Te recomiendo disfrutar del episodio 520 del podcast Coffee Break: Señal y Ruido [iVoox A, iVoox B; ApplePod A, ApplePod B], titulado “Producción Energética y el Apagón Ibérico de 2025”, 21 ago 2025. «La tertulia semanal en la que repasamos las últimas noticias de la actualidad científica. Cara A: Quedada en Madrid, 4 y 5 de octubre. Inscripciones en: +34 610996442 (5:00). Adiós a Claudio Maccone (10:00). Producción energética y el apagón ibérico de 2025 (20:00). Cara B: Continuación de producción energética y el apagón ibérico de 2025 (00:00). Señales de los oyentes (1:26:48). Imagen de portada desarrollada con IA generativa por Héctor Socas Navarro. Todos los comentarios vertidos durante la tertulia representan únicamente la opinión de quien los hace… y a veces ni eso».

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Como muestra el vídeo participan por videoconferencia Héctor Socas Navarro @HSocasNavarro /@hectorsocas.bsky.social / @HSocasNavarro@bird (@pCoffeeBreak / @pCoffeeBreak.bsky), Isabel Cordero @FuturaConjetura / @FuturaConjetura.bsky / @FuturaConjetura@mathstodon, Alberto Aparici @CienciaBrujula / @CienciaBrujula.bsky, Alfredo García Fernández @OperadorNuclear / @operadornuclear.bsky / @OperadorNuclear@mastodon, Borja Tosar @BorjaTosar / @BorjaTosar.bsky / @BorjaTosar@astrodon, Juan Carlos Gil Montoro @ApuntesCiencia / @ApuntesCiencia.bsky / @ApuntesCiencia@astrodon, y Francis Villatoro @eMuleNews / @eMuleNews.bsky / @eMuleNews@mathstodon. Por cierto, agradezco a Manu Pombrol @ManuPombrol el diseño de mi fondo para Zoom; muchas gracias, Manu.

Tras la presentación, Héctor recuerda que aún está abierta la inscripción en la Quedada en Madrid, los próximos 4 y 5 de octubre (inscripciones y consultas por teléfono o por Whatsapp en +34-610996442). La Reunión de Cientófilos en Madrid contará con Francis, Juan Carlos y Alberto. Hay dos planes, uno con alojamiento y otro sin alojamiento (para los madrileños) [Anuncio en Señal y Ruido].

Héctor realiza un obituario a Claudio Maccone, falleció con 77 años en Turín, su ciudad natal, el 20 de agosto de 2025. Uno de las grandes astrofísicos especializados en SETI, siendo autor del libro “Evo-SETI” que propone una ecología galáctica (matemáticas aplicadas a SETI). En los últimos años ha liderado la iniciativa para proteger la cara oculta de la Luna. Claudio Maccone en Wikipedia.

Alfredo nos habla de la energía nuclear y del gran apagón español de 2025. Como recordarás, el 28 de abril de 2025, a las 12:33:30 se produjo un cero de tensión en la Península Ibérica. El informe oficial del llamado Comité 28-A del Consejo de Seguridad Nacional se publicó el 16 de junio de 2025. Este informe divide el evento en cinco fases. La fase 0 (inestabilidad de tensiones) se limita a la semana previa y a la mañana del 28-A entre las 09:00 y las 12:00. A la fase 1 (oscilaciones del sistema) entre las 12:00 y las 12:30 y a la fase 2 (pérdidas de generación por sobretensión) entre las 12:32:00 y las 12:33:18, les sigue la fase 3 (colapso hasta el cero) entre las 12:33:18 y las 12:33:30. Finalmente, se llama fase 4 a la reposición del suministro entre las 12:33:30 del 28-A y las 14:36 del 29-A. Se describen estas cinco fases en detalle en la «Versión no confidencial del informe del comité para el análisis de las circunstancias que concurrieron en la crisis de electricidad del 28 de abril de 2025», Consejo de Seguridad Nacional, 16 jun 2025 [PDF GOB.ES]. Más información en «Apagón en la península ibérica de 2025» se puede leer en Wikipedia.

Simplificando mucho, la red de distribución eléctrica opera en corriente alterna a 50 Hz. La potencia eléctrica que se distribuye en la red se separa en potencia activa (P) medida en megavatios (MW), la que se equilibra entre generación y consumo, y en potencia reactiva (Q) medida en millones de voltamperios reactivos (MVAr), la que se «pierde» porque se consume por todos los equipos de la red (transformadores, motores de inducción, líneas de transmisión, etc.). La potencia reactiva circula por la red, provocando pérdidas y caídas de tensión. Red Eléctrica Española (REE) es una empresa privada, aunque controlada por el Gobierno, que regula y supervisa la compensación de potencia reactiva para que la frecuencia y la tensión se mantengan estables. Para mantener la frecuencia se requiere un equilibrio entre generación y demanda; si la demanda supera la generación, la frecuencia baja, y si la generación supera la demanda, la frecuencia sube; desviaciones de ±0.2 Hz se consideran críticas para la estabilidad.

