PROYECCIÓN

I. INTRODUCCIÓN

La transformación energética que atraviesan los sistemas eléctricos modernos, impulsada por la descarbonización y el crecimiento acelerado de las energías renovables, ha dado lugar a una nueva configuración operativa caracterizada por una alta penetración de generación basada en inversores. Tecnologías como la solar fotovoltaica y la eólica, mayoritariamente conectadas mediante convertidores electrónicos de potencia, desplazan progresivamente a la generación convencional sincrónica, introduciendo desafíos significativos para la estabilidad del sistema eléctrico de potencia (SEP). Este proceso, aunque crucial para mitigar el cambio climático, plantea nuevos desafíos técnicos que deben ser abordados con rigor.
Lo mencionado, sin la debida planificación operativa y adaptación normativa, puede comprometer seriamente la estabilidad del sistema eléctrico. Entre las principales formas de estabilidad comprometidas por esta transición se encuentran: Estabilidad de frecuencia, Estabilidad de tensión, Estabilidad transitoria y Estabilidad de pequeña señal.
El caso de España constituye un ejemplo paradigmático de estos retos. El apagón eléctrico del 28 de abril de 2025 expuso debilidades estructurales en la operación del sistema con alta participación renovable, particularmente en lo relativo al control de tensión, la coordinación de interconexiones

internacionales en corriente continua (HVDC) y la gestión de la generación reactiva. La limitada presencia de generación convencional acoplada, especialmente en el sur del país, junto con maniobras operativas desfavorables, desencadenaron un colapso que evidenció la necesidad de revisar los marcos técnicos, regulatorios y operativos actuales.

Este trabajo analiza los desafíos inherentes a la estabilidad de sistemas con alta penetración de recursos renovables no sincrónicos, tomando como referencia el sistema eléctrico español y los eventos críticos asociados al blackout de 2025. Se discuten además las implicaciones técnicas y estratégicas para mejorar la resiliencia operativa en escenarios futuros de generación renovable y descarbonización profunda.

II. ESTABILIDAD EN SEP- MARCO CONCEPTUAL

Se define la estabilidad del SEP como [1]:
“La capacidad de un sistema de energía eléctrica para mantener el estado de equilibrio durante condiciones normales de operación y de recuperar un estado aceptable tras una perturbación.”
– Estabilidad de frecuencia
La estabilidad de frecuencia refleja la capacidad del sistema eléctrico para mantener la frecuencia cercana a su valor nominal (50 Hz en Europa) ante desequilibrios entre generación y demanda. Tradicionalmente, los generadores sincrónicos aportaban inercia rotacional, lo que amortiguaba variaciones rápidas. Con la proliferación de tecnologías renovables basadas en inversores, que no aportan inercia de forma natural, el sistema se vuelve más vulnerable a desviaciones abruptas.

– Estabilidad de tensión

La estabilidad de tensión describe la capacidad de mantener los niveles de tensión dentro de límites seguros. La generación convencional tiene capacidad para suministrar o absorber potencia reactiva, lo cual es fundamental para regular tensiones en condiciones normales y perturbadas. En cambio, los inversores requieren controladores avanzados para proporcionar soporte de tensión, y en muchos casos no están configurados para hacerlo activamente. Esto genera debilidades operativas, especialmente en zonas con predominancia de generación distribuida.

– Estabilidad transitoria

Esta forma de estabilidad se refiere a la capacidad del sistema para mantener sincronismo tras una gran perturbación (por ejemplo, un cortocircuito o desconexión súbita de generación). En sistemas con alto contenido renovable, la pérdida de sincronismo puede ocurrir más rápidamente, ya que los inversores no están diseñados para responder ante transitorios con la misma rigidez que los generadores sincrónicos.

– Estabilidad de pequeña señal

Este tipo de estabilidad hace referencia a la capacidad del sistema para amortiguar pequeñas oscilaciones electromecánicas que pueden crecer en el tiempo si no se gestionan adecuadamente. La reducción de la generación sincrónica reduce la capacidad del sistema para amortiguar estas oscilaciones naturales, y los inversores deben ser diseñados con sistemas de control específicos que repliquen estas funcionalidades.

Tabla resumen: Contraste entre el marco clásico (Kundur) y la realidad moderna.

Inercia Rotacional: energía cinética almacenada en los rotores de los generadores sincrónicos. Esta inercia actúa como un amortiguador natural frente a variaciones súbitas entre generación y demanda, atenuando los cambios de frecuencia en el instante posterior a una contingencia. La ecuación básica que describe este fenómeno es:

En tanto que en los sistemas con Inversores se tiene que los inversores no tienen partes giratorias, por lo que no almacenan energía cinética. Esto implica que: No ofrecen respuesta inercial inmediata al sistema. El RoCoF es mucho mayor, reduciendo el tiempo disponible para que actúen mecanismos de control secundarios. Aumenta el riesgo de desconexión por protecciones de frecuencia (por exceso de variación).

