El panel de expertos de ENTSO-E ha puesto negro sobre blanco que el gran corte eléctrico de la Península Ibérica se produjo por una cascada de sobretensión y no por un supuesto exceso de energías renovables. El informe factual describe con detalle el estado del sistema, la secuencia de eventos y sus efectos, y deja claro que no se debió a un exceso de renovables.
En más de 260 páginas, el documento evita señalar culpables y precisa que el análisis exhaustivo de causas raíz llegará en el primer trimestre de 2026. Entre sus conclusiones provisionales figuran dos mensajes clave: no hubo indicios de ciberataque y la limitada interconexión internacional no fue determinante; el foco está en cómo se gestionó la tensión de la red.
Qué dice el informe técnico de ENTSO-E
La investigación subraya que no se detectaron problemas de inercia ese día, pero sí “relevantes dificultades para controlar la tensión”. En la franja crítica del mediodía, la generación estaba muy apoyada en renovables, pero el fallo no fue su cuota en el mix, sino la incapacidad del sistema para regular el voltaje dentro de márgenes seguros.
La secuencia comenzó a las 12:32 con pérdidas de unos 208 MW de solar y fotovoltaica en el norte y sur de España y con la desconexión de pequeños generadores (menos de 1 MW), sobre todo instalaciones en tejado, por protección. Sobre estas desconexiones distribuidas, el motivo sigue sin aclararse. En este contexto la fluctuación de la energía solar resultó relevante en la dinámica del episodio.
Instantes después se produjo una desconexión masiva en Granada, Badajoz, Sevilla, Segovia, Huelva y Cáceres, agregando alrededor de 2 GW para evitar daños por la sobretensión. El disparo de un transformador de 400/220 kV en Granada, activado por protección contra sobretensiones, fue uno de los eventos que desencadenaron la cascada. La cronología de aquella jornada está recogida en varios análisis, entre ellos el dedicado a la sala de control del 28 de abril.
El proceso continuó con la caída de otros 725 MW en Badajoz, seguida por la parada de parques eólicos en varias provincias (aprox. 930–950 MW). En total, en menos de 20 segundos se perdieron en torno a 2,5 GW de generación renovable, con causas en parte conocidas (sobretensión) y en parte todavía sin identificar. La elevada integración renovable plantea riesgos que ya han sido analizados en artículos sobre los riesgos de apagón por alta integración.
La desconexión de estas unidades no vino acompañada de la compensación adecuada de potencia reactiva, lo que elevó más la tensión mientras la frecuencia caía, activando esquemas automáticos de defensa que no evitaron el colapso. Es el primer gran apagón documentado por sobretensión en cascada en Europa. Las claves para mejorar el control de tensión aparecen en varios trabajos sobre estabilidad de la red.
Cronología y secuencia de los hechos
Fue un día típico de primavera en España, con sol y temperaturas suaves: la fotovoltaica se comportó de forma similar a jornadas previas y el viento, aunque variable, estuvo dentro de rangos habituales. Desde primera hora, España exportaba cerca de 5 GW y, según RTE, ya a las 9:00 se registraba cierta inestabilidad; el sistema español comenzó a mostrar mayor variabilidad de tensión. Desde Portugal se señaló la gestión de la red en España como factor relevante en la secuencia.
A las 12:03 el sistema “entró en estrés”, y los operadores respondieron con medidas puntuales: redujeron exportaciones con Francia, acoplaron líneas internas en el sur y cambiaron el modo de operación del enlace franco-español. Estas maniobras amortiguaron las oscilaciones, pero elevaron la tensión en el área ibérica. Las respuestas regulatorias posteriores tratan estos ajustes operativos.
A partir de las 12:32:00 se encadenaron disparos: primero los 208 MW ya citados y un incremento de carga neta por desconexión de pequeños generadores en distribución; a las 12:32:57 saltó el transformador que conectaba renovables en Granada por protección de 220 kV. Los siguientes segundos vieron pérdidas adicionales en Badajoz (725 MW solares/termosolares) y casi 1 GW eólico en varias provincias. El papel de la energía distribuida complicó el análisis de las desconexiones iniciales.
Con la tensión disparada, el sistema activó planes automáticos de defensa y se abrieron líneas de interconexión con Francia; la conexión con Marruecos también se interrumpió. Pese a ello, el colapso fue inevitable y el sistema ibérico perdió sincronismo en cuestión de segundos. Todo ello evidencia la necesidad de incrementar la resiliencia energética del sistema.
La restauración avanzó por etapas: Portugal recuperó la red de transporte hacia las 00:22 del día siguiente, y España lo hizo en torno a las 04:00. Investigar el impacto de los tejados solares y la generación distribuida está siendo complejo por la disponibilidad y calidad de los datos: ENTSO-E admite dificultades para recopilar información completa y homogénea.
Reacciones, responsabilidades y cambios normativos
El sector fotovoltaico, a través de UNEF, ha remarcado que el informe no culpa a las renovables y apunta a deficiencias en el control de tensión aquel día. Además, recordó que la normativa vigente entonces no permitía a las plantas renovables prestar estos servicios aunque técnicamente sí estaban preparadas, algo que ya ha cambiado. Algunos medios internacionales, como el Wall Street Journal, han planteado interpretaciones distintas sobre el papel renovable en el episodio.
Tras el incidente se actualizó el procedimiento operativo PO 7.4, habilitando la participación de renovables en el control de tensión. Este giro regulatorio, defendido desde hace años por el sector, debería traducirse en un sistema más robusto y fiable, con beneficios adicionales en costes y emisiones.
Desde Aelec, que agrupa a varias grandes eléctricas, se insiste en que el origen estuvo en un fallo en el control del sistema. También ha habido suspicacias sobre la imparcialidad de la investigación, aunque ENTSO-E aclara que su misión no es asignar responsabilidades y que el panel está formado por 45 expertos europeos, incluidos reguladores y operadores, con participación de la CNMC.
El presidente del comité de ENTSO-E, Damian Cortinas, subrayó que “el problema no es que hubiera renovables” sino asegurar capacidad de control de voltaje a nivel local, y descartó que ni el tamaño de las interconexiones ni un ciberataque fueran factores determinantes. La Comisión Europea, por su parte, ve en este episodio nuevos retos del sistema energético y trabaja en revisar el marco de seguridad.
Otras valoraciones apuntan matices: Redeia sostiene que la secuencia descrita coincide con sus conclusiones, mientras que en Portugal los sistemas de control de voltaje de centrales convencionales funcionaron como se esperaba. ENTSO-E mantiene abierta la investigación para aclarar pérdidas iniciales sin causa identificada y publicará el análisis final con recomendaciones en 2026.
Con lo ya conocido, el gran corte eléctrico se explica por un encadenamiento de sobrevoltajes y carencias en la regulación de tensión, no por una supuesta saturación renovable. El refuerzo de los mecanismos de control, la entrada de renovables en los servicios de tensión y la mejora de la calidad de datos serán claves para evitar episodios similares en el futuro.