La tensión (V) medida en kilovoltios (kV) es la diferencia de potencial que impulsa la corriente, siendo en España la principal a 400 kV y la secundaria a 220 kV; mantener la tensión dentro de un margen (±5 %) es esencial para la calidad del suministro. La operación estable de la red de transporte requiere que la tensión esté entre 380 y 435 kV en la red de 400 kV, y entre 205 y 245 kV en la red de 220 kV. Cuando hay mucha generación de energía reactiva que no se consume o contrarresta, las tensiones suben, produciéndose sobretensiones. Por ejemplo, los cables subterráneos son más propensos a generar energía reactiva, también las redes eléctricas muy malladas cuando hay bajo consumo presentan efectos capacitivos que generan más energía reactiva.

El operador del sistema (REE) regula la tensión en la red usando reactancias, cuya conexión absorbe reactiva (baja la tensión en el nudo) y cuya desconexión genera reactiva (sube la tensión), un control “todo o nada”. Para un ajuste gradual de las tensiones se usan otros equipos (como compensadores síncronos, FACTS y STATCOM). El operador usa las llamadas restricciones técnicas, programando grupos térmicos de generación para “control dinámico de tensión” como el “control estático de tensión». Estas infraestructuras tienen la obligación de proporcionar control de tensión por consigna; para el control dinámico “observan” la tensión de la red y modifican su factor de potencia para contener las desviaciones de tensión, como absorber energía reactiva, mientras que para el control estático solo modifican su factor de potencia. Por cierto, las renovables, cogeneración y residuos están sujetas a factor de potencia, aunque existe la capacidad tecnológica para operar por consigna, la normativa aún no lo exige, ni lo permite.

Al grano, las condiciones del mix energético para el 28-A se fijaron en la subasta (mercado diario mayorista) a mediodía del día 27-A; el precio medio diario sería de 18.50 €/MWh³, con precios cero o negativos en las horas centrales del día. El Operador del Sistema (REE) programó una serie de «restricciones técnicas» para las instalaciones de producción declaradas disponibles (que están obligadas por Ley y que son financiadas fuera de subasta para su uso). Esta medida es necesaria para el control dinámico y estático de tensión, para evitar sobrecargas de la red, para garantizar el suministro en zonas con congestiones locales, como margen de reserva y para compensar la posible reducción de la generación renovable. Para el 28-A había 12 800 MW declarados como indisponibles, entre ellos 7400MW de ciclo combinado y unos 3000 MW de nuclear. Las restricciones técnicas para el 28-A programaron 10 grupos térmicos (3 nucleares y 7 ciclos combinados de gas) para el control dinámico de la tensión; pero uno de los grupos (es confidencial cual) registró una avería y se declaró indisponible a las 19:47 del 27-A; a las 20:36 se programa para el 28-A una alternativa (confidencial en el informe) para Andalucía. El informe nos indica que durante la mañana del 28-A hay evidencias de insuficiente capacidad de control dinámico de tensión. Pero no se aclara quién es el responsable en la parte no confidencial (hay que leer entre líneas).

En la fase 0 cabe destacar que durante el año 2025 se han registrado múltiples episodios de inestabilidad en las tensiones (destacando el 31 de enero, el 19 de marzo y el 22 y 24 de abril). La mañana del 28-A la tensión estaba en una banda de 5 kV hasta las 06:00, cuando baja la exportación a Francia de 2590 MW a 1600 MW; poco antes se detectan variaciones de tensión de poca envergadura en todos los nudos piloto de la red de 400 kV. A partir de las 9:00 hay mayor variabilidad en las tensiones, que se agrava a partir de las 10:30. El Operador del Sistema contactó con diferentes gestores de la red al respecto (pero los detalles son confidenciales). Entre las 09:00 y las 12:00 hubo gran volatilidad, con subidas y bajadas bruscas que se consideran atípicas o extraordinarias. A pesar de ello, estas variaciones de la tensión en la red de transporte estaban dentro de los márgenes de operación (entre 380 y 435 kV en la red de 400 kV, y entre 205 y 245 kV en la red de 220 kV), al menos, en todo el periodo hasta las 12:30h. En cuanto a la evolución de la frecuencia de 50 Hz, se mantuvo bajo control entre las 6:00 y las 12:00. Se detectaron cinco oscilaciones de pequeña amplitud (menor de 0.2 Hz) y reducido impacto en la red, que fueron amortiguadas por el sistema. La mayor desviación fue de 0.148 Hz a las 09:02, debido a un cambio en la red Europea (Francia, Italia y Alemania), que se considera normal (como muestra la siguiente figura).

