestión de la red. Con menos generadores en línea, la inercia de la red se reduce de forma natural, lo que aumenta el riesgo de interrupciones en caso de imprevistos

Figure 1: Overview of net effect of the EVA on the European perimeter

The ERAA 2024 EVA suggests notable investments and lifetime extensions in the coming years. If this new capacity were not fully materialised, adequacy concerns would be significantly higher. By 2035, a net increase of more than 60 GW of flexible fossil gas capacity (OCGT and CCGT) is projected, with investments driven by scarcity prices that occur infrequently. The running hours of some new gas capacity would likely be under 500 full-load hours. A risk-averse investor is more likely to postpone investments that carry high risks.

Adequacy Findings

The results of the EVA have, naturally, a significant impact on the adequacy assessment. Adequacy risks appear in several European countries and margins are tight. The scarcity risks tend to stay in the central parts of the continent.

The LOLE values are represented by circles, with larger radius for larger LOLE values. A region’s LOLE is calculated by averaging the Loss of Load Duration (LLD), i.e. hours with unserved energy, resulting from all the simulated Monte Carlo Years using the reference tool.

Figure 2: LOLE values in 2026

Figure 3: LOLE values in 2028

Figure 4: LOLE values in 2030

Figure 5: LOLE values in 2035

More detailed results, including Expected Energy Not Served (EENS) per region, can be found in Annex 3. For the methodology and probabilistic indicators, please see Annex 2. Moreover, there are cases where the results depend on the specific characteristics of each country or study zone. Annex 4 provides country-specific comments that enable more detailed conclusions.

Further remarks on result interpretation

Being an inherently complex study, ERAA is characterised by a significant degree of uncertainty and computational constraints. Thus, modelling decisions, assumptions in addition to the probabilistic nature of the assessment must be considered when interpreting the results.

The 2024 ERAA features considerable improvements over the previous edition. In addition, assumptions for a given target year (TY) can change rapidly from one edition to another due to the accelerating energy transition. As a result, comparisons between successive edition must be made with caution, considering updates and differences between the two products. These include updates and changes in assumptions and scenarios, as well as modelling improvements that can significantly impact adequacy results.

 Un gran apagón afectó durante este lunes 28 abril a toda España y Portugal. Pasadas las 12:30 del mediodía empezaron a fallar las comunicaciones y los hogares se empezaron a quedar sin luz en un fallo nunca antes visto en nuestro país. La inmensa mayoría de la geografía estuvo a oscuras durante la mayor parte del día hasta que a última hora poco a poco se fue recuperando el suministro. Pese a que el caos se apoderó de la población, la noche tras el apagón transcurrió sin incidentes bajo un amplio dispositivo policial.

Nunca había ocurrido algo similar en España, pero la posibilidad existía según un informe oficial a nivel europeo. El informe ERAA 2024 (European Resource Adequacy Assessment 2024) realizado por la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (Entso-e) reconocía el posible riesgo de apagón en España y en otros países de Europa durante algunas horas del día.

 El informe comenzaba explicando la evolución de la forma de generar energía: 

"Es probable que volúmenes significativos de capacidad energética generada con combustibles fósiles se vuelvan económicamente inviables para 2030, ya que reducirán su cuota de mercado debido al auge de las energías renovables". Sin embargo, alertaba de que "es necesario tomar medidas para mantener la seguridad del suministro eléctrico en Europa". El informe no establecía el riesgo para 2025, pero sí para un futuro muy cercano: "A corto y medio plazo (2026, 2028, 2030), importantes capacidades corren el riesgo de ser desmanteladas".

La Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad pedía revisar el procedimiento para evitar que se diera un posible apagón: "El desarrollo del sistema eléctrico debe supervisarse de cerca para confirmar que se están cubriendo las necesidades de inversión. Las autoridades competentes deberían considerar medidas de mitigación para garantizar la adecuación europea"

En pleno debate sobre las centrales nucleares en España, ya que según el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), todas las centrales nucleares españolas (Almaraz I y II, Ascó I y II, Cofrentes, Trillo, Vandellós II) cerrarán de forma escalonada 2027 y 2035, el informe europeo pone el ojo en las centrales eléctricas, pese a no ser específicamente lo mismo. "También debe supervisarse el desmantelamiento de las centrales eléctricas existentes para garantizar que no supere los niveles previstos", pide el informe.

