Qué es la cascada de sobrevoltaje que causó el apagón ibérico

Qué es la cascada de sobrevoltaje del apagón ibérico: explicación, consecuencias, medidas oficiales, debate técnico y contexto europeo clave.

Una cascada de sobrevoltaje es un encadenamiento de eventos en el que la tensión eléctrica se dispara por encima de los márgenes seguros y obliga a equipos y centrales a desconectarse de forma automática para protegerse. Cuando eso ocurre de manera simultánea en varias zonas, la red pierde capacidad para absorber la energía “de sobra”, la tensión vuelve a subir en otros puntos y se produce el efecto dominó. En minutos, la estabilidad se rompe y el sistema cae. Eso es lo que explica el gran apagón que dejó sin luz a España y Portugal: no fue una bajada lenta, sino un exceso de tensión mal contenido que hizo saltar protecciones en cadena.

La clave práctica es sencilla de entender aunque sea un fenómeno técnico complejo: todo sistema eléctrico funciona dentro de ventanas de seguridad de tensión y frecuencia. Si la tensión sube de forma anómala, las protecciones de líneas, subestaciones y generadores “leen” un riesgo para la integridad de los equipos y se abren; cada disparo deja a la red con menos “freno” para la tensión. Si en esos primeros segundos no hay suficientes activos capaces de absorber potencia reactiva justo donde hace falta, el sobrevoltaje se amplifica y se convierte en cascada. Así se llega al cero eléctrico, al “blackout”.

Una introducción necesaria: qué pasó, qué no pasó

Durante el apagón ibérico el disparador no fue una tormenta perfecta de falta de generación, ni las renovables dejaron de producir en bloque por una nube súbita. El problema no fue la escasez, fue el exceso descontrolado de tensión. Hubo desconexiones de centrales convencionales y de parques renovables, de redes de transporte y de distribución; hubo interconexiones que se abrieron por autoprotección. La sobretensión se propagó más deprisa de lo que los sistemas de defensa consiguieron acotar. Esa combinación —sobrevoltajes locales, disparos en cascada, pérdida de control— explica por qué el restablecimiento posterior exigió “levantar” la red por islas, con arranques escalonados y prioridad para servicios esenciales.

No es un accidente extravagante ni un capricho de laboratorio. La tensión es un fenómeno eminentemente local, no global. Puedes tener mucha potencia instalada en el sistema y, aun así, si en una zona concreta faltan recursos para absorber reactiva cuando el voltaje se dispara, el problema se agrava justo ahí. Por eso la cascada avanza de nudo en nudo, sin respetar fronteras administrativas ni relatos políticos.

Mecánica de la cascada: del primer pico al apagón

La secuencia típica —y la que mejor encaja con lo que se vio en la península— arranca con un desequilibrio rápido: una falla, una desconexión significativa, una maniobra o una combinación de factores que deja a una zona con tensión al alza. En condiciones normales, esa subida se corrige con equipos que “tragan” potencia reactiva: bobinas (inductancias), compensadores estáticos (SVC/STATCOM), generadores sincrónicos operando como “aspiradoras de reactiva” o reguladores de tensión de parques eólicos y fotovoltaicos configurados para aportar soporte dinámico. Si ese arsenal no está bien dimensionado, no está disponible, o sus protecciones actúan demasiado pronto, la tensión supera los límites. Y cuando los relés ven valores fuera de rango, hacen lo que deben: desconectar.

Con cada desconexión se reduce aún más la capacidad local para controlar el voltaje. La ventana operativa se cierra, el resto de equipos se ve sometido a esfuerzos crecientes, y las curvas U/Q (tensión/reactiva) de las instalaciones empiezan a pisar su perímetro de seguridad. El régimen transitorio —esos pocos segundos que lo deciden todo— se convierte en una cuesta empinada hacia la inestabilidad. Lo que sucede después ya es reconocible: interconexiones que abren para evitar que el problema se contagie de sistema a sistema, redes de distribución que “hacen isla” y terminan cayendo por falta de anclajes, centrales que no logran reenganchar porque las consignas de tensión/frecuencia aún no entran en rango.