 

Se observaron oscilaciones (electromecánicas) de baja frecuencia entre 0.1 y 2 Hz (mucho más lentas que los 50 Hz de la red); su causa es el desequilibrio entre las máquinas síncronas que están acopladas en la red, que a veces aceleran y otras frenan, dando lugar a oscilaciones relativas en su ángulo rotor. Estas oscilaciones provocan fluctuaciones de potencia activa intercambiada y, por ello, pequeñas oscilaciones alrededor de los 50 Hz nominales. El 28-A, antes de las 12:00, se detectaron cinco oscilaciones de pequeña amplitud y reducido impacto, que fueron amortiguadas por el sistema (en pocos minutos); oscilaciones de hasta 0.2 Hz se produjeron a las 05:49, 8:52, 10:30, 11:06 y 11:23. Solo las tres últimas provocaron oscilaciones en la tensión, con amplitudes pico-pico de 4 kV (10:30), 7 kV (11:03) y 6 kV (11:23). Ninguna de estas oscilaciones de pequeña amplitud y frecuencia provocó que la tensión superase los umbrales normales de operación. Aún así, para controlar estas oscilaciones, el Operador del Sistema incrementó el amortiguamiento del sistema acoplando entre las 11:08 y 11:20 tres circuitos de 400 kV que estaban desconectados.

Sobre las 10:30 se produjo una caída de generación solar, en plena rampa de subida de la producción y sin que haya fenómenos meteorológicos que la expliquen. La razón más plausible es el mercado de precios, negativos entre las 10:30 y las 11:15, cercanos a los −10 €/MWh; esto significa que sobraba generación y los productores cobraban hasta 10 €/MWh por la energía que retiraban del mercado (de hecho, hubo fluctuaciones de precios entre positivos y negativos). Este tipo de fluctuaciones ya se habían producido en las semanas anteriores. El punto clave es que si cae la generación que opera a factor de potencia (la renovable), se produce una disminución de la energía reactiva que absorben; como además disminuye la energía transmitida por la red aumentan los efectos capacitivos y se incrementa la energía reactiva; ambos fenómenos empujan las tensiones al alza. Pero cuando aumenta generación renovable se produce una mayor absorción de reactiva y una mayor carga de la red, que conducen a menor generación de reactiva y a una bajada de las tensiones. El resultado son oscilaciones de la tensión, como las observadas en la mañana del 28-A. Por su parte, también hay variaciones de la potencia activa debidas a que en las desviaciones temporales entre generación y demanda hay que recurrir a las interconexiones (con desviaciones significativos respecto a la programación de los intercambios con Francia). En la mañana del 28-A hubo dos desviaciones significativas (diferencia entre el flujo programado y el flujo real) en el intercambio con Francia: uno a las 10:00 y otro a las 11:00.

En la fase 1, entre las 12:00 y las 12:30, el sistema eléctrico registró dos grandes oscilaciones en amplitud. Las oscilaciones son peligrosas cuando no se amortiguan, porque se amplifican y siguen creciendo, provocando desconexiones en partes del sistema (incluso un cero). Por ello, su amortiguamiento es clave para la protección de la red. La primera gran oscilación del 28-A fue a las 12:03, con una frecuencia de 0.6 Hz (mayor de las habituales en el sistema europeo, que no suelen superar los 0.2 Hz) y una amplitud de 70 mHz, que se amortiguó en 4 minutos y 42 segundos (fue detectada en varios países europeos). Esta oscilación vino acompañada de fuertes oscilaciones de tensión, además de en frecuencia y potencia, en la zona sur y oeste de la península ibérica. La oscilación de la tensión alcanzó las subestaciones de Almaraz 400kV y Arroyo de San Serván 400kV, en Extremadura, con una amplitud pico-pico de 31.2 kV y 32.7 kV, resp.; la subestación Almaraz 400kV bajó del umbral de 375 kV (93.75 % de la tensión nominal). También hubo oscilaciones en la potencia a través de la interconexión con Francia (que gestiona RTE, equivalente francés a la REE).