"Los modelos ERAA sugieren que más de 50 GW de nueva capacidad flexible de gas fósil resultarían beneficiosos dados los altos precios de escasez previstos, aunque se espera que estos ocurran con poca frecuencia en 2035", señala el informe. Este estudio es muy claro y se centra en dicha escasez. Explica que esta capacidad permitiría garantizar el abastecimiento durante las horas puntas y acabar con la posibilidad de apagones.

Este informe ya alertaba de la posibilidad de apagones a partir de 2026: "Depender únicamente de la nueva capacidad de entrada basada en el EVA podría subestimar los riesgos de suficiencia". Se explica que toda Europa está expuesta, con menor riesgo en la zona de los Balcanes. El informe muestra su mayor preocupación para la zona central de Europa, pero según el mapa, España estaría en riesgo de hasta cuatro horas anuales de apagón en 2026.

Pese a que el informe avalaba la posibilidad de apagón en España durante cuatro horas para tan solo dentro de un año, Red Eléctrica fue muy contundente en un mensaje en su cuenta oficial de 'X' el pasado 9 de abril: "No existe riesgo de apagón"   

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Me permito trasladarle, desde la perspectiva técnica que compartimos como profesionales del sistema eléctrico europeo, algunas reflexiones sobre la situación actual tras los recientes acontecimientos que afectaron a la red española. 

Desde hace más de una década, múltiples informes, tanto de ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) como de estudios internos de Red Eléctrica Española (REE), advertían de la insuficiencia estructural de interconexiones internacionales entre España y el resto del continente. En términos de capacidad de intercambio, España apenas alcanza un 3% de su demanda máxima interconectada con Francia, muy por debajo del mínimo recomendado del 10% que fija la propia Comisión Europea como requisito de seguridad y resiliencia energética.

 Este déficit, sumado a una alta dependencia de la generación renovable intermitente (eólica y solar), sin suficiente respaldo flexible y de respuesta rápida, ha creado un entorno donde cualquier evento perturbador —una caída súbita de generación, un fallo en líneas críticas o un desbalance rápido de cargas— puede provocar desviaciones de frecuencia fuera de los márgenes de estabilidad operativa (49,8 Hz - 50,2 Hz), desencadenando disparos automáticos en cascada.

 A esta situación estructural se añade un retraso evidente en la implantación de sistemas de almacenamiento de gran escala (baterías industriales conectadas a 220 kV/400 kV) y en el despliegue efectivo de programas de Demand Side Management (DSM), particularmente orientados al corte controlado de cargas industriales en situaciones de emergencia (Underfrequency Load Shedding avanzado). En Alemania, ante riesgos similares, actuamos decididamente a partir de 2005 mediante un paquete de medidas coordinadas que incluyó: Expansión de interconexiones Implantación obligatoria de reservas de respuesta primaria Despliegue masivo de almacenamiento energético Modernización de SCADA y automatización predictiva Ciberseguridad energética estructural 

 Maximilian Krüger Ingeniero de Sistemas Eléctricos Senior 50Hertz Transmission GmbH (TSO Alemania)

Renewables in the European power system and the impact on system rotational inertia

Hace cinco años, un estudio alertaba sobre la nula inercia del sistema eléctrico ibérico y hace cinco años los operadores de redes europeos alertaban del riesgo de apagones y problemas en las redes

Las restricciones de inercia mínima del área síncrona pueden enmascarar deficiencias locales de inercia.

