Casi un año después del mayor apagón eléctrico registrado en Europa en las últimas dos décadas, el panel de expertos designado por ENTSO-E ha hecho público su informe final.
El documento, de 470 páginas y marcado carácter técnico, concluye que el colapso del sistema eléctrico ibérico no obedeció a un único fallo, sino a la convergencia de múltiples factores que se desencadenaron de forma simultánea y acabaron retroalimentándose.
84 segundos y 2,5 GW perdidos
El episodio crítico se desarrolló en apenas 84 segundos. El 28 de abril de 2025, a las 12:32:00, el sistema eléctrico de la Península Ibérica comenzó a experimentar un incremento de tensión rápido y fuera de control. En ese breve intervalo de tiempo se acumularon más de 2,5 GW entre pérdidas de generación, reducciones abruptas de potencia y un aumento neto de la carga en redes de distribución.
A las 12:33:19 se inició la pérdida de sincronismo entre España y Portugal respecto al sistema eléctrico europeo. Segundos después, se produjo el apagón total.
El informe identifica el control de tensión como el problema central del incidente. En un sistema eléctrico, esta función depende en gran medida de la gestión de la potencia reactiva, encargada de mantener los niveles de tensión dentro de rangos seguros.
Cuando la tensión se eleva en exceso, es necesario disponer de recursos capaces de absorberla, como el ajuste del factor de potencia en las plantas de generación o la activación de reactancias.
En ausencia de una respuesta eficaz, la tensión continúa aumentando hasta que los sistemas de protección de las centrales comienzan a desconectarse automáticamente por sobretensión. Este fenómeno reduce aún más la capacidad del sistema para absorber potencia reactiva, generando un efecto en cascada que puede desembocar en el colapso, como finalmente ocurrió.
El análisis del día del apagón detecta tres fallos simultáneos en el mecanismo de control de tensión. En primer lugar, las plantas renovables operaban con un factor de potencia fijo, conforme a la normativa vigente en ese momento. Esto impedía que respondieran de forma dinámica a las variaciones de tensión, limitando su capacidad para contribuir a la estabilidad del sistema.
En segundo lugar, varias centrales convencionales no cumplían de manera constante con los requisitos de provisión de potencia reactiva. Según el informe, estas instalaciones alcanzaron su consigna en menos del 75 % de las muestras horarias analizadas, lo que evidencia desviaciones respecto a las expectativas del operador del sistema. Además, la regulación no contemplaba criterios de comportamiento dinámico ni penalizaciones económicas por incumplimiento.
El tercer elemento crítico fue la operación manual de las reactancias shunt, dispositivos diseñados para absorber potencia reactiva de forma inmediata. En el momento del incidente, solo el 32,5 % de la capacidad disponible en el sur de España estaba conectada, mientras que el resto dependía de la intervención humana. La rapidez con la que evolucionó la sobretensión superó la capacidad de reacción de los operadores.
A estos factores se sumaron dos elementos adicionales que contribuyeron a la inestabilidad del sistema. En los 30 minutos previos al apagón se registraron dos episodios de oscilaciones. El primero, entre las 12:03 y las 12:08, consistió en una oscilación forzada local de 0,63 Hz asociada a convertidores. El segundo, entre las 12:19 y las 12:22, fue una oscilación inter-área de 0,2 Hz en el eje Este-Centro-Oeste del sistema síncrono europeo. Aunque las medidas adoptadas lograron mitigar esta última, tuvieron como efecto colateral un aumento de la tensión en el sistema ibérico.
El informe también señala que en una parte significativa de las plantas de generación los umbrales de desconexión por sobretensión estaban configurados por debajo de los límites normativos o no alineados con las necesidades reales del sistema. Esto provocó que numerosas instalaciones se desconectaran antes de lo necesario cuando la tensión comenzó a elevarse.
El sistema se defendió, pero no tenía herramientas
Los mecanismos automáticos de defensa, como el deslastre de carga, se activaron según lo previsto. Sin embargo, no lograron frenar el proceso. La sucesión de desconexiones se produjo a tal velocidad que el sistema alcanzó un punto de no retorno.
Las simulaciones realizadas por el panel de expertos apuntan a varias medidas que habrían podido mitigar el impacto. Entre ellas, la conexión automática de reactancias shunt habría permitido una respuesta más rápida ante la sobretensión. Asimismo, disponer de mayores márgenes de potencia reactiva habría facilitado operar con niveles de tensión más bajos y estables.
Otro elemento clave habría sido la incorporación de ocho nuevos condensadores síncronos, contemplados en la planificación 2021-2026 de Red Eléctrica. Según el informe, estos equipos habrían reforzado la capacidad del sistema para evitar desconexiones en cascada.
El apagón deja además una lección relevante para el sector renovable. Hasta entonces, las instalaciones eólicas y solares en España operaban sin obligación de participar activamente en el control dinámico de tensión, no por limitaciones técnicas, sino por la ausencia de exigencias regulatorias. Sin embargo, el incremento de su peso en el mix energético hace imprescindible su integración en estas funciones.
Desde el incidente, Red Eléctrica ha adoptado un “modo reforzado” de operación, que implica la incorporación de centrales convencionales (principalmente ciclos combinados) por razones técnicas, incluso cuando no resultan competitivas en el mercado. Esta estrategia ha supuesto un coste de cientos de millones de euros para los consumidores y un aumento significativo de los recortes de generación renovable.
Paralelamente, se ha acelerado el proceso para habilitar a las propias plantas renovables en el control dinámico de tensión. A 16 de febrero de 2026, un total de 365 instalaciones habían solicitado su homologación, 155 habían sido sometidas a pruebas y 74 las habían superado, sumando una potencia conjunta de 6,7 GW.
Aunque estas cifras aún están lejos de las necesidades del sistema, el ritmo de adaptación se ha intensificado. A medida que aumente el número de instalaciones capacitadas, se espera una reducción progresiva tanto de los costes asociados a restricciones técnicas como de los recortes de generación renovable.