Según el Operador del Sistema (REE), el sistema se volvió vulnerable a oscilaciones de 0.2 Hz pues cayó de forma brusca su amortiguamiento. Por ello, se adoptaron medidas para incrementar el amortiguamiento, contactando con los operadores francés (RTE) y portugués (REN). También se incrementó el mallado de la red con la conexión de cinco circuitos de 400 kV que estaban desconectados. Según los protocolos establecidos, estas medidas deberían haber reducido las oscilaciones, sin embargo, a las 12:16:45 aparece una nueva oscilación de frecuencia 0.6 Hz con una amplitud de 30 mHz (la mitad de la anterior), que no sería la última. El informe destaca que no se conoce el origen de esta gran oscilación, pero parece estar en la zona suroeste de la península. La generación renovable (fotovoltaica) era «plana» salvo en una central (confidencial) conectada a un nodo en Badajoz; su potencia de salida oscila con un patrón coincidente con el de la oscilación detectada, algo más propio de las tecnologías síncronas sujetas a control de tensión por consigna, ya que “ven” la tensión de la
red y modifican su factor de potencia para mantener la tensión constante; sin embargo, esta planta fotovoltaica está sujeta a un factor de potencia fijo. Por cierto, el informe indica que en 2024 hubo una oscilación similar (que se amortiguó en 2 minutos y 15 segundos, con una amplitud máxima pico-pico de 64 mHz en frecuencia y de 20 kV en  tensión); pero no tuvo mayores consecuencias.

La segunda gran oscilación del 28-A ocurrió a las 12:19, con una frecuencia de 0.2 Hz, una amplitud pico-pico de 200 mHz (tres veces mayor que la primera) y se amortiguó en 3 minutos y 20 segundos. En este caso las oscilaciones de tensión fueron de amplitud elevada, alcanzando en Almaraz 400 kV una amplitud pico-pico de 23 kV; la tensión se mantuvo casi todo el tiempo dentro de los márgenes, pero en algún momento llegó a bajar del umbral de 375 kV (93.75 % de la tensión nominal). Se interpreta esta oscilación como natural en el sistema europeo, modo de oscilación Este-Centro-Oeste (que implica a la Península Ibérica, Alemania, Italia, Austria, Dinamarca, …, oscilando contra Turquía). El Operador del Sistema (REE) tomó medidas de amortiguamiento, contactando con RTE (Francia) y REN (Portugal), y acoplando generación térmica con capacidad de control de tensión por consigna en la zona sur. Se contactó con una planta del sur a las 12:26, que estaba aún caliente por haberse desacoplado a las 9:00 horas; pero nunca llegó a acoplarse pues el cero de tensión se produjo antes.

Durante la fase 1 continuó la volatibilidad de las tensiones, con fuertes variaciones a las 12:05 y 12:20, más acusadas en las zonas Centro y Sur de la red de 400 kV. Las medidas adoptadas para incrementar el amortiguamiento ante estas oscilaciones se aplicaron los grupos de generación programados por restricciones técnicas y se desacoplaron algunas reactancias, cuatro entre 12:04 y 12:05 y otras cuatro entre 12:17 y 12:24. Al término de la segunda oscilación, a las 12:22, se aprecia una tendencia generalizada de aumento de tensión, por lo que el operador decide acoplar cinco reactancias (2 de la zona norte, 2 de la sur y 1 del
centro) para disminuir la tensión. Las tensiones volvieron a caer tras un pico de tensión en torno a las 12:28. Todas estas medidas deberían haber sido suficientes para controlar la tensión, que no superó los umbrales máximos previstos según los procedimientos de operación. Pero el informe indica que estas medidas de control de la red no fueron suficientes (cuando deberían haberlo sido). Lo que parece claro es que la elevada y brusca variación al alza y a la baja de las tensiones durante esta fase evidencia una falta de capacidad de control dinámico de tensión. Sin lugar a dudas hay responsables, pero el informe no aclara quienes fueron (sugiere una «responsabilidad compartida» entre el operador de la red y las empresas operadoras).

Justo antes de entrar en la fase 2 a las 12:32:00, el sistema se encontraba a las 12:30 con valores de tensión en tendencia descendente, pero superiores (entre 410 y 420 kV) a los nominales en la red de 400 kV. La frecuencia estaba alrededor de los 50 Hz. La demanda era baja, pero habitual para un lunes a mediodía con temperatura suaves, 25 184 MW. Había 2978 MW de consumo de bombeo para almacenamiento en centrales hidráulicas reversibles. El mix de generación a las 12:30 tenía un 82 % de generación renovable, un 10 % nuclear (4 reactores acoplados, dos de ellos a plena carga) y el resto gas (3 %, con 6 centrales acopladas), carbón (1 %) y cogeneración y residuos (4 %). Además, había 11 centrales térmicas acopladas con obligación de regular tensión por consigna: 4 centrales nucleares, 1 central de carbón y 6 centrales de gas, además de la generación hidráulica.