La generación a partir de máquinas síncronas en los sistemas eléctricos europeos está disminuyendo a medida que aumenta la penetración de energías renovables variables. Ya no pueden asumirse niveles adecuados de inercia rotacional del sistema para garantizar la estabilidad del mismo, que antes eran inherentes a las zonas síncronas de toda Europa. Este trabajo investigó el impacto que tienen los diferentes niveles de restricción de inercia mínima en Europa y en cada zona síncrona. Se simularon dos escenarios con ambiciones divergentes de descarbonización para el año 2030 utilizando un modelo de compromiso unitario y despacho económico. Los principales resultados muestran que una restricción de inercia creciente eleva los costes totales de generación, la restricción de energía renovable variable y las emisiones de dióxido de carbono en toda Europa para un escenario de descarbonización ambicioso. Cuando las restricciones de inercia se aplicaron al escenario de contraste con una ambición de descarbonización baja, se observaron descensos en las emisiones de dióxido de carbono de hasta el 49% en algunas zonas síncronas donde la restricción estaba frecuentemente activa. El trabajo también analizó la propagación de la inercia en la gran zona síncrona de Europa continental.

Se puso de manifiesto que es probable que algunos países experimenten periodos de baja inercia incluso si se aplica una restricción de inercia a nivel de zona síncrona.

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Renewables in the European power system and the impact on system rotational inertia - ScienceDirect

https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0360544220308835?ref=pdf_download&fr=RR-2&rr=9390bf88af842172

Mas posibles explicaciones,no definitivas

 

El Estado español, a través de la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI), posee aproximadamente un 20% del capital social de Redeia (antes Red Eléctrica). En la práctica, el Estado mantiene su control principalmente a través de dicho 20% y de disposiciones regulatorias.

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El 14 de octubre de 1987, un fallo técnico en la subestación de Sentmenat dejó sin electricidad al 91% de Cataluña y a partes de Aragón

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Lecciones desde España tras un día realmente extraño (sin electricidad, sin 4G, sin WiFi) para el mundo

1. Salir y comprar una radio a pilas de bolsillo. Fue realmente desconcertante no tener forma de saber qué está pasando.
2. Comprar una linterna a pilas. No quedaba ninguna en las tiendas.
3. Llevar dinero en efectivo. No tenía.
4. Guarda pilas de repuesto.

En cuestión de horas el System Contreras y asimilados contraatacarán por tres frentes: 

-  Los graciosetes del régimen harán chistes sobre el apagón para desdramatizar lo vivido 

-  La brigada charo recopilará historias de alto contenido humano frente a la adversidad 

-  Un ejército de "expertos" afines a la causa recordará lo rápido que se resolvió todo gracias a la ejemplar respuesta del Gobierno  

• https://www.larazon.es/economia/apagon-electrico-espana-directo-hoy-causas-caida-ultima-hora_20250429681039b5e52da91ed532ac0e.html
  

La inercia funciona como un amortiguador ante las fluctuaciones.

 Las centrales nucleares, las hidroeléctrica, las de gas, etc. proporcionan inercia al sistema xq tienen el mismo principio de funcionamiento: turbinas muy pesadas que giran muy rápido (a 50 vueltas por segundo = 50 hertzios). Esos bichos tan pesados girando a tanta velocidad tienen una inercia muy grande. Newton nos enseñó que cuanta más inercia tienes, más fuerza tiene que ejercer el exterior para cambiar tu velocidad de rotación. Dicho de otra manera: esos sistemas "absorben" las fluctuaciones de forma instantánea y muy eficiente. Por supuesto, todo tiene su límite y también puede haber apagones con esas centrales. 

¿Y la solar y la eólica? La solar y la eólica producen electricidad sin una masa que proporcione inercia. (Los molinos eólicos no giran a 50 vueltas por segundo). 

 Ojo: yo soy muy partidario de las renovables. Son más baratas y nos hacen depender menos de los países que exportan petróleo o gas. 

 Pero creo que no se explica bien que cuando dependemos *sólo* de las renovables, el diseño y la gestión de la red es mucho más compleja. 

 Y dicho esto, repito: no sé si el apagón de hoy ha sido un problema con la inercia del sistema

https://x.com/Wikingenieria/status/1917121319532892279

 

 2018

Una de las funciones que tiene el operador del sistema es la de posibilitar el desarrollo de la red de transporte mediante las propuestas de planificación que luego aprueba el Gobierno tras trámite parlamentario. Esa planificación es la que dota al sistema de las instalaciones que son precisas para luego poder evacuar la generación renovable que ha de llegar, en este caso. Y la renovable no gestionable, que es como la denomina el BOE, es decir el viento y el sol, es bastante demandante de red. Una instalación clásica de generación, un ciclo combinado de 800 MW, una central nuclear de 1.000 MW, un grupo de carbón de 500 MW, en un emplazamiento pequeño y con una conexión a red reducida, evacúa una potencia muy significativa. Sin embargo, para que tengamos 1.000 MW de renovables en términos eólicos o fotovoltaicos hace falta muchas instalaciones y además no en el mismo emplazamiento geográfico, hace falta un crecimiento de la red significativo. Es más demandante de red que las instalaciones convencionales porque en un emplazamiento único tiene una gran cantidad de potencia que pone a disposición del sistema.