III. COMPRENSIÓN DE LA ESTABILIDAD DE FRECUENCIA EN SISTEMAS ELÉCTRICOS: ANALOGÍA CON MODELO HIDRÁULICO

Para el desarrollo del análisis técnico es oportuno brindar una somera explicación en forma gráfica la cual permita comprender como opera un SEP. En el análisis [2] se observa un SEP representado a través de una bañera. En el mismo el ingreso de agua representa la generación despachada (un flujo regular de agua es equivalente a centrales con capacidad de ser despachadas, en tanto que un flujo no regular representaría centrales no despachables, renovables). El contenido de la bañera representa la inercia del sistema eléctrico, el nivel constante de la bañera representa la frecuencia del sistema eléctrico (50 Hz), la salida de agua representa la demanda de los clientes.

En este sistema lo despachado está en equilibro con lo demandado, a través de su inercia mantiene la frecuencia el sistema. Si se afectara el ingreso de agua, por algún motivo, y la demanda se mantiene constante, comenzaría a cambiar el nivel de agua, bajaría (subfrecuencia), a una tasa relativa a la inercia del mismo. Hasta un punto en el cual ya no es posible mantener un nivel (frecuencia) adecuado para brindar el servicio. Lo inverso es válido también, si se afectara la demanda manteniendo la generación, comenzaría a subir el nivel de agua en la bañera (sobrefrecuencia). Esto sucedería hasta un nivel, subfrecuencia como sobrefrecuencia, en el cual las protecciones eléctricas actúen quitando generación en orden de proteger a los generadores.

En este sistema analizado, lo que aporta inercia es el ancho de la bañera (en los SEP la inercia lo proveen las maquinas eléctricas rotantes). Con lo cual, si se tiene un sistema con menor inercia, ante un cambio súbito de las condiciones de borde se vería afectado en menores ordenes de tiempo respecto a un sistema que si lo posee. Esta representación facilita la comprensión de por qué los sistemas eléctricos con alta penetración de energías renovables (carentes de inercia rotacional) son más vulnerables a perturbaciones.

IV. SISTEMA ELÉCTRICO DE ESPAÑA

El Sistema Eléctrico de España es uno de los más avanzados de Europa en términos de integración de energías renovables y control en tiempo real. Está compuesto por una red mallada de transporte en Alta Tensión, un parque de generación diverso y mecanismos de mercado organizados.
La constitución técnica del SEP es la siguiente:
• Generación: Capacidad instalada diversificada (115 GW en 2024) con más del 50% proveniente de fuentes renovables. Se destacan la eólica, solar, hidráulica, ciclos combinados y nuclear.
• Transporte: Red mallada en 400 kV y 220 kV, con interconexiones con Francia, Portugal y Marruecos.
• Distribución: A cargo de grandes compañías como Endesa, Iberdrola y Naturgy. Avance en redes inteligentes y autoconsumo.

V. CASO DE ESTUDIO- APAGÓN DE ESPAÑA

El apagón eléctrico ocurrido en España el 28 de abril de 2025 evidenció una serie de debilidades estructurales en el SEP, entre ellas, la pérdida progresiva de inercia rotacional como consecuencia de la creciente participación de fuentes renovables basadas en inversores.

Figura N° 3: Composición Generación Eléctrica España 28/04/25.

Previo al blackout, el sistema español operaba con una alta participación renovable (más del 75%) mientras que las unidades térmicas sincronizadas estaban en su mínima expresión operativa.

VI. ANÁLISIS TÉCNICO DEL BLACKOUT DEL 28 DE ABRIL DE 2025

En los meses anteriores al blackout se registraron múltiples episodios de sobretensión en la red de transporte española [3]. Informes de REE (2023–2024) señalaban que las herramientas de control de tensión disponibles eran insuficientes, especialmente en el sur de la península. A esto se sumó la escasez de generación convencional acoplada: el 28 de abril se convirtió en el día con el menor número de grupos térmicos sincronizados del año, con una distribución geográfica centrada en el norte, dejando al sur prácticamente sin soporte sincrónico.
Desde las 10:00, momento en que disminuyen los CCGT (Ciclos Combinados Generación Térmica) acoplados, hay fuertes fluctuaciones de tensión que superan repetidamente los límites de condiciones normales de operación.