Si hay suerte, el plan de defensa corta la cascada. Si no, se entra en apagón general y toca reconstituir el sistema como si fuera un motor que arranca en frío: islas, sincronismos, consignas, y mucha paciencia operativa.

Por qué no es un caso “contra” las renovables

El sobrevoltaje no distingue tecnologías: afecta a todos. Parques eólicos y fotovoltaicos con inversores avanzados pueden ofrecer un soporte de tensión excelente… o desconectarse si sus protecciones están mal coordinadas o sus algoritmos no están ajustados a eventos extremos. Centrales hidráulicas, nucleares o de gas aportan inercia sincrónica y músculo de control de reactiva… o se autoprotegerán si el voltaje las coloca fuera de su diagrama seguro. Atribuir la cascada a “la solar” o “el viento” es un error de categoría. La pregunta útil es otra: ¿se activaron a tiempo los recursos de control de tensión locales, de todas las tecnologías, y funcionaron las protecciones con coordinación fina para evitar el efecto dominó?

Esa es la discusión técnica de fondo tras el apagón peninsular. No se trata de frenar la transición energética, sino de elevar el listón operativo. Inversores con perfiles de soporte de tensión exigentes, ensayos de cumplimiento reales (no solo de papel), una parametrización de relés coherente entre fabricantes y redes, y un operador del sistema con capacidad de exigir y auditar. Con eso, el sistema es más duro; sin eso, lo contrario.

Qué cambió tras el cero eléctrico: el proyecto del Gobierno y la bronca política

La respuesta política llegó deprisa. El Ejecutivo de Pedro Sánchez trabajó un paquete normativo para reforzar el control de tensión en la red de transporte y, sobre todo, en los nudos críticos donde confluyen generación renovable, consumo y enlaces con distribución. El enfoque fue claro sobre el papel: más equipos de compensación en subestaciones sensibles, obligaciones reforzadas de servicio de tensión para las instalaciones conectadas, pruebas de comportamiento de parques eólicos y fotovoltaicos ante eventos de sobrevoltaje, ajustes de protecciones coordinados en toda la cadena y un protocolo de emergencia con jerarquías y tiempos de actuación más estrictos. El paquete incluía, además, un impulso a las interconexiones y un calendario de inversión en activos de reactiva (SVC, STATCOM, bobinas) para desplegar en los próximos años.

La oposición, con PP y Vox al frente, lo rechazó. Por motivos distintos, pero convergentes en el “no”. Unos sostuvieron que el decreto llegaba “tarde y mal”, sin diagnóstico cerrado y con dudas sobre el coste para el consumidor; otros apuntaron a Red Eléctrica por la gestión previa y pidieron responsabilidades. También se reclamó transparencia de datos: listas de plantas desconectadas, tiempos exactos de los disparos, lógica de protecciones, registros de milisegundos. El resultado parlamentario fue la no convalidación y el compromiso gubernamental de negociar un nuevo texto más transaccional. La política entró a fondo en una materia que, para ser justa, exige lupa técnica.

Mientras se cruzaban acusaciones, la discusión útil —la que de verdad impacta en la seguridad de suministro— seguía sobre la mesa: quién paga las nuevas inversiones de soporte de tensión, cómo se certifica que todos los conectados cumplen los requisitos avanzados de control, qué plazos se dan para reajustar protecciones y qué sanciones se aplican cuando no se cumplen las consignas. No es ideología; es arquitectura del sistema.

Cómo se gobierna la tensión: del laboratorio a la subestación

La tensión se mantiene en su sitio con herramientas muy específicas. No hay magia, hay ingeniería aplicada. Las piezas principales son conocidas por cualquier operador de red:

Compensadores estáticos (SVC/STATCOM). Responden en milisegundos inyectando o absorbiendo reactiva según el voltaje sube o baja. Son la artillería de respuesta rápida para mantener la tensión en el carril.