El primer paso que REE da para contribuir a la transición energética: realizar las propuestas de desarrollo de la red mediante el documento de planificación que el Gobierno aprobará para que efectivamente tengan por donde evacuar estos generadores. ¿Cuál es el cuello de botella para que esto se produzca? Así como ya es un proceso suficientemente largo, no menos de 18 meses en el caso teórico de que vaya todo perfecto. En términos reales, una planificación desde que el Gobierno nos da mandato de empezar con los estudios hasta que lo aprueba, pues no es descartable pensar en dos años. Pero lo más difícil viene después, construir las instalaciones. Es una responsabilidad que no compete al operador del sistema, para eso REE tiene la división de transporte, y ésta tiene retos extraordinariamente difíciles para poder construir las instalaciones de transporte en los tiempos exigidos para que esas instalaciones de generación puedan evacuar.

• https://elperiodicodelaenergia.com/miguel-duvison-ree-es-muy-dificil-que-se-llegue-a-tiempo-para-poder-evacuar-toda-la-nueva-generacion-renovable/

Contexto del mix energético

En el momento del apagón (12:35 h), la generación eléctrica en España estaba dominada por fuentes renovables no síncronas, principalmente solar fotovoltaica y eólica. Estas fuentes, aunque esenciales para la transición energética, tienen características que las diferencian de las centrales tradicionales (nucleares, de gas o hidráulicas):

• Intermitencia: Su producción depende de condiciones meteorológicas (sol y viento), lo que puede generar fluctuaciones rápidas.
• Falta de inercia: A diferencia de las centrales síncronas, las renovables conectadas mediante inversores no aportan inercia física al sistema eléctrico.

¿Qué son los elementos síncronos y por qué son importantes?

Los elementos síncronos son generadores (como los de centrales nucleares, de gas, carbón o hidráulicas) que operan con grandes máquinas rotativas sincronizadas con la frecuencia de la red (50 Hz en Europa). Estas máquinas tienen las siguientes funciones clave:

1. Inercia del sistema: Los generadores síncronos, al girar, almacenan energía cinética que actúa como un "colchón" frente a desequilibrios súbitos entre oferta y demanda. Esta inercia ayuda a estabilizar la frecuencia de la red cuando hay perturbaciones, como una caída repentina de generación o un pico de consumo.
2. Regulación de tensión: Los generadores síncronos pueden ajustar la tensión de la red de forma dinámica, proporcionando o absorbiendo energía reactiva según las necesidades. Esto es crucial para mantener la estabilidad del sistema.
3. Respuesta rápida a incidentes: Estas centrales pueden activar reservas de energía en segundos, compensando desequilibrios antes de que escalen a un colapso.
En contraste, las fuentes renovables como la solar fotovoltaica y la eólica, que usan inversores electrónicos para conectarse a la red, no proporcionan inercia natural ni regulación de tensión de la misma manera. Aunque los inversores modernos pueden emular ciertas funciones (como el control de frecuencia o tensión), su capacidad es limitada y depende de configuraciones específicas que no siempre están implementadas a gran escala.
¿Cómo pudo influir el mix energético en el apagón?
Según fuentes del mercado, el alto porcentaje de renovables (78%) y la baja presencia de generación síncrona (solo un 19,5% combinado de nuclear, gas y cogeneración) redujeron la inercia y la capacidad de regulación de la red. Esto pudo haber contribuido al colapso de la siguiente manera:
1. Baja inercia del sistema: Con solo un 3% de generación a gas y un 11,5% de nuclear, la red tenía poca energía cinética almacenada para absorber perturbaciones. Una oscilación fuerte en los flujos de potencia, como la reportada por Red Eléctrica, pudo desestabilizar la frecuencia rápidamente.
2. Pérdida súbita de generación: A las 12:33, se perdió el 60% de la generación eléctrica (15 GW) en solo cinco segundos. Aunque las causas exactas están bajo investigación, la alta dependencia de renovables pudo haber amplificado el impacto de un evento inicial (como un fallo en una línea, subestación o un ciberataque). Por ejemplo, una caída repentina de la producción solar o eólica (por cambios meteorológicos o desconexiones en cascada) habría sido difícil de compensar sin suficientes reservas síncronas.
3. Desconexión del sistema europeo: La oscilación provocó la desconexión de España del sistema eléctrico europeo (a través de la interconexión con Francia), lo que aisló la red peninsular y agravó el colapso. Una red con más inercia podría haber resistido mejor esta separación.
4. Falta de regulación de tensión: La generación renovable, al no contribuir significativamente a la regulación de tensión, pudo haber dificultado la capacidad de la red para mantener la estabilidad en nodos críticos, especialmente bajo una perturbación significativa.

