Descarta el ciberataque
El informe del Gobierno sobre el apagón apunta a Red Eléctrica y a las empresas
"Faltaron recursos de control de tensión, bien porque no estaban programados en suficiencia, bien porque los que estaban programados no la proporcionaban adecuadamente, o bien por una combinación de ambos, pero no porque faltaran en el país".
La vicepresidenta tercera y ministra para la Transformación Ecologíca y Reto Demográfico, Sara Aagesen, y la ministra de Educación y portavoz del Gobierno, Pilar Alegría, este martes, en la rueda posterior al Consejo de Ministros. Moncloa.
El informe del comité reparte culpas entre Red Eléctrica y las empresas por el gran apagón. Esta es la principal conclusión del informe del Gobierno sobre el apagón del pasado 28 de abril, que se produjo por un problema "multifactorial" que implicó episodios de sobretensión, oscilaciones y desconexiones de centrales, según ha señalado la vicepresidenta Sara Aagesen en la rueda posterior al Consejo de Ministros.
La ministra ha detallado que de las 10 centrales seleccionadas ese día para el control de la tensión, REE estimó que una térmica no era necesaria, mientras que el resto tenían "algún grado de incumplimiento".
Según ha anunciado, la próxima semana el Gobierno aprobará un decreto ley para supervisar mejor el sistema para un episodio similar no se vuelva a producir.
La vicepresidenta tercera ha remarcado en su intervención que se ha descartado por completo que el apagón sucediese por un ciberataque, y ha apuntado a un conjunto de factores que se desarrollaron en cadena y provocaron finalmente que la península ibérica se quedara sin luz el 28 de abril.
"El mensaje más importante que hoy queremos transmitir es que el apagón del pasado 28, tuvo un origen multifactorial, es decir, confluyó una combinación de factores. La causa del cero fue un fenómeno de sobretensiones, una reacción en cadena, desconexiones de generación que a su vez provocaron nuevas desconexiones", ha señalado.
El informe concluido por un comité independienteo después de 49 días del apagón total. estructura la causa del cero energético en tres grandes factores, el primero de los cuales es que el sistema no disponía de suficiente capacidad de control de tensión dinámica, según ha relatado.
Ha resaltado que las oscilaciones condicionaron el sistema, sobre todo dos, una de ellas más atípica, y aunque el operador aplicó las medidas protocolizadas para contenerlas, estas medidas situaban a su vez al sistema en una situación de mayores tensiones
Así, por una parte, ha detallado que el programa final del operador del sistema para ese día con grupos de capacidad de control de tensión fue el menor desde que empezó 2025, a lo que se sumó que los grupos de generación que tenían que haber controlado la tensión, y que además muchos de los cuales estaban retribuidos económicamente para ello, no absorbieron toda la energía reactiva que se esperaba.
"Con lo cual, faltaban capacidades de controlar tensión", pese a que "había parque de generación disponible suficiente para responder".
En este punto, ha detallado que de las 10 centrales seleccionadas ese día para el control de la tensión, REE estimó que una térmica no era necesaria, mientras que el resto tenían "algún grado de incumplimiento".
En cuanto a la segunda causa, ha resaltado que las oscilaciones condicionaron el sistema, sobre todo dos, una de ellas más atípica, y aunque el operador aplicó las medidas protocolizadas para contenerlas, estas medidas situaban a su vez al sistema en una situación de mayores tensiones.
La tercera causa, según la vicepresidenta, es que ocurrieron desconexiones de generación, de las cuales algunas fueron "aparentemente indebidas", que a su vez contribuyeron a este fenómeno de escalada de tensión
La tercera causa, según la vicepresidenta, es que ocurrieron desconexiones de generación, de las cuales algunas fueron "aparentemente indebidas", que a su vez contribuyeron a este fenómeno de escalada de tensión.
Punto de no retorno
"Por lo tanto, ¿por qué no pudo contenerse? Yo creo que llegamos a un punto de no retorno, de reacción en cadena. Una marea imparable una vez iniciada, salvo si hubiera habido antes, con anticipación, capacidad de absorber energía reactiva y controlar masivamente la tensión", ha incidido.
Respecto a los instrumentos con los que cuenta el sistema para responder de forma automática a la pérdida de generación, los llamados 'cortafuegos', ha dicho que "realmente lo que estarían atacando son los síntomas, pero no la causa".
"Yo creo que llegamos a un punto de no retorno, de reacción en cadena. Una marea imparable una vez iniciada, salvo si hubiera habido antes, con anticipación, capacidad de absorber energía reactiva y controlar masivamente la tensión"
"Se pierde generación y se puede aislar demanda para que estén acompasados, pero la causa era que no había suficiente capacidad regular de tensión", ha indicado.
