La presidenta de Red Eléctrica, Beatriz Corredor, ha presentado hoy, "en cumplimiento de la normativa vigente (Procedimiento Operativo 9)" el informe que REE, como operador del sistema, ha elaborado sobre el apagón, un informe en el que la compañía presenta la "explicación de los acontecimientos que desencadenaron el cero en el sistema eléctrico peninsular el pasado 28 de abril". Dicho análisis, que también incluye las recomendaciones del REE tras el incidente, ha sido elaborado con información de la propia Red Eléctrica (su “caja negra”) y con los datos aportados hasta el momento por los sujetos actores del sector (información esta última sobre la que Corredor ha dicho que "no ha tenido la calidad deseable y no ha sido tan completa como hubiera sido deseable").
La "primera conclusión" del informe del Operador del Sistema (OS) es que, a diferencia de otros grandes incidentes, el del pasado 28 de abril se ha producido "por una serie de circunstancias acumulativas que excedieron con mucho el criterio de seguridad N-1 y que derivaron en un problema de sobretensión y un disparo en cascada de generación" (el criterio de seguridad "ene menos uno" grosso modo viene a significar que por cada instalación generadora hay otra que debe estar en la reserva para ocupar su lugar en caso de necesidad). Y otro inciso: la "primera conclusión" ya establece que la sobretensión no fue causa sino efecto.
El análisis de Red Eléctrica (REE) se centra en lo acontecido a partir de las 12.00 horas de ese lunes, ya que, si bien antes de esa hora se relatan distintos hechos frecuentes en la operación en tiempo real, los datos disponibles -sostiene REE- demuestran que "ni fueron relevantes ni fueron origen de lo que ocurrió después". El informe, que ya puede ser consultado en ree.es, determina que antes de las 12.03 horas el sistema se encontraba en "valores admisibles de tensión y frecuencia".
A partir de ese momento, el operador describe en su análisis cronológico la sucesión de varios eventos relevantes que llevaron al colapso del sistema: dos oscilaciones “forzadas”, es decir, desencadenadas por "posibles anomalías internas de alguna planta de generación" y tres eventos de pérdidas de generación "por disparos incorrectos". Pues bien, a la luz del análisis de todos estos hechos, Red Eléctrica plantea en su informe las siguientes conclusiones.
• Tensión del sistema
Se ha observado que la desconexión de la generación que desencadena el incidente fue incorrecta, con plantas que dispararon sin alcanzar el rango de tensión establecido para ello en la normativa vigente (Procedimiento Operativo -PO- 1.1 y Orden TED/749/2020).
Concha Sánchez, directora general de Operaciones de Red Eléctrica (REE): "el primer disparo [desconexión] tiene lugar en Granada. Este evento inicialmente lo habíamos identificado como compatible con pérdida de generación. Pero vamos a ser más precisos: lo que se desconectó fue un transformador 402.20 de la red de evacuación en una instalación ubicada en la provincia de Granada. Lógicamente cuando se desconecta este transformador, la generación también se desconecta (...). Y sabemos que se desconectó por la actuación de una protección en el lado de Baja Tensión del transformador y tenemos constancia de que en ese momento la tensión en la red de transporte estaba por debajo de 418, estamos hablando de una tensión completamente en rango y de un disparo que no está justificado"
• Control de tensión
En primer lugar, el Operador del Sistema (REE) sostiene en su informe que la generación actualmente sujeta al Procedimiento Operativo 7.4 (que obliga a regular tensión de forma dinámica) "no cumplió con las obligaciones establecidas" (la generación sujeta a este PO es la térmica -gas, nuclear- y la hidráulica. El 100% de la térmica nuclear pertenece a cuatro empresas: Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP; prácticamente el 100% de la hidráulica, también pertenece a las mismas compañías; y más de 18.000 de los 26.000 megavatios de gas, también). "Así -sostiene REE-, el 28 de abril [ese actor, la generación sujeta al PO 7.4] no absorbió la reactiva a la que estaba obligada" (incumplimiento que derivó en una subida de tensión).
Durante la presentación del informe, en la que han participado la presidenta de REE, Beatriz Corredor, y la DG de Operación de la compañía, Concha Sánchez, Red Eléctrica tanto la una como la otra han asegurado en varias ocasiones el 28 de abril, "como cada día", el Operador del Sistema realizó los cálculos oportunos y tomó las decisiones pertinentes en la programación de las restricciones técnicas siempre considerando que todos los grupos cumplen con las prestaciones técnicas contempladas en la normativa.
