El Gobierno dio esta semana un paso más firme de lo previsto al señalar que las provincias en las que se originó el apagón el pasado 28 de abril son Granada, Badajoz y Sevilla.
¿Cómo puede estar tan seguro? El Ministerio de Transición Ecológica formó una comisión de investigación pocos días después del incidente. Este grupo de trabajo, que se reúne casi diariamente, está analizando «millones» de datos para sonsacar información de los minutos previos a las 12:33 horas de aquel último lunes de abril, cuando España se fue a negro.
En cuestión de 20 segundos —según concretó la ministra Sara Aagesen en el Congreso el pasado viernes— se produjeron tres eventos de pérdida de generación eléctrica por un acumulado de 2,2 gigavatios (GW) en determinadas plantas localizadas en estas tres regiones que llevaron al apagón total.
La causa detallada de lo que provocó el incidente está aún lejos de conocerse, así que el Gobierno pone ahora el foco en los culpables. Y la gestión de Red Eléctrica —empresa controlada en un 20% por el Estado— queda fuera del tablero en el que ahora se mueve el Ejecutivo. El equipo de Aagesen está recabando más información de empresas como Iberdrola, Endesa o Naturgy, las energéticas con el mayor número de megavatios instalados en esas provincias.
Badajoz, Granada y Sevilla son tres de las provincias españolas con un mayor despliegue de energías renovables, sobre todo de parques fotovoltaicos. Este tipo de energía es muy intermitente y necesita una gestión «muy ordenada» por parte del controlador nacional, que es Red Eléctrica. Los expertos aseguran que si el Gobierno ha llegado a poder concretar las tres provincias como posible origen del apagón, o ya sabe o está «muy cerca» de conocer cuáles fueron las centrales exactas donde se disparó la producción eléctrica y se provocó un apagón en cascada.
Además, si la pérdida fue de 2.200 MW, hay pocas plantas en España con tanta potencia, incluso siendo varias las que pudieron caer simultáneamente.
Las dos mayores plantas fotovoltaicas de España están en Extremadura y ambas son propiedad de Iberdrola: la Francisco Pizarro, en Cáceres, con una potencia de 590 MW; y la Núñez de Balboa, en la localidad pacense de Usagre, con una capacidad de 500 MW. Además, la central nuclear más grande también está en Extremadura: se trata de Almaraz, con 1.050 MW de potencia, participada por Iberdrola (53%), Endesa (36%) y Naturgy (11%).
Fuentes del sector energético aseguran a este periódico que el Gobierno tiene identificado el punto de origen del apagón, pero si llega a señalar directamente a una empresa, se abriría una vía judicial para exigir daños y perjuicios que acarrearía multas e indemnizaciones millonarias, por lo que las compañías intentarían eximirse argumentando que la normativa les exige esas desconexiones.
Exigir responsabilidades
Sin embargo, Jorge Morales, ingeniero experto en el mercado energético, explica a este periódico que, aunque se llegara a concretar cuál fue la planta que se desconectó en primer lugar y dio lugar al apagón, será complicado exigir responsabilidades a las empresas privadas, porque primero habría que determinar cómo están diseñados los sistemas de protección de esa planta. Es decir, si es un sistema automático, que se desconecta ante algún evento de la red, la culpa no podría recaer solo en la planta, porque es la normativa la que obliga a que su sistema sea así.
El problema es que es mucho más complicado gestionar un sistema compuesto por renovables que uno sin ellas, pero eso no quiere decir que sea un sistema más vulnerable, sino que «hay que tomar unas precauciones diferentes». Por ello, considera que Red Eléctrica tiene que actualizar la forma de gestionar el sistema, y el informe final será el que revele si el apagón se podría haber evitado si REE hubiera gestionado la red de otra forma.
El director de ABB Motion, Juan Bachiller, explica que el rol de Red Eléctrica es gestionar qué plantas entran y cuáles no en el mix energético. El experto apunta a una «concatenación de sucesos» como la causa del apagón, ya que todos los sistemas de generación tienen protecciones para desconectarse y no dañarse, y al mismo tiempo REE es quien decide qué plantas se desconectan y cuáles no.
Además, sobre el debate renovables vs. no renovables que se ha popularizado en los últimos días, apunta a que ya existe la tecnología para mitigar los riesgos asociados a la energía más intermitente (como las renovables). Se trata de compensadores síncronos «muy fiables» que ya se están usando en países como Reino Unido y que en España se están probando en proyectos piloto en Baleares y Canarias, y comenzarán a entrar en 2026.
La gran duda es por qué se generó ese efecto cascada. Hay centrales que se desconectan con cierta frecuencia, explican fuentes del sector, pero los españoles «ni lo notan», dicen los expertos. Las plantas funcionan de forma similar a los plomos de una vivienda, y cuando hay un momento de sobretensión, se desconectan por seguridad. Pero ese chispazo que ocasionó una caída total del sistema aún es una incógnita, y parece que va para largo.
Europa ha dado tres meses a España para remitir el primer informe, y el regulador europeo se ha dado casi un año y medio de plazo para publicar el documento final. «El plazo que nos da Bruselas muestra la dificultad del proceso», señaló la vicepresidenta tercera en el Congreso.
