Pieza publicada en el periódico mexicano La Jornada
El 9 de abril de 2025, el operador de la Red Eléctrica Española (REE), (privatizada desde 1999) afirmó que no existía riesgo de apagón eléctrico y desmentía en sus redes sociales a la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO EU, por sus siglas en inglés) que había advertido del inminente riesgo de apagones de continuar con la política de integración desordenada de fuentes intermitentes sin contar con el respaldo suficiente.
Sólo 19 días después, la península ibérica se oscureció derivado de un problema en la red española. REE lo sabía, de hecho, ellos mismos publicaron como un riesgo las «desconexiones de generación por elevada penetración de renovables sin capacidades técnicas necesarias para el adecuado comportamiento ante perturbaciones» en su informe anual entregado a la Comisión Nacional del Mercado de Valores de España en febrero pasado.
A las 11 de la noche, tiempo de Europa, no habían podido recuperar el servicio eléctrico ni la normalidad en la vida diaria. Como dato curioso, REE es una subsidiaria de Redeia, que a su vez cuenta con otra subsidiaria en Chile, país que sufrió un apagón masivo recientemente.
¿Qué pasó exactamente? Si bien el análisis final tardará mucho tiempo, lo que sabemos es que la frecuencia de la red española cayó en 0,15 hercios a las 12:33, ocasionando una falla en cascada que desconectó el 56% de toda la generación eléctrica.
¿Esto qué quiere decir? El sistema eléctrico es una maravilla de la ingeniería. Todos los consumidores se encuentran conectados entre sí y a todas las centrales generadoras a través de miles de kilómetros de cables y demás equipos que conforman la red. El sistema es una sola máquina que debe operar en sincronía bajo parámetros muy específicos. Uno de ellos es la frecuencia, que en España es de 50 hercios, o 50 ciclos por segundo. El balance entre la electricidad que se genera y la que se consume debe ser casi perfecto en todo momento, de no ser así, la frecuencia se moverá del valor óptimo y una desviación, como en este caso de 0,15 hercios (0,3%), puede colapsar el sistema.
Para prevenir lo anterior, los sistemas eléctricos cuentan con diferentes mecanismos de «protección», uno de ellos es lo que se conoce como inercia. Las plantas generadoras síncronas (ciclo combinado, nuclear, geotermia, hidroeléctrica, etcétera) giran una turbina, muy pesada (masa rodante) y por ende con mucha inercia, para producir electricidad. Esto permite que la masa rodante actúe como un amortiguador de los constantes cambios que hay en un sistema eléctrico entre generación y consumo. En caso de perder o necesitar mayor generación, la masa rodante aporta el tiempo suficiente que permite a los operadores balancear el sistema «acelerando o frenando» (despachar) las diferentes centrales.
En un sistema normal, todas las máquinas aportan inercia y todas pueden ser despachadas conforme se requiera.
Mientras menor inercia haya en un sistema, más sensible se vuelve éste a los cambios entre generación/consumo, como los que ocasiona la generación intermitente, que no es despachable, y la solar no aporta ningún tipo de inercia.
Con todo esto en mente, ¿qué pasó minutos antes de que colapsara el sistema eléctrico español a las 12:33 pm? De acuerdo con la información disponible en la página de la REE, 61% de su generación era solar, 12 por ciento era eólica, 11,6 nuclear y lo demás, térmico.
La generación real y la pronosticada estaban en disparidad de 5 mil megavatios adicionales de energía solar que España estaba intentando exportar, pero nadie lo requería. Diferentes usuarios han reportado que los inversores de sus sistemas fotovoltaicos advirtieron de subidas de voltaje en la red (sobreproducción de energía) previo a la desconexión. Esto pudo sobrecargar una línea de transmisión con Francia y ocasionó la falla. La falla fue catastrófica, ya que, al no contar con suficiente masa rodante en el sistema, nada amortiguó los cambios, y no hubo manera de estabilizarlo, y eso ocasionó que el sistema fallara en cascada al desconectar diversas centrales para evitar daños mayores. ¿Y por qué no sólo se redujo la producción solar? Claro, eso sería lo lógico, desconectar los sistemas, pero en un sistema privatizado como el español, reducir la producción de electricidad, en especial de intermitentes, cuesta, y cuesta mucho dinero porque las ganancias se encuentran protegidas por diversos mecanismos de ley.
¿Esto se puede evitar? Sí. Es sabido que a altos porcentajes de penetración de energía intermitente se deben incrementar los mecanismos de integración a la red. Esto representa costos adicionales y se les conoce como costos de integración. Cuando el porcentaje de intermitentes es mayor a 30%, cuesta más integrar que construir la generación. Y es aquí el problema. La iniciativa privada ha peleado que no se le exijan dichos mecanismos de integración, ya que eso encarece sus proyectos.
En España lo han logrado, los costos los absorbe el sistema; es decir, el consumidor final y el Estado; en México lo defendieron (¿recuerdan el famoso respaldo que se negaban a pagar?) y durante mucho tiempo, obligaron a la CFE a cubrir esos costos de manera gratuita.
Para cumplir los requisitos de confiabilidad y de integración de la red de intermitentes, es indispensable una planificación de largo plazo, con objetivos, pero también con responsabilidades y criterios muy claros sobre la capacidad de integración y en donde existen las condiciones para llevarlas a cabo. En un sistema privatizado como el español, eso es imposible, ya que siempre se argumenta que eso afecta la «competitividad y genera incertidumbre» a las compañías eléctricas. En un sistema como el mexicano, donde el Estado cuenta con herramientas de planificación vinculante y de implementación (como la empresa estatal) esto sí es posible. Qué bueno que se logró reformar el sistema eléctrico mexicano y que, desde el 18 de marzo, el sistema legal es otro, para que no nos pase lo que en España.
