L’apagada de dilluns no pot ser una excusa per frenar la transició energètica

Les causes de l’apagada elèctrica que dilluns passat va afectar el conjunt d’Espanya i Portugal tardaran a ser determinades amb exactitud. Tanmateix, l’episodi ja està servint de pretext perquè s’alcin veus qüestionant la política de canvi de model energètic. Des del LINCC afirmam que el futur de l’energia ha de passar per l’abandonament de la dependència dels combustibles fòssils i que l’energia nuclear no és la solució. Qualsevol política de reforç del sistema elèctric s’ha de fer partint de l’horitzó d’un sistema elèctric 100% renovable.

Vos oferim, al respecte, dos textos escrits pels membres del LINCC  Ramon Pujol i Vicenç J. Canals. 

---

28 d’abril. quan el tall elèctric revela les vulnerabilitats de la xarxa

El problema no són les renovables, sinó com s’han implantat. Cal revisar el model i reforçar la xarxa cap a un model veritablement sostenible  

El passat 28 d’abril es va produir una apagada elèctrica a nivell estatal que encara no té una explicació oficial clara. A hores d’ara, no disposem de dades tècniques com tensions, freqüències o càrregues per zones que permetin determinar amb precisió què va passar. Per això, no es pot concloure que l’origen de l’incident estigui relacionat exclusivament amb les energies renovables.

En aquell moment, Espanya exportava electricitat a Portugal, França i el Marroc. Aquest fet reflecteix fins a quin punt estem connectats amb els nostres veïns: qualsevol canvi a les seves xarxes pot impactar directament el nostre sistema. Sabem, per exemple, que aproximadament una hora abans de l’apagada, França ja mostrava oscil·lacions en el flux d’energia que rebia d’Espanya. Si, com és habitual, és l’operador francès qui decideix el nivell d’importació segons les necessitats del seu sistema, cal assenyalar que aquest comportament respondria a decisions preses des del costat francès. Malauradament, no hem pogut accedir a les dades detallades de Red Eléctrica Española mitjançant la seva API pública (comprovades avui, 1 de maig), cosa que dificulta analitzar si aquestes oscil·lacions eren puntuals o formen part d’un patró més estructural.

El sistema elèctric espanyol té actualment un repte important: produeix molta energia renovable (entre 15 i 18 GW d’energia solar fotovoltaica en hores punta del matí), però té poca capacitat d’emmagatzematge. És precisament durant la primavera quan la xarxa es torna més vulnerable, perquè, tot i que les temperatures encara no són prou altes per afectar l’eficiència dels panells fotovoltaics, la demanda estructural de la xarxa encara no incorpora l’increment estacional del consum associat a activitats com el turisme i la climatització.

A més, una part important de les renovables utilitzades, com la solar fotovoltaica i la major part de l’eòlica moderna, són tecnologies asíncrones: això vol dir que no segueixen de manera natural el ritme de la xarxa ni aporten inèrcia, i tampoc són fàcilment adaptables a les necessitats de la demanda. Cal recordar que en el passat s’instal·laven aerogeneradors síncrons, però actualment s’ha optat —amb el suport de la normativa vigent— per models asíncrons per facilitar la rendibilitat econòmica de les companyies, cosa que ha tingut com a conseqüència una xarxa més complexa i potencialment més inestable.

Hi ha, però, renovables que sí aporten estabilitat al sistema, com les centrals hidroelèctriques i la solar tèrmica, així com tecnologies assimilades per legislació com les plantes de valorització de residus. Ara bé, aquestes últimes tenen un pes molt menor en el mix elèctric espanyol (al voltant del 10-15% en el cas de l’hidràulica i percentatges més reduïts en els altres casos). Per exemple, part de l’energia exportada a Portugal s’utilitza per a bombeig reversible, que actua com una mena de “bateria” per regular el sistema.

L’incident posa en relleu aquesta vulnerabilitat: la manca d’emmagatzematge combinada amb una penetració elevada de renovables asíncrones fa que les connexions internacionals siguin essencials per garantir l’estabilitat. Tot apunta a causes multifactorials, i cal recordar que ja s’havia detectat un comportament anòmal a la xarxa francesa aproximadament una hora abans, cosa que, si estava marcada per decisions del seu operador, hauria tingut un paper important en l’evolució posterior. La desconnexió sobtada de França i el Marroc per protegir les seves xarxes hauria agreujat encara més la situació a Espanya.