Todo parecía bajo control, nadie imaginaba lo que se avecinaba. A partir de las 12:32:00 las tensiones empiezan a incrementarse de forma lineal en toda la red de transporte; por ejemplo, SE Olmedilla pasó de 413 kV a 428 kV en 57 segundos, o SE Arroyo de San Serván 400 kV de 411 kV a 424 kV en el mismo tiempo. Se produce una reducción de la exportación en la interconexión con Francia. Y empiezan las primeras pérdidas de generación detectadas, entre las 12:32:00 y las 12:32:55, fueron 525 MW distribuidas por todo el territorio (de los que 317 MW eran de generación distribuida menor de 1 MW). La causa del incremento lineal de las tensiones no está clara, pero según REE fue debida a varias razones, aunque destacaré tres de ellas. Primera, a las 12:27 arranca el ajuste de las programaciones en el intercambio entre España y Portugal para reforzar el amortiguamiento; este ajuste puede producir fluctuaciones en la tensión, que deben ser gestionados por las instalaciones con control dinámico de tensión; como resultado, se observa una reducción de la generación. Segunda, entre las 12:32:00 y las 12:32:57, el intercambio con Francia bajó en 1030 MW (de los que 480 MW se deben a la reducción de la generación renovable). Y tercera, había una insuficiente absorción de reactiva en la generación con control dinámico de tensión (grandes generadores síncronos como nucleares o ciclos combinados). Según el informe no se sabe, como enfatiza Alfredo, si una mayor generación nuclear hubiera sido suficiente para evitar el corte.

A las 12:32:57.140, se produce el evento 1 de la fase 2, la desconexión de una central (confidencial) de Granada, que estaba inyectando 355 MW de potencia activa y absorbiendo 165 MVar de potencia reactiva. La desconexión se produce por disparo automático como protección tras una sobretensión en el secundario del transformador 220/400. Esta pérdida de generación provoca una caída de la frecuencia en el sistema, que se recupera tras un transitorio de unos 3 segundos; se corta a cero el flujo exportador con Francia. Lo que pasa entonces se aclara en el gráfico 17, que es confidencial. Se sabe que se producen múltiples sobretensiones que se detectan en diversos nudos de la red, que alcanzan a las 12:33:00 valores superiores a los 430 kV (inferiores a los 435 kV de umbral de operación). Un punto clave en el informe es que la desconexión automática no hubiera sido necesaria, y que quizás ocurrió un disparo «temprano». El comité solicitó información detallada a la empresa propietaria, pero la información recibida no era «precisa» (según el informe). La discusión de este tema es confidencial en el informe; solo es pública la sugerencia de que este disparo «temprano» llevó a una pérdida de generación renovable que dio lugar a una generación en exceso de energía reactiva. ¿No habría ocurrido el cero sin este disparo «temprano»? El informe no lo aclara.

La situación se está descontrolando y unos 19 segundos después se produce el evento  2, a las 12:33:16.460, otra pérdida de generación de unos 740 MW en dos subestaciones colectoras de Badajoz, una renovable (quizás fotovoltaica) y la otra convencional. La frecuencia vuelve a caer unos 55 mHZ, que se amortigua sin recuperar los 50Hz, y la interconexión con Francia se hace importadora en 895MW. De nuevo el informe indica que se ha intentado recabar información precisa sobre este desconexión, sin éxito completo; de nuevo la confidencialidad nos oculta detalles. Parece claro que se registró una sobretensión de hasta 443 kV, superior a 435 kV durante más de 1.5 segundos, lo que supera los límites admisibles en el sistema, conduciendo a un disparo automático. Pero, según el informe, la información disponible no permite determinar la naturaleza del disparo. De nuevo, el informe parece evadir la identificación de responsables.

En este momento se producen varias desconexiones de pequeñas subestaciones renovables, tanto fotovoltaicas como eólicas. Unos 1.3 segundos después se produce el evento 3, a las 12:33:17.780, otra pérdida de generación relevante en Sevilla de 550 MW (debido a las sobretensiones). Se siguen desconectando pequeñas subestaciones renovables. Estas pérdidas de generación provocan una nueva caída de la frecuencia, de 75 mHZ que ya no se amortigua, pasando el saldo importador con Francia hasta 1510 MW. Lo que parece claro es que el sistema tenía poca capacidad de controlar tensión, con tensiones que escalaban en varias partes. En este contexto, cualquier desconexión de generación renovable supone un incremento de tensión, por reducción en la absorción de reactiva al estar funcionado a factor de potencia y por reducción de carga de las líneas con el consiguiente incremento
de generación de reactiva, lo que es círculo vicioso que lleva a un aumento de las tensiones. Cada una de estas pequeñas desconexiones lleva poco a poco el sistema a un “punto de no retorno” en el que se inicia una
“reacción en cadena”.

