400 kV de comercio, cero inercia garantizada — Lo que transporta la nueva interconexión Miño–Galicia — y lo que no sustituye

Un cable no deroga la física

Interconexión, inercia y el coste real de la estabilidad en el sistema eléctrico ibérico

Mirar las noticias con espíritu crítico es el primer paso para no ser rehenes de la retórica política. La ingeniería no debe ser una ciencia oculta encerrada en los despachos: lo que ocurre en la red eléctrica decide el importe de la factura a final de mes y la seguridad básica de que la luz se encienda cuando pulsamos el interruptor.

La respuesta breve a la promesa del ministerio responsable —repetida el 2 de julio de 2026 por Maria da Graça Carvalho en Pontevedra, en la inauguración de la nueva interconexión Miño–Galicia (una línea aérea doble de 400 kV entre Beariz, Fontefría y Ponte de Lima, para una capacidad comercial mínima de 3000 MW en ambos sentidos)— es esta: es una media verdad presentada como solución incondicional. La ministra atribuyó a la nueva línea el efecto de «aumentar la estabilidad de la red» y de reducir la probabilidad de un apagón. Ahora bien, una línea nueva es excelente para el comercio y útil para la suficiencia del sistema, pero no sustituye la seguridad dinámica local de la red; y, a falta de esa seguridad, puede ser precisamente el camino por el que se propaga una perturbación de origen externo.

Hay que ser rigurosos, no obstante, con los hechos. El informe factual de ENTSO-E de 3 de octubre de 2025 concluyó que el apagón del 28 de abril se originó en España y que la red portuguesa mostró resiliencia hasta el colapso total del sistema ibérico. Por lo tanto, la atribución del Gobierno —«el problema estuvo en España»— quedó fundamentada, no refutada. La verdadera cuestión no es de hipocresía; es de coherencia técnica: ¿cómo puede la misma interconexión ser, en abril de 2025, el vector por el que un colapso español nos arrastra y, en 2026, el escudo que se nos vende? La respuesta es que la interconexión es bivalente —y que ninguna de las dos narrativas resuelve lo que de verdad asegura la estabilidad—. Es a esa «sala de máquinas» a la que vamos a bajar.

La autopista de los electrones — lo que el cable transporta (y lo que no sustituye)

La interconexión es, en efecto, un nuevo carril de circulación: alivia la congestión de la red y amplía el comercio en el MIBEL, el Mercado Ibérico de la Electricidad. Pero aquí hay que hacer una corrección física ineludible, so pena de que el argumento se derrumbe ante cualquier operador de sistema.

Una interconexión en corriente alterna síncrona —que es el caso ibérico— no transporta solo flujos financieros; transporta par sincronizante. Portugal y España operan en la misma zona síncrona de Europa continental y hoy están acopladas por varias líneas de muy alta tensión, gestionadas técnicamente casi como una sola red, con flujos de energía muy significativos entre ambas. En esa condición, la inercia es compartida y la potencia de cortocircuito en la frontera aumenta. Atar un sistema pequeño a un pool síncrono mucho mayor tiende, en la inmensa mayoría de las contingencias, a reforzar la estabilidad de frecuencia y angular, no a degradarla.

¿Dónde falla entonces la promesa política? No en que el nuevo carril «no sirva para la seguridad». Falla en que una autopista más ancha no salva una vía cuyo firme cede a la vez en todo el corredor. Si ambas redes comparten el mismo déficit estructural —demasiada electrónica de potencia sin capacidad formadora de red (grid-forming) y escasez de control de tensión y de potencia reactiva—, ensanchar el cable no corrige el déficit: lo propaga.

La interconexión mejora el comercio y la suficiencia; no sustituye la seguridad dinámica local (inercia, potencia reactiva, corriente de defecto) ni el plan de defensa que impide que un accidente en un carril se vierta sobre el nuestro. Ese plan —deslastre automático de cargas y esquemas de separación controlada/funcionamiento en isla— está codificado en el Reglamento (UE) 2017/2196 (código de red sobre emergencia y reposición) y en el Reglamento (UE) 2017/1485 (directriz sobre la gestión de la red de transporte, System Operation Guideline).

Acoplamiento rígido — no es la cuerda, es el casco

La imagen de la pequeña embarcación amarrada al buque de carga sigue siendo válida, pero con el vector físico corregido: en condiciones normales, es precisamente la masa del buque la que estabiliza la embarcación pequeña —su inercia amortigua el balanceo de la menor—. El escenario letal no es la cuerda; es que ambos cascos tengan la misma vía de agua sin reparar por debajo de la línea de flotación. En el sistema eléctrico, esa vía común tiene un nombre técnico: colapso de tensión por insuficiencia de potencia reactiva, agravado por la sustitución de máquinas síncronas por convertidores sin apoyo dinámico. En Teoría de Sistemas, el riesgo no es el acoplamiento en sí; es el fallo de modo común.

Y he aquí el ejemplo que no necesita metáfora, porque ocurrió y está documentado. El colapso ibérico del 28 de abril de 2025 se desencadenó por desconexiones en cascada de centrales solares, eólicas y termosolares en España —más de 2,5 GW de generación perdidos en menos de un minuto—, muchas de las cuales absorbían potencia reactiva esencial para el control de tensión, lo que provocó una subida rápida de la tensión y desequilibrios de frecuencia que culminaron en la pérdida de sincronismo de la Península con el sistema continental. La causa más probable establecida por ENTSO-E fue una secuencia de subidas de tensión en cascada, un fenómeno sin precedentes en la red europea.

Fíjese en la doble lección:

• La cuerda (la interconexión) fue el camino por el que se propagó el hundimiento: Portugal poco podía hacer ante un suceso de esa magnitud, al operar casi como una sola red con España;
• Pero también fueron las interconexiones las que permitieron reflotar la embarcación: la reposición se apoyó en la creación de islas eléctricas con centrales de arranque autónomo y en el apoyo de las interconexiones con Francia y Marruecos.

La interconexión es, por tanto, bivalente: vector de contagio y medio de reposición. Presentarla como un pasivo puro es tan insostenible como venderla como un escudo puro. Lo que cierra los mamparos a tiempo no es la ausencia de cuerda: es el esquema de separación automática previsto en el plan de defensa. En la madrugada del 28 de abril, el mamparo acabó por cerrarse —la Península se separó de Europa continental—, pero solo cuando la inundación ya era general.

El escudo real — frecuencia y tensión

Una precisión que refuerza la tesis, en lugar de debilitarla: el escudo no es solo la inercia síncrona. El suceso de 2025 fue primordialmente de tensión/potencia reactiva, no de frecuencia; por eso la defensa tiene que ser bidimensional:

Ambos ejes —frecuencia y tensión— pueden aportarlos las máquinas síncronas y los compensadores síncronos o, cada vez más, los convertidores formadores de red (grid-forming). Este es el fundamento regulatorio de la Lei REI (la «Ley REI», Ley de Responsabilidad Energética Integral) que propongo: en noviembre de 2025, ENTSO-E publicó el informe técnico de la Fase II sobre los requisitos grid forming, en el marco de la revisión del código de red NC RfG 2.0, que introduce requisitos de capacidad formadora de red para módulos no síncronos y de almacenamiento. Dicho de otro modo: el principio de obligar a quien inyecta energía inestable a instalar sus propios amortiguadores está dejando de ser una propuesta ética para convertirse en una norma europea.

Reflexión práctica — las tres fronteras de la evaluación

Para proteger de verdad a la sociedad, hay que abandonar la retórica del electrón fácil. Juzgar una política energética por el precio momentáneo de la energía en una pantalla de negociación es confundir una de las tres fronteras del problema con su totalidad. Una decisión de infraestructura solo es sólida cuando responde, por separado, a tres preguntas ortogonales:

1. Frontera económica: ¿cuánto cuesta, incluida la integración? El Levelized Cost of Energy (LCOE) de la central ignora el coste de integrar la generación variable en el sistema. El concepto de System LCOE, formalizado por Ueckerdt, Hirth, Luderer y Edenhofer (2013), añade al coste de generación tres componentes de integración: costes de perfil (la capacidad gestionable necesaria para seguir la carga residual), costes de balance (la desviación entre la producción prevista y la real) y costes de red (refuerzo y ampliación de la infraestructura). El resultado es conocido e incómodo: para cuotas altas de eólica y solar (por encima del ~20–40 %), los costes de integración pueden alcanzar el mismo orden de magnitud que los de generación, sobre todo por los costes de perfil. Obsérvese, de paso, en qué se apoya el propio argumento económico de la interconexión Miño–Galicia: según estudios citados por REN en el marco del plan europeo de desarrollo de la red, el proyecto podrá reducir los costes variables de producción entre 4 y 29 millones de euros al año en 2030. Es un beneficio real, pero expresado en euros de coste de producción, es decir, situado en esta frontera económica, no en la de la estabilidad. La justificación técnica del proyecto no descansa, por tanto, en el argumento con el que se vende al público.

2. Frontera de suficiencia: ¿hay energía suficiente, y cuando hace falta? Aquí se evalúan indicadores como la Loss of Load Expectation (LOLE, expectativa de pérdida de carga) y la Expected Energy Not Served (EENS, energía no suministrada esperada), en el marco de la evaluación europea de la cobertura de recursos (ERAA) prevista en el Reglamento (UE) 2019/943. Es en esta frontera donde la interconexión contribuye de verdad: la capacidad de importación cuenta para la suficiencia. Pero cuenta con una salvedad decisiva: en un suceso sistémico, el vecino está igualmente en dificultades y la interfaz puede abrirse. La suficiencia por importación es condicional; no es firme.

3. Frontera de estabilidad: ¿aguanta la red el choque en el milisegundo? Es la frontera que el discurso político ignora y que el apagón de 2025 dejó al descubierto. Se mide en inercia y RoCoF (frecuencia) y en potencia reactiva y corriente de defecto (tensión). Es aquí donde la interconexión no sustituye la provisión local, y es aquí donde actúa la Lei REI.

La Lei de Responsabilidade Energética Integral (Ley de Responsabilidad Energética Integral, Lei REI) es el instrumento que internaliza la tercera frontera (y parte de los costes de red de la primera): obliga a los promotores a asumir el coste de sus propios medios de estabilización —capacidad grid-forming, almacenamiento, apoyo reactivo— cuando inyectan energía variable en la red, en lugar de socializarlo en la factura del consumidor. Lejos de frenar la transición, es su condición de seguridad: alinea el incentivo privado con la resiliencia colectiva, exactamente en la dirección que sigue la revisión del NC RfG.

A partir de hoy, siempre que oiga en el telediario que un cable ha derogado las leyes de la física, tendrá el marco necesario para separar las tres fronteras y reconocer la que se calla.

La resiliencia no se compra en una pantalla de negociación; se construye con hormigón, matemática y Verticalidade (verticalidad).

Anexo — la disyuntiva por resolver, en recortes de prensa

Para la auditoría de las fuentes y del registro de declaraciones:

• El «escudo» (2 de julio de 2026): en la inauguración de la interconexión Miño–Galicia, en Pontevedra, la ministra de Medio Ambiente y Energía, Maria da Graça Carvalho, atribuyó a la nueva línea el efecto de «aumentar la estabilidad de la red» y de reducir la probabilidad de un apagón — RTP · Executive Digest.
• La tensión interna del discurso (mismo día): en la misma rueda de prensa, la ministra admitió que siguen siendo posibles apagones localizados ante la sobrecarga provocada por la ola de calor, lo que deja al descubierto la distancia entre la promesa de estabilidad y la realidad operativa.
• El origen en España (tras el apagón de 2025): «el problema estuvo en España», una posición confirmada después por el informe factual de ENTSO-E.
• Operación reforzada (desde abril de 2025): ambos operadores pasaron a explotar sus redes en modo de operación reforzada, con medios adicionales de control de tensión y de frecuencia.

La coherencia técnica exige decir lo que ninguna de las declaraciones dice: la interconexión es útil en la frontera de la suficiencia, pero no sustituye la seguridad dinámica local ni el plan de defensa. Vender el cable como escudo es presentar una de las tres fronteras como si fuera la única.

Nota metodológica

Qué es esta página. Una traducción del artículo que el autor publicó en LinkedIn el 2 de julio de 2026; la versión íntegra en portugués está en este sitio. El MIBEL es el Mercado Ibérico de la Electricidad; REN es el operador de la red de transporte portuguesa; ENTSO-E es la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad.

Los conceptos del autor. La Lei REI (Lei de Responsabilidade Energética Integral, Ley de Responsabilidad Energética Integral) es una propuesta del autor, y Verticalidade (verticalidad) es un concepto de su libro A Fundação da Verticalidade: Da Engenharia da Soberania à Construção do Futuro. Ambos mantienen su nombre portugués, con traducción entre paréntesis.

Tabla 1. En el original la tabla no tiene número ni título, y en la página portuguesa de este sitio sus celdas aparecieron pegadas en una sola línea de texto (un error de la importación desde LinkedIn). Aquí se redibuja como Tabla 1, con exactamente las mismas tres filas y cuatro columnas; el título solo repite los nombres de las columnas. No se modificó ningún valor.

Cambios de forma, no de contenido. Se suprimieron los símbolos decorativos (emoji) y las líneas separadoras horizontales de la versión de LinkedIn. Los títulos de las fuentes quedan en su idioma original; solo se traducen las notas sobre cada fuente. Los enlaces a las fuentes son los del original.

Referencias

1. ENTSO-E — 28 April 2025 Iberian Blackout (relatório factual e painel de peritos) — Fuente primaria sobre el apagón: identifica la sobretensión en cascada, las desconexiones de renovables en España (>2,5 GW en menos de un minuto) y la pérdida de sincronismo de la Península. Base fáctica central de este artículo.
2. Regulamento (UE) 2017/1485 — System Operation Guideline (SO GL) — Establece la explotación segura del sistema interconectado, el análisis de contingencias (N-1) y el concepto de plan de defensa del sistema. Enmarca la explotación en «estado reforzado» adoptada tras el apagón.
3. Regulamento (UE) 2017/2196 — Código de Rede de Emergência e Restauro (NC ER) — Define el plan de defensa (deslastre automático por frecuencia y por tensión) y el plan de reposición. Es el instrumento que materializa los «mamparos» de la analogía: la separación controlada que impide que una perturbación se propague.
4. Regulamento (UE) 2016/631 — Requisitos para Geradores (NC RfG) — Requisitos de conexión por tipo A–D, incluida la capacidad de soportar huecos de tensión y los rangos de frecuencia y tensión. Base legal existente con la que se articula la Lei REI.
5. ENTSO-E — Phase II Technical Report on Grid Forming Requirements (nov. 2025) e revisão NC RfG 2.0 — Introducción de requisitos de capacidad formadora de red (grid-forming) para módulos no síncronos y almacenamiento. Ancla la Lei REI en la regulación: internalizar el apoyo dinámico se está convirtiendo en obligación europea.
6. ENTSO-E — High Penetration of Power Electronic Interfaced Power Sources and the Potential Contribution of Grid Forming Converters (HPoPEIPS, 2017) — Informe técnico de referencia: identifica como retos la reducción de la inercia y de la potencia de cortocircuito, la separación del sistema y la estabilidad de tensión, y las capacidades que debe aportar el grid-forming (creación de tensión, corriente de defecto, contribución inercial).
7. Regulamento (UE) 2019/943 — Mercado Interno da Eletricidade — Base de la suficiencia (evaluación europea de la cobertura de recursos, ERAA), del redespacho y de la limitación de producción. Sostiene el argumento de que la interconexión contribuye a la suficiencia, pero no la hace firme.
8. Ueckerdt, F., Hirth, L., Luderer, G. & Edenhofer, O. (2013). System LCOE: What are the costs of variable renewables? Energy, 63, 61–75 — Fuente definidora del concepto de System LCOE (preimpresión: pik-potsdam.de). Formaliza matemáticamente los costes de integración en tres componentes —perfil, balance y red— y muestra que, con cuotas altas, pueden igualar a los de generación.
9. Declaração da Ministra do Ambiente e Energia, Maria da Graça Carvalho (Pontevedra, 2 de julho de 2026) — RTP — Registro de la declaración que motivó el artículo (también Executive Digest / SAPO · Observador (inauguración)). La pieza de Observador documenta las especificaciones del proyecto (línea aérea doble de 400 kV, 3000 MW, ~90 km, de ellos 72 en Portugal) y la estimación de REN de una reducción de los costes variables de producción de entre 4 y 29 millones de euros al año en 2030.

Gaspar do Amaral · Original en portugués del 2 de julio de 2026, publicado en este sitio; traducción emitida el 29 de octubre de 2026 · Figuras y tablas © Aprecisa.com · Con ayuda de IA