La alta dependencia de renovables (78%, con 60% solar y 12% eólica) y la escasa presencia de generación síncrona (19,5%) en el momento del apagón de 2025 pudieron haber contribuido al colapso al reducir la inercia y la capacidad de regulación de la red. Esto, combinado con una pérdida súbita del 60% de la generación (15 GW en cinco segundos), desestabilizó el sistema, llevándolo a un "cero energético". Aunque esta es una hipótesis plausible según fuentes del mercado, la investigación oficial aún no ha determinado la causa exacta, y factores como ciberataques o fallos técnicos también están siendo considerados. Este evento subraya la necesidad de equilibrar la transición hacia renovables con medidas que garanticen la estabilidad de la red eléctrica

El gran apagón eléctrico en España. Posibles causas.

en realidad.... 

 La transición es el paso de unos modelos a otros, donde los viejos no pueden morir de golpe son necesarios hasta que se adapten al 100 % los nuevos modelos

 Jorge Morales, explica con detalle el funcionamiento de la red, sus riesgos - Para establecer conclusiónes hay que analizar todo el entramado de interconexiones que es muy grande y muy complejo

https://www.youtube.com/watch?v=mwuljOKZVNA

Jorge Sanz, consultor energético de Nera Energía  ex funcionario del sector energetico, consejero de la Agencia internacional de Energía explica cuál podría ser la causa del apagón: 

"Todo apunta a una mala gestión de Red Eléctrica a la hora de decidir el mix entre firme y no firme" el  exceso de suministro de electricidad podría haber causado el problema.

“hubo un desequilibrio en la producción. [El operador de red] necesitaba reducir el suministro de electricidad, pero cuando acudió a los productores de potencia firme para que redujeran su carga, apenas lo pudo hacer porque muy pocos estaban conectados.

Sanz explicó que, normalmente, el operador de la red podría haber gestionado esta situación solicitando a las plantas tradicionales que redujeran su producción, pero esto no fue posible porque había muy pocas plantas conectadas.

Esto habría continuado con una desconexión de productores de electricidad de la red, para evitar daños en sus equipos, lo que originaría el apagón.

• https://www.rtve.es/play/videos/directo/24h/ 

André Merlin, el fundador y anterior CEO del operador de red francés RTE, le dijo al Financial Times: “Dos tercios de la producción [eléctrica de España y Portugal] estaba formada por recursos no controlables. Estos recursos no-controlables no contribuyen a la estabilidad del sistema eléctrico interno”

https://www.ft.com/content/e6e1fe13-36f7-4fe5-84ba-77717dca68a8

El mes pasado, el ministro de Transportes Oscar Puente escribió en su cuenta de X que “un exceso de voltaje en la red” había causado un fallo que dejó inoperativas algunas líneas de alta velocidad durante varias horas.

En otros paises ,otras causas

 

En 2019 el país entero de Venezuela se quedó sin energía eléctrica por una semana completa. En Cuba apagones continuos

• https://www.rtve.es/noticias/20250428/otros-apagones-electricos-masivos-mundo/16558061.shtml