Respecto a la reposición del sistema eléctrico, que se consiguió al 50% esa misma noche y prácticamente al 100% a las 7 de la mañana del día 29, lo ha calificado como "un éxito", donde Todos los operadores "trabajaron con agilidad" para permitir que todas las subestaciones de la red de transporte estuvieran operativas.
Aagesen señaló que el Gobierno ha aprovechado este ejercicio del Comité para detectar disfunciones que redundaron en distintos aspectos que podrían mejorarse, por lo que el informe también incorpora medidas para el apagón no vuelva a repetirse.
Por ello, ha anunciado que en el próximo Consejo de Ministros se aprobará un Real Decreto Ley con un paquete de medidas para actuar ante lo acontecido el pasado 28 de abril.
Ha anunciado que en el próximo Consejo de Ministros se aprobará un Real Decreto Ley con un paquete de medidas para actuar ante lo acontecido el pasado 28 de abril
El Real Decreto establece ocho bloques de actuación desde el punto de vista de la operación del sistema y tres bloques de actuación desde el punto de vista de ciberseguridad y sistemas digitales.
La primera medida es el refuerzo de la supervisión y la verificación del cumplimiento de todas y cada una de las obligaciones por parte de todos y cada uno de los agentes. "Entendemos que es fundamental que tengamos un régimen jurídico también de las infraestructuras comunes de evacuación y otras cuestiones como acelerar la puesta en marcha de la Comisión Nacional de la Energía (CNE)", ha afirmado.
En segundo lugar, conscientes de que el problema ha sido la sobretensión, se reforzarán los recursos que pueden controlar la tensión y proteger al sistema ante oscilaciones, habida cuenta de que al ser España un país periférico está más expuesto a las oscilaciones.
El impulso al incremento de la demanda eléctrica y el incremento de la firmeza y flexibilidad del sistema eléctrico son otras de las medidas, acelerar la planificación de la red de transporte Horizonte 2030, apostar por el almacenamiento e impulsar las interconexiones son otras de las medidas, esta última "una demanda histórica que lleva años de incumplimiento"
Se impulsará la puesta en marcha del servicio de control de tensión, de modo que la tensión dinámica pueda ser regulada no sólo por los equipos síncronos (hidroeléctricas, ciclos combinados de gas, centrales nucleares) sino también por las instalaciones de generación renovable, además de incorporar compensadores síncronos y mejorar los servicios de ajuste. También se actualizará el procedimiento de operación de reposición del suministro.
El impulso al incremento de la demanda eléctrica y el incremento de la firmeza y flexibilidad del sistema eléctrico son otras de las medidas, acelerar la planificación de la red de transporte Horizonte 2030, apostar por el almacenamiento e impulsar las interconexiones son otras de las medidas, esta última "una demanda histórica que lleva años de incumplimiento".
Por último, el Gobierno buscará acelerar la transposición de la Directiva de Ciberseguridad y Entidades Críticas para proteger a las redes de posibles ataques cibernéticos, además de impulsar la aplicación de controles y segmentación de redes e implementación de sistemas de detección y correlación de eventos.
"Tenemos un relato de hechos que es sólido, una explicación contrastada que nos permite a todos reflexionar, pero también actuar", ha concluido.
Cronología del incidente:
FASE O: Inestabilidad de tensión. Durante los días previos al incidente hubo alteraciones de las tensiones y en la mañana del día 28 las tensiones variaban con más intensidad de lo normal.
FASE 1: Oscilaciones en el sistema (12.00 horas – 12.30 horas). A las 12.03 horas se registró una oscilación atípica, de 0,6 Hz, que durante 4,42 minutos provocó grandes fluctuaciones de tensión. Esta oscilación obligó al Operador del Sistema a aplicar las medidas protocolizadas para amortiguarla, como aumentar el mallado de la red –restringido por la baja demanda– o reducir el flujo de interconexión con Francia. Todas estas actuaciones amortiguaron la oscilación, pero tuvieron como efecto secundario un incremento de las tensiones. A las 12.16 horas se volvió a registrar la misma oscilación, más pequeña, y a las 12.19 horas otra oscilación más, de 0,2 Hz, en este caso, con las características habituales de estos fenómenos europeos. El Operador del Sistema aplicó las mismas medidas para amortiguarla, que igualmente contribuyeron a aumentar la tensión.
FASE 2: Pérdidas de generación (12.32.57 – 12.33.18). La tensión empezó a subir de forma rápida y sostenida, y se registraron numerosas y progresivas desconexiones de instalaciones de generación en Granada, Badajoz, Segovia, Huelva, Sevilla, Cáceres y otras provincias.
