En la mañana del 28 de abril de 2025 se ha producido un hecho sin precedentes recientes en la península: un cero eléctrico nacional. Red Eléctrica confirmó que España sufrió “una situación de cero eléctrico nacional”, es decir, un apagón simultáneo en toda la red peninsular (afectó también a Portugal e incluso brevemente a zonas de Francia).
La respuesta de las autoridades fue inmediata. A mediodía REE informó de que había activado “los planes de reposición del suministro eléctrico” con carácter urgente. En la práctica, esto significó encender centrales de arranque rápido y comenzar el procedimiento de arranque negro: alimentar primero varias plantas pequeñas para ir levantando la tensión en la red de forma progresiva. La recuperación fue rápida gracias a la coordinación: esa misma madrugada se restableció casi todo el suministro. A las 7:00 del 29 de abril estaba ya repuesta el 99,95% de la demanda (unos 25.794 MW).
El indispensable equilibrio entre oferta y demanda: así se fabrica la electricidad
La electricidad se transporta a voltajes elevados para minimizar pérdidas durante su recorrido desde las centrales hasta los consumidores. Mantener una frecuencia constante de 50 Hz es crucial. Detectar un cambio en la velocidad es responsabilidad de centrales como las hidroeléctricas, extremadamente flexibles en su producción y que se encargan de regular el pico final de la demanda.
Ese es precisamente el trabajo de Red Eléctrica Española (REE). Estudia la demanda y se encarga de arrancar y parar centrales en función de la previsión histórica de las curvas de demanda. Ajusta la generación en décimas de segundo. Durante las horas pico, se activan centrales más pequeñas y flexibles. Por la noche, cuando la demanda disminuye, las centrales hidroeléctricas bombean agua a embalses superiores para almacenar energía, la cual se libera de día mediante turbinas.
Las redes eléctricas están interconectadas para evitar colapsos. Si una central falla, otras asumen su carga. La coordinación entre países es esencial: en primavera, regiones con excedentes eléctricos generados por las renovables venden energía a zonas dependientes de combustibles fósiles; en verano, el intercambio se invierte. Si bien este es el funcionamiento habitual, el sistema funciona con curvas diarias de demanda y producción que son el alma de REE.
Así es el sistema eléctrico español
El sistema eléctrico gestionado por REE es extremadamente complejo y lleva muchos años funcionando, ya con energía renovables plenamente incorporadas. La generación nacional mezcla fuentes limpias y tradicionales: centrales nucleares, parques eólicos y solares, y plantas hidroeléctricas y de gas. De hecho, más del 50% de la electricidad peninsular ya proviene de renovables.
Esa energía fluye por una extensa red de alta tensión (líneas de 400 kV) hasta llegar a hogares y empresas. El propio diseño del sistema sigue criterios de redundancia (“N-1”): si falla una línea o una central, otras asumen inmediatamente la carga, y hay generadores de reserva listos para arrancar. Además existen protocolos de emergencia que incluyen la puesta en marcha de grupos extra en segundos y cortes de carga controlados para estabilizar la red en casos críticos.
Interconexiones con el exterior y mecanismos de respaldo
La red española está conectada a los sistemas vecinos a través de varias interconexiones internacionales. Con Francia existen líneas de alta tensión por los Pirineos, y se trabaja en un gran cable submarino por el Golfo de Vizcaya que elevará esa capacidad de 2.800 a 5.000 MW. Este proyecto es clave para que España deje de ser una isla energética.
Con Portugal hay enlaces terrestres que también se refuerzan: la nueva línea Galicia–Norte de Portugal añadirá unos 1.000 MW, hasta unos 4.200 MW de capacidad de intercambio de España a Portugal y 3.500 MW en sentido inverso. Estas conexiones permiten importar y exportar electricidad según la demanda y la disponibilidad (por ejemplo, enviar excedentes eólicos a Francia o traer potencia en picos de consumo), lo que mejora la estabilidad del sistema.
En cambio, la conexión con Marruecos existe sólo vía las ciudades autónomas de Ceuta y Melilla para su suministro local, sin un enlace directo de la península con el sistema marroquí. En conjunto, la península ibérica sigue siendo una “isla energética” relativa: hoy sólo alrededor del 2,8% de la capacidad instalada está interconectada con Europa, muy lejos del 15% que marca la UE como objetivo para 2030. Por ello, las nuevas interconexiones con Portugal y Francia son consideradas esenciales para asegurar el suministro futuro.
Para evitar apagones, se activa una batería de medidas de protección y respaldo. Además del diseño redundante, se mantienen reservas de potencia: algunas plantas (como gas o hidroeléctricas de bombeo) están disponibles en espera para reaccionar rápido si sube la demanda.
También existen planes de emergencia (“planes de reposición” en la terminología oficial) coordinados por REE En ellos se definen qué centrales deben arrancar primero, cómo aislar fallos locales y cómo restablecer la tensión en caso de caída masiva. Por ejemplo, si falla una subestación se distribuye la carga por otras líneas, y en último recurso se puede interrumpir el suministro en zonas menos críticas para proteger el conjunto. Todo esto mantiene el sistema en marcha casi siempre; un apagón total era hasta ahora excepcional.
¿Qué pasó el 28 de abril para llegar al “cero energético”?
Todo lo que pasó, pasó en muy poco tiempo. Pero cinco segundos en electricidad son un mundo. Pasan muchas cosas durante este tiempo y el trabajo que hay detrás para que no pase nada irregular es espectacular y, hay que reconocerlo, es fruto del buen trabajo de REE.
Un cero energético se produce cuando se rompe súbitamente el equilibrio entre la generación y la demanda de electricidad, de modo que la red “cae a cero” tensión. En ese instante, los sistemas de protección desconectan automáticamente líneas y centrales para evitar daños mayores, dejando sin sincronismo a todos los generadores conectados a la frecuencia común (50 Hz). Es decir, el sistema detecta ese desequilibrio cuando hay una variación, por mínima que sea, en la frecuencia. REE investiga ahora la razón por la que ese desequilibrio se volvió incontrolable hasta tal punto de que ninguna central pudo restablecerla.
Esta es la secuencia que llevó a España al cero energético:
- 12:32 h: En el corredor Aragón–Cataluña, en el que se genera buena parte de la electricidad limpia y que conecta el noreste con el resto de España y con Francia a través de un único punto de intercambio, registra una oscilación anómala de potencia con subidas y bajadas violentas en cuestión de segundos, que hace saltar relés de protección y aísla la línea de Francia
- Como consecuencia, se pierden 15 GW de generación en 5 segundos, lo que representa un 60% del consumo, y la desconexión de la interconexión internacional, lo que deja a la península sin apoyo exterior justo cuando más lo necesitaba.
- Se colapsa el sistema al caer la frecuencia por debajo de 50 Hz. Los parques eólicos y las centrales solares se desconectan automáticamente; las plantas de ciclo combinado y nucleares se auto protegen. La red muestra 0 MW sincronizados ante la imposibilidad de mantener la tensión común.
Esta oscilación de potencia podría originarse por diferentes factores clave. Por la protección automática de equipos ya que si un relé o transformador en la red principal detecta niveles de corriente o voltaje fuera de los parámetros normales (ya sea por exceso o defecto), se desconecta para evitar daños. Esto se conoce como "apertura" del dispositivo: interrumpe el flujo eléctrico como medida de seguridad.
También puede ser debido a la interferencia en energías renovables ya que una alta concentración de fuentes como solar y eólica en una zona puede generar resonancias. Los inversores, encargados de sincronizar la corriente, pueden amplificar mutuamente alteraciones menores (causadas por cambios climáticos o fallos técnicos), creando oscilaciones generalizadas en la red.
Sea como sea, la desconexión de la interconexión con Francia que provocó dejó a la Península sin apoyo externo durante el pico de inestabilidad. La frecuencia de la red, que debe mantenerse en 50 Hz para funcionar correctamente (similar al ritmo cardíaco en un organismo), comenzó a descender. Al detectarse, los sistemas de protección se activaron: se desconectaron parques solares y eólicos (sensibles a cambios de frecuencia) en segundos, eliminando 15 GW de potencia (60% de la generación total). Aunque no todas las centrales se apagaron físicamente, la falta de sincronización con los 50 Hz dejó la red inservible, reflejando en los monitores de REE un colapso total ("0 MW"). Fue, en la práctica, un apagón nacional.
Arranque en negro y primera fase de recuperación
Para reactivar una red “muerta” es imprescindible el arranque en negro, un protocolo de REE que permite a ciertas centrales, principalmente los saltos hidroeléctricos, arrancar sin suministro externo, extendiendo luego la energización hacia el resto del sistema.
Este proceso es lento y delicado, pues hay que aislar tensiones, sincronizar frecuencias y equilibrar cargas progresivamente; puede prolongarse varias horas.
En paralelo, las grandes compañías energéticas (Endesa, Iberdrola, Naturgy…) colaboraron con REE activando grupos de ciclo combinado y apoyándose en conexiones con Marruecos, mientras la interconexión franco-española operativa desde el sur y el norte de la península facilitaba el restablecimiento en zonas limítrofes.
¿Qué explicación debemos esperar de REE?
A pesar de que queramos saber lo que pasó de un día para otro, el proceso de investigación llevará más tiempo. El operador deberá estudiar todos los registros de los que dispone para saber por qué un sistema que lleva funcionando sin fallos durante tanto tiempo esta vez no ha funcionado. Probablemente, como ocurre en todos los accidentes, concurren diferentes circunstancias que unidas han llevado al caos total.
Esa es la explicación que debemos esperar de REE y que no se dará ni hoy ni mañana. Cuando se sepa, será el momento de encontrar a los responsables, dirimir las vulnerabilidades del sistema y actuar en consecuencia, solventándolas para que no vuelvan a producirse.
Entre las causas que puede ser las responsables de este hecho hay algunas que no pasan, por ahora, de ser meras especulaciones y que se enumeran aquí como hipótesis, no como realidades.
- Baja interconexión: con solo el 2,8% de capacidad de intercambio, España es el país de la UE con menor conexión paneuropea, cuando el mínimo recomendado es el 10% y el objetivo para 2030 llega al 15%. Una actuación en este campo sería acelerar las interconexiones con Francia y Portugal, especialmente el cable del Golfo de Vizcaya (5.000 MW) y nuevos enlaces por Navarra y el Cantábrico.
- Dependencia de renovables intermitentes: eólica y solar, que ofrecen más del 50% de la producción, se desconectan al primer desajuste significativo de frecuencia, incrementando el riesgo de desencadenar un cero energético. Se estudia acompañarlas con el desarrollo de sistemas almacenamiento (baterías, hidrógeno) para estabilizar picos y reducir vertidos masivos.
- Escasa inercia física: la sustitución de centrales de gran masa giratoria por fuentes variables reduce la capacidad de amortiguar perturbaciones instantáneas. La solución sería incrementar reservas físicas e inercia mediante centrales con capacidad de arranque rápido y mayor flexibilidad.