En la mañana del 28 de abril, Red Eléctrica de España (REE) ejecutó [4] varias maniobras para intentar amortiguar las oscilaciones de tensión: (i) reconexión de líneas que llevaban días desconectadas y (ii) desconexión de reactancias. Minutos antes del colapso, REE cambió el modo de operación de la interconexión HVDC con Francia a «Potencia DC constante», abandonando el modo de emulación AC utilizado hasta ese momento.

Entre las 12:32:57 y las 12:33:17 se produjo una cadena de desconexiones de plantas renovables por sobretensión. Se estima que se perdieron alrededor de 2.000 MW en menos de 20 segundos. La pérdida de reactiva disponible generó un círculo vicioso de aumento de tensión y desconexiones adicionales que culminó con la pérdida de sincronismo a las 12:33:19 y el colapso total del sistema.
Al realizar un análisis dinámico del apagón ocurrido en España se muestra la evolución de la frecuencia del sistema eléctrico y del RoCoF (Rate of Change of Frequency) en dos ubicaciones: Málaga (España) y Friburgo (Alemania), durante el evento de colapso.

La frecuencia en Málaga cae rápidamente mientras que en Friburgo se mantiene estable, mostrando desacople dinámico. La curva verde muestra un crecimiento rápido de Δθ, que representa el desfasaje angular acumulado entre zonas: cuando excede los 90°, algunas líneas se desconectan automáticamente por protección de estabilidad transitoria. El sistema español se desacopló dinámicamente del europeo: se observa cómo la frecuencia en Málaga cae, mientras que en Alemania se mantiene casi intacta. La ausencia de inercia suficiente en el sistema peninsular provocó que los cambios de generación no pudieran ser amortiguados; Caída de frecuencia, Aumento del desfasaje angular (Δθ), Activación de protecciones (desconexión de líneas).
Cuando se superó el umbral de estabilidad angular (90°), el sistema colapsó completamente.

En los días posteriores al blackout, REE mantuvo acoplados hasta diez grupos térmicos adicionales, lo que redujo las fluctuaciones de tensión entre un 37 % y un 52 % según mediciones en la red de 220 kV. La mayor presencia de generación convencional permitió estabilizar el sistema, evidenciando la importancia de la reserva sincrónica para controlar la tensión y la frecuencia en escenarios de alta penetración renovable.
El evento del 28 de abril de 2025 confirma las hipótesis planteadas por Johnson, et al. [5], sobre el rol de la inercia rotacional en redes con alta penetración renovable. La falta de masa rotante suficiente impidió sostener la estabilidad del sistema frente a una perturbación moderada, lo cual es relativo a la confiabilidad de los SEP.

VII. LECCIONES APRENDIDAS Y RECOMENDACIONES

• Garantizar cumplimiento del criterio N-1.
• Incorporar reservas de generación hidráulica de rápida respuesta.
• Mejorar la coordinación operativa y herramientas de simulación en tiempo real.
• Desarrollar protocolos específicos para entornos con alta penetración renovable [6-7].

VIII. CONCLUSIONES

El apagón del 28 de abril de 2025 expuso fragilidades del sistema español en condiciones de baja inercia y escasa generación firme. La transición energética [8] debe acompañarse de mecanismos de control más robustos, capacidad de respuesta inmediata y planificación estratégica del parque generador.

REFERENCIAS
[1] P. Kundur, Power System Stability and Control, McGraw-Hill, New York, 1994.
[2] Link: https://www.youtube.com/watch?v=BgUJgHctstY
[3] Antón García, Albert Riera, Alberto Martín, João Peças Lopes, Francisco Fernandes, Rui Sousa, “Análisis de los acontecimientos que condujeron al cero eléctrico del 28 de abril de 2025”, Compass Lexecon e INESC TEC, junio 2025.
[4] Red Eléctrica de España (REE), Informes Técnicos Operativos, 2025.
[5] Johnson, B.C., Matevosyan, J., Ela, E., de Vries, J. (2019). Evaluating Rotational Inertia as a Component of Grid Reliability with High Penetrations of Variable Renewable Energy. Electric Power Systems Research.
[6] IEEE Standard 3001.2, Recommended Practice for Evaluating the Reliability of Power Distribution Systems, 2017.
[7] CIGRÉ WG C4.601, “Guide for Power System Events and Blackout Analysis,” Technical Brochure, 2020.
[8] Daniel Nieto, “Sistemas Eléctricos de Potencia Modernos y su relación con la Transición Energética”. Revista Proyección Colegio de Ingenieros de Jujuy- Argentina, N°109- Año37- septiembre 2023