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El 28 de abril de 2025, España y Portugal vivieron uno de los apagones eléctricos más graves de su historia reciente

A las 12:33 del mediodía, una serie de eventos técnicos desencadenaron un colapso del sistema eléctrico peninsular que dejó sin suministro a más de 50 millones de personas durante varias horas. Este suceso, que afectó también a zonas del sur de Francia y Andorra, puso en evidencia las vulnerabilidades del sistema eléctrico en plena transición hacia las energías renovables.

Este artículo analiza las causas del apagón y propone cómo las redes de corriente continua (DC) podrían ofrecer soluciones para mejorar la resiliencia del sistema eléctrico y prevenir futuros colapsos.

Causas del apagón: una tormenta perfecta

Los informes oficiales del Ministerio para la Transición Ecológica y Red Eléctrica de España (REE) coinciden en que el apagón tuvo un origen multifactorial. No se trató de un único fallo, sino de una cascada de eventos técnicos que desestabilizaron el sistema:

Sobretensión en el suroeste peninsular: la elevada generación solar en Andalucía y Extremadura, combinada con una demanda inferior a la prevista, provocó un exceso de tensión en la red. Este fenómeno, conocido como “hueco de tensión”, desencadenó la desconexión automática de varias plantas solares.
Falta de inercia eléctrica: las energías renovables, especialmente la solar fotovoltaica, no aportan inercia al sistema. A diferencia de las centrales térmicas o hidroeléctricas, que cuentan con turbinas giratorias, las plantas solares no pueden amortiguar las variaciones bruscas de frecuencia. Esto dificultó la estabilización de la red ante las oscilaciones de tensión.
Desconexiones en cascada: en apenas cinco segundos, se perdieron 15 GW de generación eléctrica. Tres eventos de pérdida de generación en Granada, Badajoz y Sevilla sumaron 2,2 GW en menos de 20 segundos. La protección automática de las instalaciones actuó de forma descoordinada, agravando el colapso.
Capacidad insuficiente de control de tensión: el sistema eléctrico no contaba con mecanismos suficientes para gestionar las oscilaciones de tensión. La normativa vigente (P.O. 7.4) sobre control de tensión no se había actualizado desde hacía años, y algunas instalaciones no cumplían con sus requisitos.
Alta penetración renovable sin respaldo suficiente: en el momento del apagón, el mix energético estaba compuesto por un 60 % de renovables (35 % solar, 25 % eólica), mientras que las fuentes convencionales (gas, nuclear, hidráulica) aportaban menos del 40 %. Esta configuración redujo la capacidad del sistema para reaccionar ante perturbaciones.

Consecuencias del apagón

El impacto fue inmediato y severo:

Servicios esenciales paralizados: hospitales, transportes, telecomunicaciones y sistemas financieros se vieron afectados. Muchos centros recurrieron a generadores de emergencia, pero otros tuvieron que cerrar temporalmente.
Pérdidas económicas: solo en el sector de supermercados, se estimaron pérdidas superiores a 53 millones de euros por productos perecederos dañados.
Víctimas mortales: ocho personas fallecieron por causas relacionadas con el apagón, como incendios provocados por velas o intoxicaciones por generadores.
Crisis institucional: el apagón generó tensiones entre el Gobierno, REE y las eléctricas. Se cruzaron acusaciones sobre la gestión del sistema y la falta de previsión, lo que derivó en investigaciones parlamentarias y demandas judiciales.

¿Cómo pueden ayudar las redes de corriente continua?

La mayoría de las redes eléctricas actuales operan en corriente alterna (AC), un estándar que ha dominado desde el siglo XX. Sin embargo, la corriente continua (DC) está ganando protagonismo como solución para los desafíos de la transición energética. A continuación, se detallan sus ventajas en el contexto del apagón de abril de 2025:

Mayor control de la tensión: las redes DC permiten un control más preciso de la tensión y la potencia. Al no depender de la frecuencia como en las redes AC, se pueden evitar oscilaciones peligrosas. Esto es especialmente útil en sistemas con alta penetración renovable, donde las variaciones de generación son frecuentes.
Integración eficiente de renovables: la mayoría de las fuentes renovables (solar fotovoltaica, baterías, vehículos eléctricos) generan o almacenan energía en corriente continua. Utilizar redes DC evita conversiones innecesarias entre AC y DC, lo que mejora la eficiencia y reduce pérdidas.
Reducción de desconexiones en cascada: las redes DC pueden aislar mejor las perturbaciones locales, evitando que se propaguen por todo el sistema. Esto reduce el riesgo de desconexiones en cascada como las que ocurrieron en abril.
Mayor resiliencia ante fallos: los sistemas DC pueden operar en modo "isla" más fácilmente, manteniendo el suministro en zonas críticas, aunque el resto de la red esté caída. Esto es clave para hospitales, centros logísticos o infraestructuras estratégicas.
Facilidad para almacenamiento energético: las baterías de almacenamiento (BESS), que se están desplegando masivamente, funcionan en DC. Integrarlas directamente en redes DC permite una respuesta más rápida ante variaciones de demanda o generación.

Aplicaciones concretas en España

España ya está explorando el uso de redes DC en varios ámbitos:

Interconexiones internacionales: los enlaces submarinos con Francia y Marruecos utilizan tecnología HVDC (High Voltage Direct Current), que permite transportar grandes cantidades de energía con menos pérdidas.
Microgrids urbanas: en ciudades como Barcelona y Bilbao se están desarrollando redes locales en DC para edificios inteligentes, estaciones de carga de vehículos eléctricos y sistemas de iluminación pública.
Centros de datos y telecomunicaciones: estos sistemas, críticos en caso de apagón, ya operan en DC internamente. Integrarlos en redes DC externas puede mejorar su fiabilidad.

Retos y recomendaciones

Aunque las redes DC ofrecen ventajas claras, su implementación requiere superar varios desafíos:

Coste inicial: La infraestructura DC es más cara de instalar, aunque más eficiente a largo plazo.
Normativa y regulación: Europa necesita actualizar sus normas técnicas para permitir una integración segura de redes DC.
Formación técnica: Los operadores y técnicos deben recibir formación específica para gestionar sistemas DC.
Interoperabilidad: Es necesario garantizar que las redes AC y DC puedan coexistir y comunicarse eficazmente.

En TECNALIA buscamos afrontar estos desafíos a través del laboratorio de ensayos a equipos eléctricos, donde somos capaces de realizar más de 300 tipos de ensayos eléctricos (potencia, alta tensión, LV, MV, electrónica de potencia y ambientales), ISO, UL, ASTM, CEN, NF, IEC y UNE. Además, contamos con más de 25 años de experiencia en ensayos eléctricos y nuestros expertos y expertas participan en los principales foros técnicos y normativos para el desarrollo de nuevas normas.

Conclusión

El apagón del 28 de abril de 2025 fue un llamado de atención sobre la fragilidad del sistema eléctrico en plena transición energética. Si bien las energías renovables son esenciales para la descarbonización, su integración debe hacerse con garantías de estabilidad.

Las redes de corriente continua ofrecen una vía prometedora para reforzar la resiliencia del sistema, mejorar el control de tensión y evitar colapsos como el vivido en abril. España tiene la oportunidad de liderar esta transformación, combinando innovación tecnológica con una planificación energética robusta.