Com a reflexió constructiva, cal remarcar que existeixen solucions tècniques per reforçar el sistema: caldria tornar a exigir l’ús d’aerogeneradors síncrons, estudiar l’adaptació tecnològica dels ja existents per fer-los més estables, ampliar les capacitats de les renovables que ja aporten estabilitat, augmentar l’emmagatzematge amb bombeig reversible i desplegar tecnologies com els volants d’inèrcia, que aporten estabilitat a la xarxa i poden instal·lar-se en punts estratègics, no només al costat de les grans plantes fotovoltaiques. També és important avançar cap a mesures de gestió de la demanda més sofisticades. Actualment, el programa estatal d’interrompibilitat, que obliga grans consumidors a reduir consum quan la xarxa ho necessita, ha estat útil com a mesura d’emergència, però molts el perceben com una solució temporal que comporta sobrecostos públics i impacte en la producció nacional.

Finalment, cal assenyalar que, sense una auditoria tècnica rigorosa i independent, serà difícil saber exactament què va passar. Malauradament, aquest tipus de pràctica és encara molt poc habitual al nostre entorn.

Ramon Pujol, preofessor del Departament d’Enginyeria Industrial i Construcció de la UIB, membre del LINCC.
Ramon Pujol també és membre del Comitè d’Experts per a la transició energètica i el canvi climàtic de les Illes Balears, que dona suport a l’escrit.

---

El reptes i perills de la transició energètica en els sistemes elèctrics: l’apagat elèctric massiu a Espanya i Portugal

Composició i estabilitat del mix de generació elèctrica

En els sistemes elèctrics tradicionals, la generació estava dominada per grans centrals síncrones amb una alta inèrcia rotacional, com ara les centrals tèrmiques (carbó, gas) i nuclears. Un nombre relativament petit d’aquests generadors de gran potència es sincronitzaven entre si i amb la xarxa, mantenint la freqüència nominal (50/60 Hz) de manera estable i coordinada. La inèrcia mecànica emmagatzemada en les pesades turbines i rotors d’aquestes unitats actuava com un amortidor natural davant de pertorbacions: davant canvis sobtats en la demanda o la generació, la resistència al canvi de velocitat dels generadors evitava que la freqüència elèctrica decaigués de manera brusca. Gràcies a aquest efecte inercial, històricament el control primari de la freqüència es realitzava de manera pràcticament inherent, ja que tots els generadors giraven acoblats solidàriament al mateix ritme síncron.

La generació síncrona de base (típicament centrals convencionals) proporciona així la primera línia de defensa per a l’estabilitat del sistema elèctric. L’energia cinètica acumulada en els grans generadors síncrons s’intercanvia automàticament amb la xarxa davant qualsevol desequilibri entre generació i consum, mitigant les desviacions inicials de freqüència. Aquest comportament inercial garanteix una resposta instantània: si es produeix una pèrdua sobtada de generació o un pic de càrrega, els generadors síncrons cedeixen part de la seva energia rotacional per sostenir la freqüència, alentint lleugerament la seva velocitat. De la mateixa manera, si hi ha un excés de generació, els generadors absorbeixen energia accelerant-se mínimament. Així, la inèrcia rotacional de les màquines síncrones manté la freqüència propera al seu valor nominal durant els primers instants crítics, donant temps perquè actuïn els sistemes de control i els reguladors de velocitat. En resum, la presència d’una generació síncrona suficient amb alta inèrcia és fonamental per a l’estabilitat de freqüència del sistema elèctric.

Amb la incorporació creixent de fonts renovables de baixa inèrcia –principalment la generació eòlica i la solar fotovoltaica– el panorama energètic ha canviat substancialment. A diferència dels generadors convencionals, els aerogeneradors i els panells solars no estan acoblats mecànicament a la xarxa; en el seu lloc, utilitzen convertidors d’electrònica de potència (inversors) per injectar energia al sistema. En conseqüència, no aporten inèrcia mecànica de manera natural al sistema elèctric. Un parc eòlic o fotovoltaic no disposa d’un rotor pesant girant síncronament a 50/60 Hz que pugui oposar-se a variacions sobtades de freqüència. Per tant, a mesura que augmenta la quota de generació renovable sense inèrcia, la inèrcia global del sistema disminueix i el control de la freqüència esdevé més exigent. Aquesta reducció d’inèrcia es reflecteix en una taxa de variació de la freqüència més gran (RoCoF, Rate of Change of Frequency) després d’una pertorbació. És a dir, davant la desconnexió inesperada d’una planta o un canvi brusc de càrrega, la freqüència pot baixar o pujar més ràpidament en un sistema amb menys inèrcia. Valors elevats de RoCoF comporten un risc més alt de desestabilització: els dispositius de protecció del sistema (relés de freqüència, fusibles, etc.) poden activar-se en superar-se certs llindars, desconnectant generació o demanda per evitar danys. Per això, una inèrcia menor incrementa la probabilitat d’un col·lapse de la xarxa per problemes de freqüència si no s’implementen mesures de mitigació adequades. Aquest fenomen suposa un repte important per als operadors del sistema elèctric en el context de la transició energètica actual.