Bobinas (inductancias) y bancos de condensadores. Las primeras “bajan” la tensión tragando reactiva; los segundos la “suben” aportando. Suelen ser soluciones robustas y relativamente sencillas, pero exigen estudios de ubicación muy finos: colocarlas en el nudo correcto marca la diferencia.

Generadores sincrónicos. Las centrales clásicas (hidráulicas, nucleares, de gas) pueden entregar o absorber reactiva regulando el excitado del generador. Son anclas valiosas, aunque no siempre están donde más se las necesita.

Inversores avanzados. La eólica y la fotovoltaica moderna pueden trabajar con modos de control de tensión sofisticados. Eso exige firmware actualizado, curvas U/Q comprometidas y ensayos de campo. Es una de las grandes lecciones: el parque no síncrono no es un “pasajero”, es parte del equipo de estabilidad.

HVDC y control coordinado. Los enlaces de corriente continua permiten modular potencia activa y, según el diseño, también reactiva. Son bisagras entre sistemas que, bien operadas, amortiguan eventos; mal coordinadas, se ven obligadas a abrir para autoprotección.

El apagón ibérico dejó claro que, si faltan estas piezas —o no actúan a tiempo—, la tensión cruza la línea roja y las protecciones hacen el resto. Por eso la discusión normativa ahora va tanto de hardware como de parámetros: instalar equipos… y ajustar su lógica de actuación.

Qué hacen otros países: Francia como espejo cercano

No hace falta cruzar océanos para encontrar prácticas exigentes. Francia lleva años operando con contratos de servicios de tensión que obligan a los generadores a mantener diagramas U/Q y a aportar regulación dinámica en tiempo real. RTE, su operador, planifica dónde instalar inductancias para atajar tensiones altas en redes con mucha generación y poco consumo; actualiza de forma periódica sus estudios de necesidades de reactiva y, sobre esa base, encarga SVC/STATCOM en subestaciones clave. También empuja a que la generación conectada a distribución contribuya al control local, algo que cada día pesa más por el crecimiento de la fotovoltaica.

Alemania, Reino Unido o los países nórdicos han seguido rutas parecidas, con matices. La idea común: no basta con producir megavatios, hay que sostener la tensión. Y eso se escribe con contratos, curvas verificables, telemedidas de alta resolución, penalizaciones si no se entrega el servicio comprometido y coordinación entre transporte y distribución. La lección comparada es evidente: donde la gobernanza de la tensión es estricta y preventiva, los eventos extremos se gestionan mejor.

Impacto real: transporte detenido, comunicaciones al límite, economía en pausa

Un apagón a escala peninsular es, sobre todo, una parálisis sincronizada. Trenes que frenan, señalización ferroviaria en negro, metros y tranvías que evacúan a pie, aeropuertos con operaciones restringidas, tráfico urbano sin semáforos, hospitales que conectan grupos electrógenos, telecomunicaciones con estaciones base que resisten mientras aguantan sus baterías y luego caen por zonas. Comercios parados, cadenas de frío comprometidas, teletrabajo inexistente por ausencia de red y servidores. El coste se mide en millones por hora, con colas de reclamaciones de empresas y pólizas de seguro que intentan delimitar responsabilidades.

El eco social llega después. Aparecen explicaciones simplistas que culpan a una tecnología u otra, crece la desconfianza y se instala una idea peligrosa: “esto puede volver a pasar en cualquier momento”. Por eso la comunicación de crisis es parte del sistema eléctrico: mensajes claros, minuto a minuto del restablecimiento, recomendaciones públicas para minimizar riesgos (ascensores, velas, grupos electrógenos en interiores) y un relato técnico unificado entre Gobierno, operador y compañías. La seguridad energética también se protege con información veraz.

Lo que se discute ahora: inversión, calendario y responsabilidades

Tras el apagón, el debate se asentó en tres planos complementarios.