La insistencia viene al hilo de lo apuntado ayer en el informe que sobre el apagón ha publicado el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. En ese informe se dice que el día 27, en la víspera del apagón, REE previó para para el día siguiente 10 centrales térmicas (7 de gas y 3 nucleares) para atender incidencias, se dice que una de ellas se desvinculó de esa solicitud al declararse indisponible y que REE no sustituyó esa central por ninguna otra. REE ha dicho hoy que efectivamente no la sustituyó, pero que hizo la correspondiente evaluación y tomó otras medidas para suplir esa baja. Durante la presentación del informe a los medios, la directora de Operaciones de la compañía ha asegurado, en varias ocasiones, y ante la insistencia de los periodistas, que el OS evaluó la nueva situación (tras la declaración de indisponibilidad), midió las medidas y las implementó como corresponde, por una parte, y que, aunque hubiese habido una central más, como inicialmente estaba previsto, el apagón hubiera sucedido igualmente.
Y, en segundo lugar -apunta REE en lo que se refiere a la tensión-, los medios de la red de transporte con los que cuenta el OS para controlar la tensión, como reactancias y condensadores, "actuaron correctamente, aunque por ser elementos estáticos no son instrumentos adecuados para suplir la falta de control dinámico que tienen que realizar determinados grupos de acuerdo con la normativa que les aplica".
• Frecuencia e inercia
El incidente no se produjo por un problema de inercia; se explica desde el balance de potencia reactiva (control de tensión) y no de potencia activa (control de frecuencia). Y es que el día 28 de abril el sistema tenía un valor de inercia superior a la recomendación de Entso-e. "Esto fue así -insiste REE- porque los grupos acoplados por restricciones técnicas eran suficientes para cubrir la demanda, proporcionar inercia, permitir el control de los flujos de energía y disponer de recursos para el control dinámico de tensión en la red de transporte".
• Medidas para amortiguar las oscilaciones de tensión
El informe destaca aquellas destinadas a la gestión de la interconexión con Francia, que se rige por un procedimiento acordado y permanentemente actualizado entre Red Eléctrica y su homólogo francés, RTE. Una de las medidas principales de este protocolo es el paso a modo “potencia fija” del enlace HVDC que une Santa Llogaia (España) con Baixas (Francia), "acción muy eficaz en la amortiguación de oscilaciones durante años". El Operador del Sistema se ratifica además en que "la aplicación de esta medida no supuso la pérdida de apoyo europeo". Además, la interconexión resultó clave en el proceso de reposición.
• Sistemas de defensa de la red de transporte (cortafuegos)
Los sistemas de defensa de la red de transporte se activaron según lo previsto, según REE, que no obstante hace hincapié en que este sistema no es capaz de aislar "un incidente de esta naturaleza".
Por otro lado, los deslastres de carga de la red de transporte (desconectar consumos) se activaron correctamente. Red Eléctrica deja claro en su informe que "no dispone de información para valorar los realizados en la red de distribución" (las redes de distribución pertenecen a Endesa, Iberdrola, EDP y Naturgy).
Beatriz Corredor, presidenta de REE: "el operador del sistema, ejerciendo sus funciones, ha solicitado la entrega de los datos relativos a sus operaciones el día del incidente a los agentes del sistema. En cuanto los han facilitado, que no ha sido siempre, a pesar de que deben hacerlo en cumplimiento de la obligación, lo han hecho especificando su carácter de confidencial. Este carácter de confidencial se nos ha reiterado en cada una de las informaciones parciales que hemos recibido, y también por procedimientos como por ejemplo burofax. Y les puedo asegurar que no toda la información recibida de estas terceras partes ha tenido la calidad deseable y no ha sido tan completa como hubiera sido deseable. Desconocemos si esa información se ha hecho llegar a otras instancias y autoridades"
El informe del Operador del Sistema incluye en el informe 15 recomendaciones, entre las que REE quiere destacar
• La implementación de un servicio para que toda la generación proporcione un control dinámico de la tensión y se asegure el cumplimiento de las obligaciones por parte de los proveedores del servicio (el no cumplimiento de la prestación de un servicio que además está remunerado no conlleva sanción o multa alguna, sorprendentemente).
• Mecanismos que reduzcan grandes cambios bruscos en los flujos de energía.
• La dotación de mayores capacidades y medios para que el sistema pueda controlar la tensión de forma continua y dinámica.
• La revisión de los ajustes de la función de sobretensión en las redes de evacuación de generación para evitar futuras desconexiones incorrectas.
• La dotación de una mayor observabilidad del sistema eléctrico para el OS.
Informe del Operador del sistema en relación con el incidente del 28 de abril de 2025
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