En aquest context, la generació hidràulica ocupa una posició intermèdia. Les centrals hidroelèctriques convencionals utilitzen turbines i generadors síncrons que, igual que les màquines tèrmiques, contribueixen amb inèrcia al sistema elèctric. Tanmateix, les unitats hidroelèctriques solen tenir una inèrcia menor que les turboalternadores de les centrals termoelèctriques de gran potència. Això implica que, tot i que aporten inèrcia, el seu efecte amortidor davant variacions de freqüència és una mica més limitat en comparació amb la generació tèrmica convencional. Malgrat això, la generació hidràulica continua essent un recurs valuós per a l’estabilitat: a més de la seva inèrcia moderada, les plantes hidroelèctriques poden modular ràpidament la seva potència de sortida, actuant gairebé instantàniament per corregir desequilibris entre oferta i demanda. Per aquesta capacitat de resposta àgil, la generació hidràulica actua com a pont entre la generació síncrona pesada (nuclear, carbó, gas) i les fonts renovables sense inèrcia, contribuint a sostenir la freqüència del sistema quan varia la producció o el consum.

A causa de la penetració massiva de renovables, continua essent necessari mantenir una base de generació síncrona en el mix elèctric per garantir l’estabilitat del sistema. Fins i tot en escenaris futurs amb alts percentatges d’eòlica i fotovoltaica, el sistema requereix un nivell mínim d’inèrcia i potència ferma que típicament només les fonts síncrones tradicionals o equivalents poden proporcionar. En la pràctica, això es tradueix en la necessitat de conservar operatives certes plantes de generació convencional (com ara centrals nuclears, de cicle combinat o hidràuliques) funcionant en paral·lel amb les renovables, per tal d’aportar una reserva inercial i de potència de suport que estabilitzi la freqüència. Aquestes fonts síncrones de suport actuen com una “àncora” per al sistema, impedint que pertorbacions moderades desencadenin fluctuacions descontrolades. Diversos anàlisis del sistema elèctric coincideixen en què, per garantir un subministrament estable amb una alta penetració renovable, és imprescindible disposar de fonts de generació “fermes” i síncrones que sostinguin el sincronisme de la xarxa i la seva qualitat de potència. En altres paraules, la xarxa ha d’operar amb un nucli síncron mínim (ja sigui mitjançant centrals convencionals en servei o mitjançant dispositius alternatius com condensadors síncrons i sistemes d’inèrcia sintètica) que aporti la inèrcia necessària per mantenir la freqüència sota control.

Cal destacar que la forma en què els generadors interactuen i es sincronitzen amb la xarxa ha evolucionat notablement. Històricament, amb pocs generadors centrals de gran potència, la sincronització del sistema era senzilla: totes les unitats síncrones havien d’igualar la seva freqüència i fase abans de connectar-se a la xarxa, operant a l’uníson un cop acoblades. Sota aquest esquema centralitzat, la freqüència elèctrica emergia de l’acció conjunta d’un nombre reduït de màquines síncrones, i qualsevol nou generador havia d’ajustar-se a aquesta freqüència comuna per integrar-se al sistema.

En contraposició el sistema elèctric actual involucra multitud de generadors de diversa escala distribuïts geogràficament, molts dels quals no són síncrons ni aporten inèrcia. La sincronització ja no és un fenomen passiu garantit per l’acoblament mecànic, sinó un procés actiu gestionat per sistemes de control electrònic. Els inversors de parcs eòlics i solars han de seguir el senyal de freqüència de la xarxa (o contribuir a formar-la mitjançant algoritmes de control), no la generen, la qual cosa exigeix una coordinació més complexa. El nou mix de generació, amb una proporció molt més gran d’unitats descentralitzades i electrònicament acoblades, implica que la xarxa operi amb menys generadors síncrons de suport relatius que abans. Aquesta realitat tècnica obliga a reforçar els criteris d’operació: les empreses elèctriques i els operadors del sistema han hagut d’adaptar els codis de xarxa, implementar nous esquemes de control de freqüència i posar en marxa serveis complementaris per sostenir l’estabilitat en tot moment.