El primero es técnico-operativo. ¿Dónde faltan inductancias y SVC/STATCOM? ¿Qué nudos muestran tensiones altas recurrentes en escenarios de baja carga y alta producción renovable? ¿Qué protecciones hay que recalibrar para evitar disparos innecesarios que agravan la cascada? Estas preguntas no se resuelven en tertulias; requieren estudios de red con modelos actualizados y ensayos de campo.

El segundo es regulatorio. La normativa europea de códigos de red ya obliga a estándares de soporte de tensión para generadores, interconexiones y consumidores significativos. España venía transponiendo y aplicando esos estándares; el apagón ha acelerado la necesidad de subir el listón: más exigencia en las pruebas de conformidad, curvas U/Q vinculantes para todos los conectados, y un esquema de incentivos y penalizaciones que haga cumplir lo que hoy, en algunos casos, queda en un “deber ser”.

El tercero es económico. La pregunta “¿quién paga?” no es menor. Instalar equipos de compensación cuesta, reforzar transformadores con tomas bajo carga cuesta, desplegar telemedida de alta resolución cuesta. La discusión es si va a peajes, si se financia con fondos públicos o si se reparte por beneficiarios y causantes. Y en qué plazos, porque las compras de equipos de potencia tienen tiempos industriales que no se pueden recortar con una orden.

A todo esto se suma un plano institucional: coordinación fina entre Red Eléctrica, distribuidoras, productores y administraciones autonómicas para que las soluciones no se queden en papeles. Los tiempos de permisos y obra civil en subestaciones, por ejemplo, pueden ser el cuello de botella si no se gestionan con prioridad.

Lecciones técnicas que no admiten demora

Hay cinco aprendizajes que ya nadie discute entre quienes llevan años en estas salas de control.

La tensión se arregla cerca del problema. Las interconexiones ayudan, claro, pero si no hay activos locales que tragan reactiva en el segundo exacto y en el nudo exacto, el sobrevoltaje crece. Es casi de barrio: se apaga el incendio con la boca de riego de la esquina, no trayendo agua en cubos desde otra ciudad.

Los inversores son adultos en el sistema. La fotovoltaica y la eólica modernas tienen controladores capaces de sostener la tensión con rapidez. Para eso hay que exigir firmware actualizado, modos de operación probados y parametrizaciones robustas. Si se conectan como “cajas negras”, el sistema pierde una herramienta decisiva.

Las protecciones deben hablar el mismo idioma. Disparos demasiado sensibles o descoordinados propagan la cascada. Hay que revisar límites, retardos, zonas de insensibilidad y lógicas para que el conjunto responda con criterio común.

La transparencia de datos es seguridad. Los registros de alta resolución (milisegundo a milisegundo) de generadores y redes permiten reconstruir la secuencia y afinar soluciones. Protegiendo la confidencialidad comercial, sí, pero compartiendo la información crítica con el operador del sistema y con los reguladores.

La preparación se entrena. Los simulacros de emergencia no son un trámite. Ensayar un escenario de cascada de sobrevoltaje, con restauración por islas, es tan importante como tener un SVC nuevo. Porque el día que toca, cada minuto sin duda ahorra diez de apagón.

España frente al espejo europeo: margen de mejora y oportunidades

España llega a esta discusión con fortalezas evidentes: red de transporte mallada, alto parque hidráulico que da flexibilidad, experiencia en integrar grandes volúmenes de renovables y un operador con capacidad probada. Pero el mapa cambia y la penetración renovable empuja el sistema a regímenes que no eran habituales hace una década: mediodías de baja carga con mucha fotovoltaica, noches de viento a raudales con consumo menguante, corredores de evacuación que concentran producción lejos de la gran demanda.

En ese contexto, la receta ya no es solo “más líneas” o “más megavatios”. Es más control de tensión donde se necesita, más granularidad en la regulación y más disciplina en la operación. Francia aporta un modelo útil —servicios de tensión contratados, inductancias donde toca, ensayos de cumplimiento—, y Alemania o Reino Unido ofrecen otras variantes de la misma idea: convertir el soporte de tensión en un servicio sistemático, medible y exigible.

