El apagón ibérico: una llamada de atención para la estabilidad de la red global
William Wilches
Consultant and Advisor in Projects, Utilities Regulation, Strategic Planning, Risks
El 28 de abril de 2025, un silencio inusual cayó sobre España y Portugal. Las ciudades se apagaron, los metros se detuvieron y las redes móviles colapsaron. No fue un ciberataque ni un acto de sabotaje. El culpable fue algo menos siniestro y más sistémico: un fallo en cascada de la red eléctrica, originado en la frágil física de la estabilidad de frecuencia, la inercia de generación y las limitaciones de interconexión. Para países como Colombia y otras economías en desarrollo que avanzan hacia la transición energética, este evento ofrece lecciones críticas.
Anatomía de un apagón
A las 17:42 CET, la Península Ibérica perdió aproximadamente 15.000 megavatios de energía, más del 60% de la demanda de su red. La frecuencia del sistema, normalmente estable en 50 Hz, cayó abruptamente. En cuestión de segundos, esta caída activó los sistemas de protección, desconectando regiones enteras para evitar daños mayores.
La causa no fue un solo punto de falla. La hipótesis más probable es que fue el resultado de una creciente dependencia de energía renovable asincrónica—principalmente solar y eólica—conectada a través de inversores electrónicos. A diferencia de las máquinas sincrónicas, que proporcionan inercia rotacional natural, esta generación carece de masa física para estabilizar la frecuencia ante perturbaciones.
Frágil por diseño: el rol de la inercia y la sincronía
Históricamente, las redes dependían de grandes generadores rotativos—centrales hidroeléctricas, térmicas y nucleares—que actuaban como volantes estabilizadores. Su masa ayudaba a amortiguar las fluctuaciones de frecuencia. Pero a medida que Europa descarboniza, estos gigantes están siendo reemplazados por tecnologías más limpias.
Sin generación sincrónica suficiente, la red se vuelve extremadamente sensible a las perturbaciones. Cuando una gran planta o línea de transmisión se desconecta, no hay amortiguación de inercia. La frecuencia oscila violentamente, demasiado rápido para una respuesta humana. Los sistemas automáticos intervienen, pero no siempre con la eficacia necesaria.
Esto fue lo que ocurrió en España y Portugal. La limitada interconexión con Francia—apenas el 3% de la capacidad instalada—hizo que la península funcionara como una isla eléctrica. Cuando los controles locales no lograron contener la crisis, el sistema se fragmentó.
Uno de los aspectos críticos fue la falta de respuesta localizada. Idealmente, los sistemas de protección deberían haber aislado el problema en zonas específicas. El hecho de que se propagara sugiere una falla en los esquemas de defensa de red, como relés de carga y protecciones por subfrecuencia.
Inercia eléctrica explicada como un tren en movimiento
Imagina que el sistema eléctrico es como un tren de carga avanzando por una vía.
·La velocidad del tren representa la frecuencia eléctrica (por ejemplo, 50 Hz).
·Los vagones del tren son los generadores sincrónicos que giran todos juntos, sincronizados.
·Cuanto más pesado y largo sea el tren, más difícil será que cambie su velocidad de forma brusca. Eso es alta inercia.
Ahora imagina que el tren de repente pierde uno de sus vagones (una planta generadora sale de servicio). Si el tren es muy pesado (como una red con muchas hidroeléctricas o térmicas), su velocidad no cambia de inmediato. Hay tiempo para reaccionar, aplicar frenos o acelerar otros vagones.
Pero si el tren es ligero y rápido, como un sistema eléctrico con muchas renovables conectadas mediante inversores sin masa rotativa, cualquier pérdida de carga puede hacer que su velocidad caiga abruptamente. Eso es lo que pasa en una red con baja inercia: la frecuencia se desploma antes de que los controles puedan actuar.
Las nuevas tecnologías como inercia sintética actúan como sistemas de control automático del tren, capaces de reaccionar en milisegundos para mantenerlo estable, aunque no tengan el peso de los antiguos vagones.
Inercia sintética: una solución tecnológica emergente
Con la expansión de renovables acopladas mediante inversores, ha emergido el concepto de inercia sintética. Esta se refiere a la capacidad de ciertos sistemas electrónicos, como los inversores grid-forming y los sistemas de almacenamiento energético en baterías (BESS), de simular el comportamiento inercial de los generadores clásicos.