La transició cap a un mix dominat per la generació renovable de baixa inèrcia comporta, per tant, impactes importants en l’estabilitat i l’operació del sistema elèctric. Una menor inèrcia total significa que davant pertorbacions la freqüència pot variar amb més rapidesa, incrementant l’exigència sobre els mecanismes de control i protecció. Els operadors del sistema han d’assegurar que, malgrat la variabilitat i la resposta més lenta de les fonts no inercials, es mantingui la seguretat del subministrament. Això implica, entre altres accions, disposar de reserves de regulació més ràpides (Potencia rodant), sistemes de resposta en freqüència automàtics i recursos d’emmagatzematge d’energia que ajudin a compensar la manca d’inèrcia de manera gairebé instantània. Així mateix, resulta crític planificar l’operació diària de manera que sempre hi hagi prou inèrcia en línia; en cas contrari, un esdeveniment sobtat (com la desconnexió d’un gran parc renovable) podria generar un canvi de freqüència massa ràpid per ser contingut, provocant desconnexions intempestives de càrrega o generació. En definitiva, el nou paradigma d’un sistema elèctric amb múltiples generadors distribuïts –molts d’ells sense inèrcia– requereix reformular els enfocaments clàssics d’estabilitat. A mesura que avancem en la transformació del mix de generació, serà necessari continuar desenvolupant estratègies innovadores (com la inèrcia sintètica, el desplegament de condensadors síncrons i la gestió intel·ligent de la demanda) per garantir que l’operació del sistema elèctric continuï sent estable, segura i fiable, alineada amb els objectius de sostenibilitat energètica.

L’apagat elèctric massiu a Espanya i Portugal del 28/04/2025

Condicions prèvies a l’incident

Abans del col·lapse elèctric del 28 d’abril de 2025, el sistema elèctric peninsular espanyol operava aparentment dins de paràmetres normals. La demanda al migdia era la típica de la temporada primaveral i estava molt per sota de la capacitat de generació disponible. En particular, al voltant de les 12:30 hores, la xarxa elèctrica s’alimentava majoritàriament de fonts renovables, principalment energia solar fotovoltaica que aportava una mica més de la meitat de tota la generació en aquell moment. Aquest fenomen –altíssima penetració renovable a les hores de màxima radiació solar– s’havia repetit durant tot el mes, reduint fins i tot el preu marginal de l’electricitat en aquestes hores. Donada l’abundància de generació diürna, Espanya exportava energia sobrant als països veïns (Portugal, el Marroc i fins i tot França) i emprava l’excedent per bombar aigua en centrals hidroelèctriques reversibles (emmagatzematge per bombeig). Tanmateix, aquests mecanismes d’absorció d’excés d’oferta tenen límits: les interconnexions amb França són relativament reduïdes en capacitat, i els embassaments ja estaven prop de plens, restringint la possibilitat de continuar emmagatzemant energia addicional. Com a resultat, el sistema es trobava amb marges de maniobra estrets per acomodar qualsevol desajust sobtat entre generació i consum. Encara que les condicions de freqüència i tensió eren estables segons l’operador, la situació subjacent era la d’un sistema amb alta injecció renovable i baixa inèrcia, potencialment més feble davant pertorbacions brusques que un sistema recolzat en generació síncrona tradicional.

Seqüència i causes immediates de l’incident

El dilluns 28 d’abril de 2025, a les 12:33 hores, va ocórrer un esdeveniment sobtat i crític. La composició del mix de generació abans i després de l’apagada: a les 12:30, un 78% provenia de renovables (60% solar, 12% eòlica, 6% altres), i només un 22% de fonts síncrones (11% nuclear, 3% gas, 4% cogeneració i una petita part hidràulica). En qüestió de només 5 segons van desaparèixer uns 15 GW de potència de generació de la xarxa peninsular. Aquest descens abrupte equival aproximadament al 60% de la demanda elèctrica nacional en aquell instant, la qual cosa va provocar una caiguda en cascada de tot el sistema. La seqüència registrada per Red Eléctrica de España (REE) indica que es van produir dues oscil·lacions successives compatibles amb pèrdues massives de generació, separades per només ~1,5 segons. El sistema va aconseguir absorbir el primer impacte inicial, però el segon esdeveniment va sobrepassar la seva capacitat de resposta. En aquells instants, la xarxa va entrar en una dinàmica de col·lapse fulminant: uns 3–4 segons després del segon esdeveniment ja s’havien assolit condicions incompatibles amb la supervivència del sistema. La interconnexió elèctrica amb França es va desconnectar automàticament, aïllant la Península de la resta d’Europa per protegir els sistemes veïns de la inestabilitat. Immediatament després, una gran proporció de la generació renovable en servei es va veure afectada i també es va desconnectar gairebé a l’uníson. Cap a les 12:40, la totalitat del territori peninsular espanyol (i gran part de Portugal) havia quedat a les fosques, en el que es va denominar un “zero elèctric” o “zero de tensió” històric: per primera vegada, la generació peninsular va caure pràcticament a zero en tot el sistema. Més de 60 milions de persones es van veure impactades per aquest apagat massiu, el pitjor registrat en la història moderna d’Espanya i de la Unió Europea en termes d’abast geogràfic i de potència perduda.

Descripció tècnica del fenomen: freqüència, sobrecàrregues i desconnexions en cascada

El col·lapse pot explicar-se tècnicament com un greu desequilibri entre generació i consum que va evolucionar molt ràpidament, provocant oscil·lacions extremes de freqüència i tensió. Inicialment, tot indica que el sistema va passar d’una situació de lleuger excés de generació (més oferta que demanda, amb exportacions i bombejos saturats) a una de dèficit massiu de potència en qüestió de segons. Aquest canvi brusc va desencadenar una sèrie de fenòmens encadenats:

• Variació abrupta de freqüència: La freqüència del sistema (estable en ~50 Hz abans de l’incident) va experimentar desviacions severes en segons. Primer podria haver-hi hagut una sobrefreqüència transitòria deguda a l’excés d’oferta (la qual cosa va provocar senyals de sobrecàrrega en algunes plantes convencionals), seguida immediatament d’una baixa de freqüència pronunciada en perdre’s de cop gran part de la generació. La taxa de canvi de freqüència va ser massa ràpida per ser compensada amb els recursos de regulació primaris existents, donades les baixes reserves girants (inèrcia) en línia.
• Sobrecàrregues locals i sobretensions: En ocórrer desconnexions sobtades i obertura d’enllaços, fluxos de potència anòmals van recórrer la xarxa. Algunes línies i transformadors van experimentar sobrecàrrega en intentar reequilibrar la distribució de potència, mentre que àrees que van quedar amb generació excedentària respecte a la seva càrrega van patir elevacions de tensió per sobre del normal. De fet, es van registrar oscil·lacions de tensió notables en els instants previs i durant l’apagat; en certs nodes la tensió es va disparar amb rondes de fins a +15 kV sobre el nivell nominal moments abans del col·lapse complet. Aquestes sobretensions i condicions fora de rang van activar proteccions addicionals, augmentant el nombre d’elements desconnectats.
• Desconnexions automàtiques en cascada: Conforme la situació es degradava, van actuar nombrosos esquemes de protecció automàtica per resguardar equips i instal·lacions. La forta desviació de freqüència va activar sistemes de deslastre de càrregues (desconnexió automàtica de consums) en un intent de frenar la caiguda de freqüència en alleujar càrrega, i també va disparar la separació d’àrees de la xarxa per aïllar la pertorbació. No obstant això, la magnitud de la pertorbació va ser tal que fins i tot aquestes accions defensives coordinades van resultar insuficients. La pèrdua de sincronisme entre generadors va desembocar en oscil·lacions de potència i en la desconnexió abrupta de les interconnexions internacionals (França i també les línies amb el Marroc) per evitar danys majors. Aquest aïllament forçat de la Península va eliminar la possibilitat de rebre suport d’inèrcia o potència de suport des de l’exterior, precipitant el col·lapse total del sistema en qüestió de segons.

En resum, la xarxa elèctrica va passar per un procés de col·lapse en cascada: un esdeveniment inicial de pèrdua de generació va provocar pertorbacions (baixa freqüència, sobretensió local) que al seu torn van ocasionar més desconnexions de generadors i línies, amplificant el desbalanç fins a portar a la interrupció completa del subministrament elèctric peninsular.