FASE 3: Colapso (12.33.18 – 12.33.30). El progresivo incremento de tensión produjo una reacción en cadena de desconexiones por sobretensión que no fue posible contener, puesto que cada una de las desconexiones contribuyó a nuevas alzas en las tensiones. También se registró una caída de frecuencia que derivó en la pérdida del sincronismo con Francia, el disparo de la interconexión con el resto del continente y el cero eléctrico peninsular.
FASE O: Inestabilidad de tensión. Durante los días previos al incidente hubo alteraciones de las tensiones y en la mañana del día 28 las tensiones variaban con más intensidad de lo normal.
FASE 1: Oscilaciones en el sistema (12.00 horas – 12.30 horas). A las 12.03 horas se registró una oscilación atípica, de 0,6 Hz, que durante 4,42 minutos provocó grandes fluctuaciones de tensión. Esta oscilación obligó al Operador del Sistema a aplicar las medidas protocolizadas para amortiguarla, como aumentar el mallado de la red –restringido por la baja demanda– o reducir el flujo de interconexión con Francia. Todas estas actuaciones amortiguaron la oscilación, pero tuvieron como efecto secundario un incremento de las tensiones. A las 12.16 horas se volvió a registrar la misma oscilación, más pequeña, y a las 12.19 horas otra oscilación más, de 0,2 Hz, en este caso, con las características habituales de estos fenómenos europeos. El Operador del Sistema aplicó las mismas medidas para amortiguarla, que igualmente contribuyeron a aumentar la tensión.
FASE 2: Pérdidas de generación (12.32.57 – 12.33.18). La tensión empezó a subir de forma rápida y sostenida, y se registraron numerosas y progresivas desconexiones de instalaciones de generación en Granada, Badajoz, Segovia, Huelva, Sevilla, Cáceres y otras provincias.
FASE 3: Colapso (12.33.18 – 12.33.30). El progresivo incremento de tensión produjo una reacción en cadena de desconexiones por sobretensión que no fue posible contener, puesto que cada una de las desconexiones contribuyó a nuevas alzas en las tensiones. También se registró una caída de frecuencia que derivó en la pérdida del sincronismo con Francia, el disparo de la interconexión con el resto del continente y el cero eléctrico peninsular.
Conclusiones del informe:
El análisis del incidente realizado por el Comité permite concluir que el cero eléctrico tuvo un origen multifactorial, en el que confluyeron tres elementos:
1.- El sistema mostraba una capacidad de control de tensión insuficiente por dos motivos. Uno, el día 27, anterior al incidente, el Operador del Sistema programó la actividad de 10 centrales síncronas con capacidad para regular tensión el día 28 de acuerdo con su consigna. El número final de centrales síncronas acopladas fue el más bajo desde el inicio de año.
Varias de las centrales capaces de regular la tensión –y retribuidas específicamente por ello al haber sido programadas por restricciones técnicas con esta finalidad– no respondieron adecuadamente a las consignas del Operador del Sistema para reducirla; alguna, incluso, produjo energía reactiva, lo contrario de lo requerido, contribuyendo a incrementar el problema
Y dos, varias de las centrales capaces de regular la tensión –y retribuidas específicamente por ello al haber sido programadas por restricciones técnicas con esta finalidad– no respondieron adecuadamente a las consignas del Operador del Sistema para reducirla; alguna, incluso, produjo energía reactiva, lo contrario de lo requerido, contribuyendo a incrementar el problema.
2.- Se produjeron las oscilaciones. Las oscilaciones –la primera de las cuales, la atípica, tuvo su origen en una instalación en la península ibérica– obligaron a modificar la configuración del sistema, incrementando las dificultades para estabilizar la tensión. Tras la segunda oscilación, el Operador del Sistema reclamó la disponibilidad de una central capaz de contribuir a regular la tensión, pero fue técnicamente imposible que lo hiciera antes del colapso.
3.- Se desconectaron centrales de generación, algunas de un modo aparentemente indebido. Algunas de las desconexiones de las centrales de generación se habrían producido antes de superarse los umbrales de tensión establecidos por la normativa para ello (entre 380 kV y 435 kV en la red de transporte), mientras que otras desconexiones sí se produjeron una vez se superaron dichos límites para proteger las instalaciones.
Una vez iniciada la reacción en cadena, las protecciones habituales del sistema eléctrico no pudieron detener ni contener este proceso. Algunas de estas protecciones, como los deslastres, pudieron incluso contribuir al fenómeno de sobretensión al descargar todavía más las líneas, contribuyendo al alza de las tensiones, porque actuaron para compensar la caída de generación y no para gestionar la tensión.
En resumen, faltaron recursos de control de tensión, bien porque no estaban programados en suficiencia, bien porque los que estaban programados no la proporcionaban adecuadamente, o bien por una combinación de ambos, pero no porque faltaran en el país; había un parque de generación más que suficiente para responder.
