El apagón eléctrico que dejó sin luz a España y Portugal el 28 de abril de 2025 no fue un simple fallo puntual, sino el síntoma más evidente de que el sistema eléctrico ibérico arrastraba debilidades de fondo. Lo que empezó como un problema muy localizado en el sur de España terminó, en cuestión de segundos, en el mayor colapso energético registrado en Europa en décadas.
Tras meses de análisis, un panel de 49 expertos europeos coordinados por ENTSO-E, la asociación que agrupa a los gestores de redes de transporte de electricidad en el continente, ha publicado su informe definitivo. La conclusión es clara: hubo una “tormenta perfecta” de factores técnicos, operativos y regulatorios que llevaron al sistema a un punto de no retorno, en el que ni siquiera unos planes de defensa correctamente activados pudieron frenar el cero eléctrico.
Un apagón sin precedentes en la Península Ibérica
El 28 de abril de 2025, a mediodía, el sistema eléctrico de España y Portugal colapsó por completo. En apenas unos segundos, la red ibérica perdió el sincronismo con la zona síncrona continental europea y millones de usuarios se quedaron sin suministro. Francia, interconectada con España, solo sufrió alteraciones menores, lo que pone de relieve que el epicentro del problema estuvo en la Península.
El informe sitúa el origen del incidente en un problema inicialmente local en el sur de España que “escaló muy rápidamente”, afectando primero a la red española y, de inmediato, al sistema portugués. A las 12:32 ya se apreciaban tensiones en niveles muy elevados; a las 12:33:23, las interconexiones con Francia se desconectaron y el sistema ibérico entró en apagón total.
Los expertos de ENTSO-E califican el evento como un apagón de magnitud inédita en Europa en las últimas dos décadas. No se trató de un fallo aislado ni de un único error humano, sino de una sucesión de oscilaciones, desconexiones automáticas y decisiones condicionadas por un marco técnico y normativo que no estaba preparado para gestionar una red con tanta generación renovable basada en electrónica de potencia.
En este contexto, el panel insiste en que no hay un único culpable identificable. El sistema, tal y como estaba configurado y regulado, permitió que un conjunto de factores relativamente conocidos en ingeniería eléctrica se combinaran hasta llevar la red a una situación límite de la que ya no era posible salir sin que se produjera el colapso.
Qué pasó minuto a minuto: de las oscilaciones al colapso
El documento de ENTSO-E detalla una secuencia compleja de eventos en la media hora previa al cero eléctrico. Entre las 12:03 y las 12:08 se registró una primera oscilación, asociada a inestabilidades vinculadas a equipos basados en inversores de potencia. Más tarde, entre las 12:19 y las 12:22, apareció una segunda oscilación de tipo inter-área, típica de los intercambios de energía entre grandes zonas del sistema europeo.
Estas oscilaciones eran una señal de “debilidad dinámica” del sistema: el comportamiento de la red se volvía muy sensible a pequeños cambios, y algunos generadores no contaban con estabilizadores de sistema de potencia (PSS) bien ajustados o ni siquiera instalados, lo que limitó la capacidad de amortiguar estas perturbaciones.
Ante esos indicios, el operador español, Red Eléctrica, adoptó medidas como reducir exportaciones a Francia y reconfigurar líneas internas. Sobre el papel, eran actuaciones razonables para contener las oscilaciones, pero una parte de esas decisiones contribuyó de forma indirecta a elevar aún más la tensión en determinados puntos de la red.
A partir de las 12:32 la situación se aceleró. Se registró un incremento generalizado de la tensión en múltiples nodos, mientras que una parte importante de la generación renovable reducía su producción o se desconectaba automáticamente. Según las estimaciones, se perdieron del orden de 500 MW de generación renovable, a los que se sumaron más de 200 MW de otras desconexiones, al tiempo que aumentaba la demanda neta por la caída de la generación distribuida.
En segundos, el sistema ibérico se encontró operando prácticamente en “modo isla” respecto al resto de Europa, con un delicado equilibrio entre generación y consumo. Ese equilibrio no se pudo mantener: la frecuencia comenzó a caer, la tensión siguió descontrolada y, finalmente, se produjo la desconexión de las interconexiones con Francia y el apagón total en España y Portugal.
Fallas en el control de tensión y en la potencia reactiva
Si hay un elemento que aparece de forma recurrente en el informe es la gestión deficiente de la tensión y de la potencia reactiva. La investigación concluye que el factor determinante del colapso fue la incapacidad del sistema para mantener la tensión dentro de márgenes seguros cuando se encadenaron las perturbaciones.
Por un lado, varios generadores convencionales síncronos, responsables teóricos de aportar soporte de tensión, no suministraron la potencia reactiva que se esperaba de ellos. El análisis muestra que, en horas críticas, algunas unidades no cumplieron ni el 75% de las solicitudes de reactiva del operador. El informe no entra a fondo en el porqué técnico concreto en cada central, pero sí enfatiza que la normativa no establecía incentivos ni penalizaciones claros por este incumplimiento.
Por otro, gran parte de la generación renovable funcionaba con factor de potencia fijo. Eso significa que su capacidad para modular el intercambio de potencia reactiva estaba amarrada a la potencia activa, de manera que apenas podían colaborar de forma dinámica en la regulación de la tensión. Además, el marco operativo no imponía límites estrictos a la velocidad de cambio de la potencia activa, algo que puede agravar los transitorios y su interacción con los sistemas de control de tensión.
El panel de ENTSO-E también llama la atención sobre ciertos equipos de compensación de la red, como reactancias en derivación, que requerían maniobras manuales. En una crisis que evoluciona en milisegundos, depender de decisiones humanas y actuaciones físicas sobre el terreno resulta, sencillamente, demasiado lento. Esa dependencia de actuaciones manuales es uno de los puntos que los expertos señalan como incompatible con la dinámica de un sistema tan complejo.
Las simulaciones realizadas por el grupo de trabajo indican que, con un mayor margen de potencia reactiva disponible y una regulación de tensión más robusta, el sistema habría tenido más probabilidades de aguantar sin llegar al colapso. Sin embargo, el diseño existente hacía que la red fuese extremadamente sensible a cualquier perturbación cuando se operaba cerca de sus límites.
Un marco regulatorio desfasado y poco exigente
Más allá de lo puramente técnico, el informe pone el foco en el papel del marco regulatorio español en el momento del incidente. Los expertos señalan que las reglas que regían la prestación del servicio de control de tensión eran incompletas: se definían requisitos básicos, pero no se contemplaban con claridad criterios dinámicos de respuesta ni regímenes sancionadores efectivos en caso de incumplimiento del soporte de potencia reactiva.
En la práctica, esto implicaba que el sistema no internalizaba el verdadero valor económico ni operativo de la potencia reactiva. Los generadores disponían de cierta libertad para no ajustar su comportamiento a lo que el sistema necesitaba en cada momento sin enfrentarse a consecuencias económicas relevantes, algo que el panel identifica como una debilidad estructural.
Otro aspecto criticado es el amplio rango de tensiones admisibles en la red de 400 kV en España, más laxo que el de otros países europeos. Esta flexibilidad permitía operar el sistema con tensiones relativamente elevadas durante periodos prolongados, reduciendo los márgenes de maniobra ante episodios de sobretensión. Cuando se produjo la escalada de eventos, ese estrecho margen entre operación “normal” y disparo automático de protecciones dejó muy poco espacio para la corrección.
El informe también subraya la ausencia de incentivos y sanciones claros vinculados al comportamiento dinámico de las centrales convencionales. Se exigía cumplir ciertos requisitos estáticos, pero no se establecían tiempos máximos de respuesta ni penalizaciones por no actuar con rapidez suficiente en momentos críticos. Tras el apagón, la Secretaría de Estado de Energía ha puesto en marcha un régimen sancionador específico y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha elaborado propuestas para reforzar estos requisitos.
Para los expertos, el incidente demuestra que el diseño regulatorio no se había adaptado al nuevo escenario de transición energética: un sistema con alta penetración de renovables y electrónica de potencia requiere reglas más detalladas, mecanismos económicos alineados con la seguridad de suministro y exigencias claras de comportamiento dinámico para todos los agentes.
Renovables, autoconsumo y recursos distribuidos: parte del problema, parte de la solución
El apagón ibérico ha reavivado el debate sobre el papel de las energías renovables en la estabilidad del sistema. El informe de ENTSO-E matiza esta discusión: las tecnologías limpias no son la causa única del colapso, pero su comportamiento en el contexto actual contribuyó a agravar la situación.
En primer lugar, la alta penetración de generación renovable basada en inversores hizo que la red fuera más sensible a ciertos fenómenos dinámicos. La inestabilidad forzada observada en una de las oscilaciones previas está vinculada precisamente a sistemas de conversión electrónica, lo que revela la necesidad de un diseño y coordinación más cuidadosos de estos equipos.
En segundo lugar, muchas plantas renovables estaban configuradas para desconectarse automáticamente ante determinadas condiciones de sobretensión, y lo hicieron incluso antes de alcanzar los límites permitidos en los puntos de conexión. Esa desconexión masiva de generación en un momento tan delicado aumentó la demanda neta que el resto del sistema debía cubrir, acelerando el deterioro de la estabilidad.
El informe también dedica un apartado relevante al autoconsumo y a la generación de pequeña potencia conectada a redes de distribución. Un número significativo de instalaciones fotovoltaicas de menos de 1 MW se desconectó como reacción a la sobretensión, lo que desencadenó un efecto dominó: al desaparecer de golpe parte de la generación distribuida, la carga aparente que veía el sistema aumentó, lo que complicó todavía más la tarea de los operadores.
En términos de control global, los expertos concluyen que la contribución efectiva de estos pequeños generadores a la regulación de tensión fue limitada y poco coordinada con las necesidades del sistema. Además, la falta de visibilidad y capacidad de gestión sobre estos recursos durante el proceso de reposición del suministro dificultó arrancar determinadas áreas y mantenerlas estables.
Red Eléctrica, operadores europeos y reparto de responsabilidades
Una de las cuestiones más delicadas del informe es hasta qué punto Red Eléctrica y el resto de agentes españoles son responsables del evento. La investigación de ENTSO-E reconoce deficiencias importantes en la operación y supervisión de la red, pero evita señalar un único culpable y resalta la naturaleza sistémica del problema.
En el caso de Red Eléctrica, los expertos señalan que la conexión y desconexión de elementos críticos para el control de tensión se realizaba de forma manual. Esta forma de operación introduce retrasos inevitables en la toma de decisiones y en la ejecución de las acciones necesarias, un handicap grave cuando el sistema entra en una fase de oscilaciones rápidas y eventos encadenados.
Además, el estudio destaca que no existía una supervisión en tiempo real suficientemente detallada de la potencia reactiva aportada por las centrales. El operador necesitaba esa información para evaluar el riesgo cuando la tensión se acercaba a niveles peligrosos, pero la falta de monitorización fina impidió anticipar el punto crítico.
Red Eléctrica, por su parte, ha defendido en un comunicado que el informe ratifica su propio análisis interno, publicado en junio del año del incidente, y sostiene que cumplió la normativa antes, durante y después del apagón. Según la compañía, los factores que desencadenaron el cero eléctrico fueron múltiples y no atribuibles exclusivamente a su actuación.
El panel de ENTSO-E coincide en que la responsabilidad es compartida entre operadores de transporte, distribuidores, grandes generadores y reguladores. En su visión, el incidente es la manifestación de un problema estructural en la provisión y el control de servicios auxiliares —especialmente la regulación de tensión— en un entorno donde la generación basada en convertidores gana peso rápidamente.
Huecos de información: el problema de los datos perdidos
Un aspecto llamativo del trabajo de los expertos es la dificultad para acceder a todos los datos necesarios para reconstruir con precisión el incidente. El informe dedica un apartado específico a las limitaciones que ha supuesto la ausencia de ciertos registros, especialmente en el caso de España.
Los investigadores explican que no pudieron obtener información completa sobre algunas desconexiones de generación previas al apagón. Propietarios de instalaciones alegaron que los registros se perdieron como consecuencia de las propias desconexiones, lo que dejó sin documentar eventos que podrían resultar relevantes para entender el origen exacto de algunos disparos.
Un ejemplo significativo es la pérdida de unos 725 MW de generación fotovoltaica y termosolar conectada a dos subestaciones de 400 kV en la zona de Badajoz. La falta de registros detallados sobre estas caídas parciales complica el análisis fino de la secuencia de fallos y del comportamiento de ciertos equipos.
Para tratar de completar la foto, el panel de ENTSO-E y los operadores implicados intercambiaron más de 240 correos electrónicos y cartas entre finales de mayo de 2025 y febrero de 2026, además de organizar reuniones con distribuidores, generadores y otros actores afectados. Aun así, los expertos reconocen que algunos huecos de información no se han podido cubrir.
Por contraste, el informe resalta que en Portugal y Francia los operadores de transporte entregaron los datos solicitados de forma más rápida y completa. Esta diferencia ha llevado al panel a insistir en la necesidad de reforzar las obligaciones de registro, conservación y puesta a disposición de información crítica para la investigación de incidentes graves.
Un sistema llevado al límite: “punto de no retorno” y reposición del servicio
De la lectura detallada del informe se desprende que, aunque los planes de defensa del sistema se activaron de forma correcta, el sistema ya se encontraba en una condición tan extrema que, una vez desencadenada la cascada de eventos, el colapso total era prácticamente inevitable. Los expertos hablan de un auténtico “punto de no retorno”.
La secuencia de desconexiones por sobretensión, la pérdida de generación renovable y distribuida, las oscilaciones mal amortiguadas y la insuficiente potencia reactiva disponible fueron empujando progresivamente al sistema hacia un estado inestable del que ya no se podía salir con los mecanismos de protección existentes.
Pese a ello, el panel valora de forma positiva el proceso de reposición del suministro. En Portugal, el restablecimiento se completó en unas 12 horas; en España, en torno a 16 horas. Los expertos destacan que se siguieron procedimientos de reposición exhaustivos, se aplicaron estrategias de contingencia bien definidas y se contó con el compromiso activo de operadores, generadores y demás agentes.
Ahora bien, durante esa fase también se identificaron problemas operativos relevantes. Entre ellos, la dificultad para arrancar determinadas unidades de generación y la complejidad de mantener estables algunas zonas concretas de la red. Una de las causas señaladas es la escasa información disponible sobre el estado y el comportamiento de los generadores conectados a las redes de distribución, un segmento cada vez más importante del mix eléctrico.
En conjunto, el informe insiste en que este apagón demuestra que, en un sistema tan interconectado y con tanta generación distribuida, incidentes locales pueden tener consecuencias a escala regional en cuestión de segundos si los márgenes de seguridad se han ido estrechando con el tiempo.
Lecciones para el futuro: coordinación, monitorización y nuevas reglas
Ante un evento de esta envergadura, los expertos de ENTSO-E se han centrado menos en repartir culpas y más en extraer aprendizajes prácticos. El informe final incluye 22 recomendaciones, agrupadas en bloques como control de tensión, gestión de oscilaciones, criterios de desconexión, planes de contingencia y procedimientos de restablecimiento.
Una de las ideas que más se repite es la necesidad de reforzar la coordinación entre todos los actores del sistema eléctrico: operadores de transporte, distribuidores, grandes generadores, usuarios significativos de la red y responsables regulatorios. La gestión de eventos complejos exige que la información fluya en tiempo real y que se sepan de antemano los roles de cada agente en situaciones de estrés.
Otra línea de trabajo clave pasa por mejorar la monitorización del comportamiento del sistema en tiempo real, en particular en lo que respecta a la potencia reactiva, el estado de los equipos de control de tensión y la respuesta de la generación distribuida. Sin una imagen completa y actualizada de lo que ocurre en la red, detectar a tiempo los riesgos de inestabilidad resulta muy complicado.
El panel también insiste en que los marcos regulatorios deben actualizarse para acompañar la transformación del sistema eléctrico. Esto incluye desde revisar los procedimientos de operación —como el P.O. 7.4 en España, relativo a la regulación de tensión— hasta establecer requisitos más estrictos de comportamiento dinámico para renovables y recursos distribuidos, incluyendo su participación activa en servicios de soporte de tensión.
Según los responsables de ENTSO-E, las medidas propuestas son tecnológicamente viables con las herramientas actuales. No se trata de inventar soluciones futuristas, sino de aplicar de forma coherente conocimientos ya asentados de ingeniería eléctrica a un entorno en el que la electrónica de potencia y la generación distribuida juegan un papel protagonista.
El gran apagón ibérico ha dejado al descubierto las costuras de un sistema eléctrico que avanzaba de lleno hacia la transición energética sin haber adaptado del todo sus reglas, sus herramientas de control ni su cultura operativa a un contexto dominado por la electrónica de potencia y los recursos distribuidos. La investigación de ENTSO-E describe un escenario en el que deficiencias técnicas, lagunas regulatorias, falta de datos y decisiones operativas condicionadas se combinaron hasta provocar un colapso histórico. De cómo se implementen ahora las recomendaciones —más coordinación, mejor monitorización, nuevas obligaciones para renovables y autoconsumo y un control de tensión mucho más exigente— dependerá que aquel 28 de abril de 2025 quede como un episodio aislado o como la primera señal de alerta de un modelo eléctrico que necesita ajustarse a la nueva realidad europea.
