A major power outage in Spain exposed vulnerabilities in the country's electrical grid. The incident, which left a significant portion of the country without power, was not due to a prediction error but rather a sudden imbalance between demand and production, forcing the disconnection from French interconnections.
Spain's electrical grid, connected to France, Portugal, Andorra, and Morocco, lacks sufficient interconnections to maintain stability. The interconnection percentage of the Iberian Peninsula (Spain and Portugal) with the rest of continental Europe is only 2%, exposing the system's vulnerability to disruptions. This has been a long-standing concern, with efforts to increase interconnections, even with agreements and targets set (e.g., the 2015 Madrid Declaration), falling short of expectations.
The Spanish electrical grid is highly sensitive to incidents. Past occurrences such as the 2004 Andalusian blackout, the 2007 incident in Collblanc, and Tenerife's energy failures in 2019-2020 illustrate the risks of outages. While localized incidents occur throughout Europe, the widespread nature of the recent Spanish outage underscores the need for change.
The blackout necessitates the review of safety systems and the acceleration of interconnection work with France via the Bay of Biscay. While a new submarine interconnection project, expected to increase capacity from 2,800 MW to 5,000 MW, should be operational by 2028, it leaves the Iberian electrical system precariously connected in the meantime.
En la isla energética España siempre ha estado presente la amenaza del apagón. La península Ibérica está cogida con pinzas al sistema eléctrico europeo debido, en buena parte, al desinterés tradicional del gran vecino del norte para facilitar la competencia al sur de los Pirineos. Apenas dos hilos de conexión -por Cataluña y el País Vasco- han aliviado las apreturas del sistema eléctrico peninsular. Como la necesidad aguza el ingenio, las carencias han obligado desde siempre a Red Eléctrica de España (REE), el gestor de la red de transporte de electricidad, a afinar la gestión de la previsión de demanda con la producción. Lo ha hecho con éxito y profesionalidad -reconocida por sus homólogos en Europa- durante décadas. Por eso extraña la forma en que al sistema eléctrico ibérico se le han fundido los plomos. A falta de profundizar en la investigación, todo indica que no ha sido un fallo en la previsión del gestor, sino un súbito desajuste de las curvas de demanda y producción que forzó el corte de los canales de interconexión con Francia.
El sistema eléctrico es un sistema delicado. El gran panel de REE desde el que se controlan 44.000 kilómetros de cable de la red de alta tensión -un panel duplicado por seguridad- nunca había sufrido un “cero total” hasta el 28 de abril -con excepción de los sistemas insulares-. Desde hace más de una década, los gobiernos y el gestor del sistema han trabajado para evitar lo que finalmente ha sucedido y aumentar la capacidad de interconexión con Francia. El esfuerzo sólo ha tenido un éxito relativo. En 2015, en la Cumbre de Madrid, los gobiernos francés y español ratificaron, a través de la firma de la Declaración de Madrid, la importancia de movilizar todos los esfuerzos necesarios para lograr el objetivo mínimo de interconexión del 10% de la producción instalada en cada Estado miembro para el año 2020. No se alcanzó. El Consejo Europeo también estableció como objetivo a los países miembros, alcanzar un nivel de interconexión de al menos el 10% en 2025 y del 15% en 2030, con el resto de la Unión Europea. Tarea pendiente. Así, el sistema eléctrico español está conectado con Francia, Portugal, Andorra y Marruecos, pero las interconexiones son insuficientes para asegurar el equilibrio en caso de necesidad. En conjunto, el porcentaje de interconexión de la península Ibérica -España y Portugal- con el resto de Europa continental es del 2%, según Redeia. Por los pelos.
En un sistema aislado, la red de alta tensión que gestiona REE y la red de distribución -baja tensión- que controlan las grandes compañías son muy sensibles a cualquier incidente. Un error y el fantasma del apagón sale a escena. En el año 2004, cientos de miles de usuarios de Andalucía se vieron afectados por apagones en plena ola de calor veraniega; tres años después, en 2007, la caída de un cable de Endesa sobre la subestación eléctrica de Collblanc dejó sin servicio a más de 350.000 clientes y en apenas un año (2019-2020) Tenerife registró dos ceros energéticos que causaron gran alarma en las islas. Los incidentes en la red no sólo afectan a sistemas aislados. Periódicamente se registran incidentes y apagones localizados en otras regiones europeas -Italia en 2003; Alemania en 2006; este de Europa el pasado año-. Pero una caída tan brusca y efectiva de la tensión en el sistema no es habitual.
El apagón ibérico obliga a revisar los sistemas de seguridad y a acelerar los trabajos de interconexión con Francia a través del golfo de Bizkaia, la primera interconexión submarina entre los dos países que debe aumentar la capacidad de intercambio desde 2.800 MW hasta 5.000 MW. El proyecto, que según Redeia avanza al ritmo previsto, debería entrar en servicio en el año 2028. Es mucho tiempo. En el mejor de los casos, quedan tres años hasta reforzar las conexiones con Europa. Mientras tanto, el sistema eléctrico ibérico seguirá conectado en precario. Una tentación para interesados en tantear catástrofes. En la capital, el día del gran apagón, un gran cartel frente al estadio Santiago Bernabéu proclamaba: “Somos la capital de la energía inagotable”. Un espejismo.
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