Normativa vigent: buits de tensió i protocols de desconnexió de seguretat

La ràpida desconnexió de nombroses plantes generadores durant l’apagat no va ser arbitrària, sinó que va obeir a protocols de seguretat establerts per la normativa espanyola i europea per a aquest tipus de contingències. En particular, destaca l’Ordre TED/749/2020, de 16 de juliol de 2020, que estableix els requisits tècnics de connexió a xarxa per a les instal·lacions de generació. Aquesta ordenança va incorporar les exigències de “resposta davant buits de tensió” entre altres mesures d’estabilitat. En essència, la normativa obliga que les centrals de generació, especialment les renovables de gran potència (superiors a 2 MW), disposin d’equips de protecció de buit de tensió. Aquests sistemes estan dissenyats per detectar una caiguda brusca de la tensió de xarxa (un enfonsament de tensió, per exemple davant un curtcircuit o una pertorbació severa) i desconnectar temporalment la instal·lació si aquesta caiguda supera certs llindars. Concretament, l’Ordre TED/749/2020 indica que, davant una disminució sobtada de fins al 80% en la tensió, les plantes s’han de desconnectar durant un període curt (habitualment inferior a 0,5 segons). Aquesta actuació serveix com a mesura de salvaguarda per evitar danys en inversors, turbines i altres equips, així com per protegir la seguretat dels operaris que puguin estar treballant en aquell moment.

És important destacar que aquest tipus de normativa sobre suport a buits de tensió i desconnexió controlada no només s’aplica a parcs eòlics i fotovoltaics, sinó que totes les tecnologies de generació tenen protocols d’actuació davant pertorbacions de la xarxa. Les centrals nuclears, per exemple, disposen de sistemes de protecció propis: davant senyals de condicions anòmales (sobrecàrrega, sobrefreqüència, pèrdua de xarxa), activen la inserció automàtica de les barres de control i aturen la generació de manera segura. També les centrals de cicle combinat o de cogeneració poden disparar-se fora de servei mitjançant relés de subfreqüència i sobretensió, si la qualitat del subministrament es degrada per sota de certs llindars.

En l’escenari del 28/04/2025, aquests protocols van funcionar tal com preveu la normativa vigent: davant la gran pertorbació de freqüència i tensió, totes les plantes renovables majors de 2 MW es van desconnectar automàticament gairebé al mateix temps, igual que les unitats nuclears i probablement algunes centrals de cicle combinat. Totes van reaccionar a condicions de xarxa fora de rang. Lo de ser la causa de la fallida, aquestes desconnexions foren conseqüència directa del col·lapse, una resposta coordinada de protecció per evitar danys catastròfics a les instal·lacions. Tant les autoritats com experts independents ho van deixar clar: les renovables no van provocar l’apagada, sinó que la seva desconnexió massiva va ser l’efecte esperat (i reglamentat) davant un “zero elèctric” sobtat.

Mecanismes de protecció i resposta del sistema durant l’emergència

L’actuació detallada dels sistemes de protecció durant l’esdeveniment confirma que el disseny de seguretat del sistema elèctric va funcionar segons el previst, encara que malauradament no va poder evitar l’apagada generalitzada per la magnitud excepcional de la pertorbació. Entre els mecanismes activats cal destacar:

• Protecció dels generadors renovables: Tal com estableix la normativa, en el moment que les condicions de freqüència i tensió van sortir dels límits de seguretat, els parcs solars fotovoltaics i eòlics de gran escala van detectar el buit de tensió i es van desconnectar automàticament durant uns pocs mil·lisegons. Aquesta desconnexió preventiva es va produir gairebé de manera simultània a tot l’Estat per a instal·lacions renovables superiors a 2 MW, retirant del sistema prop de 10 GW de generació solar (passant de 18 GW a 8 GW en qüestió de segons) i una bona part de la potència eòlica. Encara que a primera vista aquesta pèrdua de generació pot semblar agreujant, en realitat les màquines es van desconnectar per protegir-se davant un sistema en col·lapse.
• Desconnexió de centrals síncrones (nuclears i altres): Aproximadament al mateix temps que fallaven les renovables, també es van desconnectar les centrals nuclears que estaven operatives. Segons diversos informes, aquestes estaven generant prop de la meitat de la seva potència nominal a causa de la baixa demanda i, en detectar senyals de sobrecàrrega o sobrefreqüència, van activar les seves proteccions automàtiques, detenint la generació mitjançant la inserció de barres de control. Es calcula que es van perdre uns 3,3 GW de potència nuclear. Igualment, altres centrals tèrmicoelèctriques, com els cicles combinats o la cogeneració, podrien haver-se desconnectat per acció dels seus sistemes de protecció.
• Obertura de les interconnexions internacionals: La xarxa de transport i els enllaços internacionals amb França i el Marroc van actuar de manera contundent per aïllar la pertorbació. Les interconnexions es van obrir automàticament quan es van detectar desequilibris greus, separant la Península Ibèrica de la resta de la xarxa europea per evitar l’efecte d’arrossegament. Això, però, va deixar el sistema ibèric completament aïllat, sense possibilitat de suport exterior, ni de potència de socors ni d’inèrcia extra, cosa que va precipitar la fallida total en qüestió de segons.
• Deslastre automàtic de càrrega: Per mitigar el desequilibri, es van activar relés automàtics que van desconnectar certs blocs de consum elèctric, seguint esquemes de deslastre per subfreqüència. Aquesta és una mesura de darrera instància per frenar la caiguda de la freqüència reduint la demanda. No obstant això, l’enfonsament de la generació va ser tan ràpid i sever (15 GW en segons) que el deslastre no va poder estabilitzar el sistema a temps.

En conjunt, tots aquests mecanismes van operar segons el seu disseny, demostrant tant les fortaleses com les limitacions del sistema. Van evitar danys estructurals greus en infraestructures (no es van registrar destruccions de generadors o subestacions), però no van poder preservar la continuïtat del subministrament davant una pertorbació d’aquesta magnitud. Com van remarcar experts i entitats com la Fundació Renovables, les desconnexions van ser la conseqüència inevitable d’un col·lapse sistèmic i no pas la causa del mateix.

Fragilitat del sistema modern amb alta penetració renovable i baixa inèrcia

L’apagada del 28 d’abril de 2025 ha evidenciat la vulnerabilitat dels sistemes elèctrics moderns altament dependents de fonts renovables sense inèrcia. En els sistemes tradicionals, la presència de màquines síncrones pesades proporcionava una inèrcia rotacional que amortia les pertorbacions. Però les fonts renovables connectades a través d’inversors no aporten inèrcia natural, i sense mesures específiques (com la inèrcia sintètica), la xarxa esdevé més fràgil.

Amb més de la meitat de la generació procedent del sol i del vent en aquell moment, la península Ibèrica va quedar molt exposada. La pèrdua sobtada d’un o dos grans generadors —que en un sistema amb més inèrcia hauria estat assumible— va desencadenar una resposta en cascada que el sistema no va poder contenir. La baixa inèrcia i la manca de reserva síncrona van provocar una caiguda de freqüència tan ràpida que les proteccions es van activar en massa.

Aquesta fragilitat remarca la necessitat d’enfortir la resiliència del sistema. Algunes de les solucions tècniques proposades són:

• Augmentar la capacitat d’emmagatzematge i resposta ràpida, com bateries a gran escala acoblades a renovables.
• Instal·lar sistemes d’inèrcia sintètica i compensadors síncrons, que emulin el comportament de la generació convencional. Els quals es troben actualment en fase de recerca i desenvolupament.
• Millorar les interconnexions internacionals i el mallat intern de la xarxa, per repartir millor l’energia i evitar concentracions locals de potència.
• Desplegar sistemes intel·ligents de control en temps real, amb IA i plans de contingència específics per a escenaris de generació 100% renovable.

En definitiva, el cas espanyol de 2025 mostra tant les possibilitats com els reptes de la transició energètica. Perquè un sistema sigui realment sostenible, també ha de ser robust, flexible i segur. I això exigeix inversió, adaptació normativa i millora tecnològica a tots els nivells.

Vicenç J. Canals, professor del departament d’Enginyeria Industrial i Construcció de la UIB i membre del LINCC.
Grup Interdisciplinari d’Energia i Tecnologies Sostenibles (GIEST)

També vos convidam a llegir altres textos, com l’article de Joan Herrera a El País, el comunicat d’Ecologistes en Acció, l’article dels enginyers Milan Prodanovic i Javier Roldán Pérez a The Conversation i aquest article del físic Antonio Turiel a Ctxt.

Segueix-nos