En lugar de seguir la frecuencia de la red como hacen los inversores convencionales (modo grid-following), los grid-forming crean su propia referencia de frecuencia, ayudando a estabilizar el sistema en momentos de perturbación. Los BESS pueden responder en milisegundos, inyectando o absorbiendo potencia activa y actuando como una fuente de amortiguación rápida.
Este avance es crucial para garantizar que las redes con alta penetración renovable mantengan su estabilidad frente a eventos disruptivos.
Relés de carga
Imagina que una presa regula el flujo de agua hacia una ciudad. El agua representa la electricidad que fluye por una red eléctrica.
Relés de carga = compuertas automáticas
Los relés de carga son como compuertas automáticas que se abren o cierran para liberar agua si el nivel sube o baja demasiado rápido. Si de pronto hay demasiada demanda de agua (electricidad), estas compuertas desconectan partes del sistema aguas abajo para evitar que la presa colapse.
En electricidad: los relés de carga desconectan consumidores no prioritarios cuando la red está en riesgo, evitando un apagón total.
Apagones generalizados recientes: una mirada global
El apagón ibérico se suma a una lista creciente de eventos similares en los últimos tres años:
Estado actual de Colombia en estabilidad de red
Uso de BESS e inversores grid-forming: Aún incipiente. Colombia no ha desplegado masivamente sistemas de almacenamiento con inversores capaces de aportar inercia sintética. La mayoría de renovables operan con inversores grid-following.
Esquemas de defensa de red: Existen mecanismos automáticos (relés, disparo de carga, operación en isla), pero varían en robustez según la región (La Región Caribe es más vulnerable). Requieren modernización y mayor capacidad de simulación.
Interconexión regional:
· Ecuador: ~500 MW de capacidad, ~200 MW de uso promedio
· Venezuela: conexión inactiva
· Panamá: proyecto planeado (500 kV, ~400 MW), aún no implementado
El aislamiento operativo limita la resiliencia ante eventos regionales. La baja interconectividad regional deja a Colombia más expuesta a operar como “isla eléctrica”, lo que aumenta el riesgo de colapsos si no se compensa con inercia local o sintética.
Red de comunicaciones SCADA y sincronización PMU: Colombia cuenta con una red SCADA nacional operativa, aunque con limitaciones en latencia y cobertura en zonas no interconectadas. Las unidades de medición fasorial (PMU) están en fase de expansión, lo cual es clave para un monitoreo dinámico de la estabilidad de frecuencia.
Capacidad de automatización subestación y reconexión rápida: En crecimiento. Algunas subestaciones modernas permiten reconexión automática, pero aún existen instalaciones con tecnología limitada que requieren intervención manual.
Simulaciones dinámicas y estudios de estabilidad: Se realizan por el operador del sistema (XM), aunque no siempre con herramientas de alta resolución para escenarios con alta penetración renovable o contingencias complejas.
Lecciones para Colombia: un sistema en la encrucijada
Colombia, con una matriz basada en hidroenergía y un portafolio creciente de energías solar y eólica, está en un punto crítico. Si bien su red ha sido históricamente robusta, el cisne negro ibérico es una advertencia clara.
Lecciones clave:
Un desafío global para las redes
El apagón ibérico no es un problema exclusivamente europeo. A medida que la red eléctrica global se vuelve más verde, su estabilidad depende cada vez más de la ingeniería inteligente y el control predictivo. Las oscilaciones de frecuencia ya no son rarezas, sino alertas rojas en un mundo que está cambiando más rápido que su infraestructura.
Los responsables de políticas y los ingenieros deben mirar más allá de la capacidad instalada. Deben diseñar para la resiliencia, planear para el fallo y construir sistemas que puedan absorber choques, no solo depender del buen tiempo.
Anexo técnico: fundamentos y fuentes
¿Qué es la inercia eléctrica?
La inercia eléctrica es la capacidad de una red eléctrica para resistir cambios bruscos en la frecuencia. En términos físicos, se calcula como:
E cinética=(1/2)Jω2
Donde las variables son: momento de inercia (J) y velocidad angular (ω) del generador.
Sin embargo, para propósitos prácticos y de planificación de red, se usa una fórmula operativa desarrollada y utilizada por organismos como ENTSO-E (Europa) y NERC (EE.UU.):
Inercia total (MW\cdotps)=∑(Pi×Hi)
Donde:
Este enfoque estima la energía cinética total del sistema en MW·s, lo que permite comparaciones entre países y evaluar la estabilidad de frecuencia ante disturbios.
Tipos de inercia:
Fuentes utilizadas para estimaciones de inercia por país:
Metodología: