El 8 de mayo, Redes Energéticas Nacionales (REN) anunció la reanudación parcial del intercambio eléctrico con España, fijando un límite de 1.000 MW hasta el 12 de mayo.  

La medida se aplicó tras la desconexión preventiva que tuvo lugar luego del apagón del 28 de abril, y fue adoptada como parte de una estrategia de recuperación paulatina y coordinada.

En aquel momento, Portugal consumía el 33% de su electricidad importada desde España, en un contexto donde el 20% de su demanda anual depende históricamente de esa interconexión. El corte tuvo un impacto directo e inmediato sobre los precios mayoristas en el mercado eléctrico portugués.

Efecto en los precios diarios: Portugal paga más

La interrupción del flujo energético provocó un fuerte contraste de precios entre ambos países. El 29 de abril, el precio medio diario en Portugal fue de 18,26 €/MWh, mientras que en España se ubicó en 18,5 €/MWh. Sin embargo, el 30 de abril, esa diferencia se amplió: Portugal pagó 20,54 €/MWh frente a los 31,83 €/MWh de España.

Tras el apagón y la suspensión de las importaciones, Portugal enfrentó de forma constante precios más altos en el mercado mayorista de electricidad. Entre el 1 y el 9 de mayo, el precio medio diario en Portugal fue de 32,03 €/MWh, más del doble que el promedio de 14,06 €/MWh registrado en España durante el mismo período.

Los datos reflejan una desvinculación sostenida en el mercado eléctrico ibérico, impulsada por la limitación preventiva de las importaciones desde España adoptada por Portugal. 

Aunque las variaciones no fueron drásticas todos los días, sí revelan el impacto que tiene la limitación de importaciones en la formación de precios. 

“Esto supone un encarecimiento del recibo, dado que se está usando mucho gas natural para estabilizar la red”, advierte Alejandro Díaz González, consultor de energías renovables y CEO de Energy Green Data, en diálogo con Energía Estratégica España.

Un corte sin precedentes en la península

Tal como lo explicó João Moura, Grid Connection Manager en Iberdrola, el apagón comenzó a las 11:33 horas del 28 de abril (hora de Lisboa) con un colapso total en Portugal continental y afectaciones también en España, Andorra y zonas del sur de Francia.

“Fue un evento grave y poco común: colapsaron infraestructuras esenciales como transporte, hospitales y comunicaciones”, remarca el especialista.

La causa más probable identificada por los operadores fue una desconexión repentina de 2 GW de generación en España, que provocó una caída brusca de frecuencia y activó protecciones automáticas en cascada. 

Según Moura, “la red intentó reaccionar, pero el desequilibrio fue tan grande que más centrales y cargas se desconectaron automáticamente”.

En Portugal, la recuperación fue progresiva. Las zonas del norte y centro comenzaron a recibir suministro hacia las 21:00, y Lisboa recuperó estabilidad recién en la madrugada. 

Se implementó el procedimiento de black start, reactivando las centrales desde cero y sincronizando gradualmente la red.

En su informe oficial del 5 de mayo, Red Eléctrica de España (REE) confirmó que el sistema registró tres eventos previos de pérdida de generación, aproximadamente 19, 5 y 3,5 segundos antes del apagón. 

Jorge Antonio González Sánchez, Director de Energía y Proyectos de Losan, precisa: “Lo que se vio fue una caída sucesiva de generación que el sistema no logró contener, algo que no ocurrió en otras ocasiones, como el 9 de enero, cuando sí se contuvo la pérdida de una central nuclear”.

El ejecutivo y analista también aclara que la interconexión entre España y Portugal permaneció técnicamente abierta en sentido Portugal–España, permitiendo exportaciones nocturnas de excedentes. 

“Lo que no se permitió fue la importación desde España, por decisión de REN, por la desconfianza en la estabilidad hasta que REE aclare el origen del evento”, manifiesta.

Hacia el futuro

“No podemos estar mucho tiempo con este modo de operación. Las señales al mercado no son buenas, especialmente para los inversores fotovoltaicos”, advierte González Sánchez. 

Las condiciones meteorológicas adversas —lluvias y nubes— limitaron la producción solar en esos días, lo que evitó una sobreoferta local, pero si el clima cambia, “podríamos tener excedentes que no tengan a quién venderse, especialmente con la interconexión restringida hacia Portugal”, alerta.

El evento dejó aprendizajes operativos y de mercado, pero aún se espera la conclusión de las auditorías en marcha tanto en España como en Portugal. 

Por el momento, el sistema eléctrico ibérico continúa operando con restricciones, en un entorno donde la coordinación regional sigue siendo clave para la eficiencia del sistema.