La industria española tiene aquí un campo de juego relevante: fabricación de equipos de compensación, ingeniería de subestaciones, software de control y modelado. El apagón, con todo su coste, también empuja la cadena de valor a modernizarse y a exportar soluciones.

Lo que costará y lo que resultará más barato a la larga

Hablemos de números de forma concreta, aunque sin caer en cuentas alegres. Un STATCOM en una subestación troncal puede costar varios millones; una batería de inductancias bien dimensionada, también. Reforzar transformadores con tomas en carga y desplegar medición fasorial (PMU) para observar el sistema con detalle supone inversiones sostenidas. ¿Es un esfuerzo notable? Sí. ¿Es más barato que otro apagón? También.

Los costes indirectos de un cero eléctrico —días de productividad perdidos, cadena logística alterada, daños por pérdida de suministros, impacto en la imagen país— superan con holgura la inversión en prevención. Y hay un coste menos visible: la confianza. Cuando las luces se apagan, la ciudadanía mira a quien gobierna y a quien opera la red. Una política seria de tensión es, al final, una política de confianza.

Lo que viene a partir de ahora: calendario realista, exigencia estable

Queda por delante un trabajo con tres capas. La primera, técnica, ya está en marcha en despachos de ingeniería: mapear nudos, planificar equipos de compensación, recalibrar protecciones y cerrar procedimientos de emergencia con mayor automatización. La segunda, normativa, debe cristalizar en un nuevo real decreto o reforma legal que establezca obligaciones de servicio de tensión para todas las instalaciones significativas, fije plazos de adaptación realistas y habilite mecanismos de verificación continuos. La tercera, presupuestaria, definirá quién paga y cómo sin castigar en exceso la factura ni diluir la urgencia.

Hay consenso técnico en varias prioridades: activos de reactiva en corredores con tensión alta, exigencias reforzadas de soporte U/Q a inversores, protocolos de isla y restauración ensayados, interconexiones operadas con criterios que sumen estabilidad y no la resten cuando el sistema vibra. Es un plan de varias capas, sí. Pero es un plan al que ya se le ha visto el valor.

Datos encima de la mesa

La península aprendió por las malas que un pico de voltaje mal gestionado puede tumbar un sistema moderno en cuestión de segundos. La cascada de sobrevoltaje no es un concepto oscuro: es una realidad con huella social y económica, y con remedios conocidos. Más equipos de compensación donde toca, mejor coordinación de protecciones, exigencia real a todos los generadores —renovables o no— y protocolos de emergencia trabajados con rigor. Nada de soluciones mágicas ni de guerras culturales: ingeniería, datos y disciplina.

El Gobierno puso sobre la mesa un paquete de refuerzo que no prosperó a la primera. PP y Vox lideraron las objeciones, con argumentos sobre costes, tiempos y responsabilidades de operación. El resultado es que la próxima norma tendrá que convencer por su precisión técnica, por su calendario ejecutable y por un esquema económico equilibrado. España no parte de cero: tiene red, tiene operadores, tiene industria. Falta cerrar el hueco local que convirtió una oscilación en una cascada.

Y conviene fijar una idea final. El sistema eléctrico no puede prometer que nunca habrá fallos. Lo que sí puede —y debe— garantizar es que, cuando la tensión amaga con salirse del carril, existen muros para contenerla en el kilovatio y el kilómetro exactos. Esa es la diferencia entre un susto y un apagón ibérico. Entre un lunes raro y un país en pausa. Entre el ruido y una seguridad de suministro que se toma en serio a sí misma. Con ese estándar en mente, el debate político tendrá menos ruido y la red, más músculo. Y la próxima vez que la tensión suba, no pasará de un sobresalto.

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Este artículo ha sido redactado basándose en información procedente de fuentes oficiales y confiables, garantizando su precisión y actualidad. Fuentes consultadas: RTVE, BOE, Red Eléctrica, La Vanguardia, EFE, El País.