La situación ya es inestable, siendo inminente la reacción en cadena en la fase 3 del incidente, el colapso hasta el cero de tensión. El sistema no cuenta con suficiente capacidad de control de tensión para frenar el colapso inminente. La determinación exacta de los eventos individuales en esta fase es más compleja pues hay una elevada coincidencia temporal entre los datos analizados. La desconexión masiva de generación es debida a la protección por sobretensiones; de forma simultánea, aunque como consecuencia, hay una caída de la frecuencia que alcanza niveles que causan desconexiones de generación por subfrecuencia. En el informe se enumeran las desconexiones por tensión (que omito aquí por brevedad) que llevan hasta que a las 12:33:20.180 la frecuencia cruce el umbral de deslastre de instalaciones de bombeo (49.50 Hz) y que a las 12:33:20.600 se cruce el umbral de deslastre de demanda (no bombeo) de 49.00 Hz. A las 12:33:21.000 la frecuencia desciende por debajo de 48.60 Hz y a las 12:33:22. 040 por debajo de 48.00 Hz. A las 12:33:23 se ha superado el umbral del último escalón de deslastre, con tensiones más de un 20 % superiores a las nominales, condiciones en las que impedir una caída a cero es inevitable. Tras las 12:33:29.741 se produce el cero de tensión tras la desconexión por disparo del último grupo generador.

El intercambio importador con Francia alcanza su máximo a las 12:33:19.620 (3807 MW). Pero la diferencia en frecuencia entre Francia y España es tan grande que produce un efecto de ida y vuelta, pasando el intercambio por cero a las 12:33:20.260 para hacerse exportador, con un máximo a las 12:33:20.520 (5587 MW). La pérdida de sincronismo lleva a que, por protección, Francia se desconecte de España a las 12:33:21.535 (Andorra se desconecta a las 12:33:27.930). Algo parecido ocurre con la interconexión con Marruecos  y con el enlace entre la Península Ibérica y las Islas Baleares. El informe destaca que el sistema eléctrico peninsular tiene un escaso nivel de interconexión con el continente europeo, de apenas un 3 % de la capacidad instalada, muy lejos del objetivo del 15 % establecido en la regulación europea. Se sugiere que la península ibérica es más proclive a sufrir fenómenos oscilatorios por dicha razón. En mi opinión, la discusión en detalle de las desviaciones temporales sobre la programación de los intercambios con Francia, es un modo de echar piedras fuera en cuanto a la responsabilidad de lo ocurrido.

La fase 4, de reposición del suministro, me parece menos interesante. Se siguieron los protocolos de operación establecidos en los planes de seguridad para la operación del sistema (que ha seguido funcionando en «modo seguro» desde entonces). A los interesados les remito al informe (que tampoco ofrece demasiados detalles reseñables).

Se ha hablado mucho de la inercia, ¿tuvo un papel relevante? Según el informe, la inercia antes del cero tenía unos niveles de 2.3 s, un valor superior a los 2 s recomendados por ENTSOE en su proyecto INERTIA (enero de 2025). Hasta al menos las 12:33:19 no se alcanzó un umbral de derivada de frecuencia de 1 Hz/s (“un incidente de grandes dimensiones”), mientras que el reglamento de requisitos para generadores debe soportar valores de derivada de frecuencia de 2 Hz/s. Por tanto, la inercia no jugó ningún papel relevante en la situación de inestabilidad que llevó al colapso. Debo recordar que el día después (29-A) se pensó que la causa del cero había sido la falta de inercia (en la que las nucleares pueden jugar un papel relevante). Tampoco tuvo ningún papel relevante el nivel de reserva (potencia de respaldo o “back up” que tiene el sistema para utilizar en cualquier momento en caso de que sobre o falte energía). Los procedimientos de operación exigen que las reservas sean suficientes para hacer frente al mayor grupo de generación disponible en el sistema. Según el informe los niveles de reserva (tanto secundaria como terciaria) eran superiores a los necesarios.

En todo el informe, lo que más me ha llamado la atención es la parte relativa a las restricciones técnicas (programadas el día 27-A para el día 28-A). Si bien el informe menciona en la página 21 que se programaron 3 grupos nucleares, en las páginas 38 y 108 se mencionan 4 grupos nucleares (no sé qué dato es correcto). Además, en la página 108 se mencionan 7 centrales de gas, mientras en la página 110 se afirma que fueron 6 centrales de gas y 1 central de carbón (tampoco sé qué dato es correcto). Más allá de estas inconsistencias (que quizás sean erratas) se afirma que se contaba para las restricciones técnicas con 12 grupos térmicos acoplados con obligación de control por consigna (de los cuales 10 programados para control de tensión dinámico, otro programado por otra motivación y otro por entrada por mercado); en concreto (página 108), 4 centrales nucleares y 7 centrales de gas. Como conté más arriba, la declaración de indisponibilidad de un grupo (una central de ciclo combinado en el sur) en la tarde del 27-A debería haber sido suplida (en mi opinión inexperta) el día 27-A o durante la madrugada del 28-A, antes de las 09:00. Pero no se intentó suplir hasta la oscilación de las 12:03, con la petición de conexión de un grupo en la zona sur que no se llegó a conectar al no llegar a tiempo antes de las 12:33.

¿Fue relevante para el colapso la falta de un grupo térmico en las restricciones técnicas? Según el informe, las decisiones del operador del sistema (REE) fueron adecuadas a la situación de operación en tiempo real. En mi opinión personal, no soy experto, no está bien justificado en el informe esta exención de responsabilidad a REE. Más aún cuando el informe aclara que el número final de grupos térmicos acoplados a las 12:30 fue de 11, cifra que no se ha registrado en ningún otro día este año. De hecho, desde el 1 de enero de 2025, hubo 12 grupos térmicos acoplados en 13 días y se superó dicha cifra el resto de los días. ¿Por qué REE se arriesgó con 11 grupos, cuando nunca lo había hecho en el año 2025? El informe no lo aclara. Por supuesto, como no soy experto, quizás esto no tenga nada que ver con el colapso a cero, que se habría producido de igual manera si hubiera habido más grupos térmicos. Pero debo confesar que me desagrada que el informe no presente argumentos técnicos firmes que apoyen la decisión arriesgada de REE del 27-A; máxime cuando a posteriori sabemos lo que ocurrió el 28-A.

Me gustaría acabar indicando que mi resumen del informe seguro que está sesgado y debe ser tomado con mucha cautela. Quien tenga dudas, debería consultar en primera persona el informe. Mi intención es motivar a su lectura, como fuente fiable (aunque no aclare los responsables del incidente) sobre lo ocurrido.

Y pasamos a Señales de los Oyentes. Thomas Villa bromea: «Pero lo más importante, Francis, ¿el operador nuclear conmuta o no conmuta? Es un operador». Contesto que los operadores tienen que tocar conmutadores (es decir, interruptores). Héctor apostilla que conmutaría si hubiese diferencia entre que trabajes tú primero y luego tu compañero o al revés, primero el compañero y luego tú. Si el resultado es el mismo, es que conmuta. Contesto que, oficialmente, no debería haber ninguna diferencia.

Javier Benavides pregunta: «¿Son efectivas las pastillas de yodo?» Héctor apostilla «como tratamiento contra la radiación». Alberto aclara que son efectivas cuando hay yodo radiactivo, porque evitan que se te acumule en la tiroides. Alfredo apostilla que el yodo radiactivo producido en centrales nucleares es el I-135, producto de la fisión. Su periodo de semidesintegración es de 6.6 horas (se desintegra en Xe-135). Como la glándula tiroides tiene mucha afinidad por el yodo, se puede evitar que incorpore el yodo radiactivo con pastillas de yoduro de potasio con el isótopo estable del yodo, el I-131, que no es radiactivo. Saturando la tiroides de yodo se evita que se acumule yodo radiactivo que se esté inhalando del ambiente. Por tanto, las pastillas de yodo son efectivas contra el yodo radiactivo, pero no lo son contra otros productos de fisión radiactivos.

Thomas Villa pregunta: «Si los reactores de cuarta generación podrían ser la solución. ¿Cuál sería la escala ideal de esos microrreactores de usar y tirar?» Héctor dice que se refiere a los reactores modulares. Alfredo comenta que los reactores de cuarta generación son capaces de reciclar residuos radiactivos y que no son ciencia ficción. Rusia tiene mucha experiencia con estos reactores, incluido uno comercial desde el año 2016 de 0.8 GW. Por otro lado, comenta que los SMR (reactores modulares pequeños) están ya en una fase en la que pueden empezar a ser rentables desde el punto de vista comercial. En general, los SMR son microrreactores desde  1 hasta 300 megavatios. Los más pequeños se pueden instalar en una furgoneta o en un camión pequeño. El de Rusia está funcionando en el Ártico, con dos reactores de 70 MW cada uno. En unas décadas habrá muchos por todo el mundo. Le pregunto a Alfredo y contesta que 0.3 GW darían para abastecer a una ciudad de medio millón de personas (como comenta que podrían abastecer a Málaga).

Cristina Hernández pregunta: «¿Se ha encontrado un exoplaneta en Alpha Centauri A (Rigil Kentaurus A) o es demasiado difuso? ¿Cuándo se separarán lo suficiente ambas estrellas para poder observar exoplanetas?» Héctor comenta que hablaremos del tema en un futuro podcast. Yo comento que se ha detectado una mancha (señal S1) en las imágenes de Alpha Centauri A usando el coronógrafo de MIRI del JWST. No sabemos si la señal es de un exoplaneta o no lo es porque la luz de Alpha Centauri B (que está muy cerca) genera mucho ruido, que podría ser la causa de la mancha. Se necesita confirmación (que se logrará con JWST). Como siempre, la primera observación siempre es de un candidato a exoplaneta; en muchos casos la señal no se confirma. Así que habrá que esperar al telescopio espacial Nancy Grace Roman, que se lanzará en mayo de 2027 y que dispone de hardware específico para observar este tipo de exoplanetas. Hasta entonces, se trata de una mancha y no de un exoplaneta. Más información en «NASA’s Webb Finds New Evidence for Planet Around Closest Solar Twin,» JWST, NASA, 07 Aug 2025.

Neil Martin pregunta: «¿Para hacer radioastronomía es necesario estar en alguna superficie planetaria o lunar? ¿No se podría hacer desde algún punto de Lagrange, por ejemplo?» Héctor comenta que la Luna puede apantallar toda la interferencia de radio que te viene de la Tierra. Esa es la ventaja de usar la superficie lunar. Además, comenta que los telescopios espaciales de microondas (como COBE, WMAP y Planck) han hecho «radioastronomía» desde puntos de Lagrange, así que sí se puede. Yo comento que estos telescopios usan bolómetros, que no es lo mismo que una radioantena (que tiene mucha mayor área y cuyo despliegue en un punto de Lagrange es mucho más complicado, casi imposible).

Ana Ramos solicita que «Alfredo podría comentar sobre los residuos radiactivos». Héctor dice que mejor para otro programa. Alfredo nos ofrece una pequeña pincelada. Lo primero, el volumen de residuos radiactivos de centrales nucleares es muy pequeño. Todos los residuos generados en España, en toda la historia de sus centrales nucleares, cabrían dentro de una piscina olímpica de dos metros de profundidad. Un volumen muy pequeño comparado con el volumen de residuos que genera cualquier otra industria. Además, son los residuos que tienen los mayores controles, no sólo reglamentarios, sino de supervisión. No hay ningún otro residuo industrial que tenga un mayor control que los residuos radiactivos. Más aún, para su gestión y almacenaje solo se requiere un blindaje (se usa acero inoxidable recubierto de plomo y hormigón). En contenedores estancos no requiere ningún tipo de refrigeración activa, ni ventiladores, ni agua, ni alimentación eléctrica. Emiten calor por radiación, pero no radiactividad. Su almacenamiento temporal en las centrales nucleares españolas es un paso previo a su almacenamiento geológico profundo, como se hace en Finlandia. Nuestra sociedad genera muchos residuos de todo tipo y su gestión es un gran problema. Los únicos residuos que se gestionan con todo rigor son los radiactivos.

Héctor menciona el accidente químico de Bhopal, India (1984) por gas de isocianato de metilo (MIC), anterior al accidente nuclear de Chernóbil, Ucrania (1986). Se estiman más de 25 mil fallecidos y 500 mil heridos en Bhopal, contra unas decenas de fallecidos directos e indirectos en Chernóbil. Alfredo también destaca el colapso de la presa de Banqiao, China (1975), que iba a ser una central hidroeléctrica, en el que se estiman hasta 175 mil fallecidos (el número exacto no se conoce). Alberto recalca que por algún motivo los accidentes de Bhopal y Banqiao son fáciles de olvidar, pero el de Chernóbil lo tenemos todos presente; aún así, «200 mil personas que opinarían que no deberíamos olvidarlos». Entre todos tertuliamos sobre el miedo a la radiactividad y cómo a principios del siglo XX no se tenía ningún miedo y se cometieron muchas imprudencias (causando muchas muertes). Desde Hiroshima y Nagasaki todos hemos acabado con un miedo atávico a lo nuclear. Alfredo recalca que la industria nuclear civil es la industria más segura del mundo. Y la tertulia deriva hacia la polarización en la política actual, que permea todas las discusiones en redes sociales, y hacia la corrupción.

¡Que disfrutes del podcast!