El Miteco atribuye el apagón eléctrico a una cadena de fallos técnicos y de coordinación operativa

El informe elaborado por el Comité para el análisis de la crisis eléctrica del 28 de abril, presentado por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, concluye que el cero eléctrico peninsular tuvo un origen multifactorial. Según el diagnóstico oficial, el colapso de la red vino dado por una cadena de eventos, entre los que cita la insuficiencia de medios para el control de tensión, la aparición de oscilaciones y la desconexión indebida de instalaciones de generación. En contraste, Red Eléctrica de España (REE) ha emitido su propio estudio, en el que señala deficiencias estructurales en la configuración y operación del conjunto eléctrico. La publicación de ambos análisis ha desencadenado una cascada de reacciones entre los actores clave del sector energético, que reclaman medidas urgentes para reforzar la estabilidad operativa, garantizar el acceso de la industria a información completa y promover tecnologías renovables que aporten firmeza, previsibilidad y capacidad de almacenamiento. A estas demandas se suma la necesidad de acelerar el refuerzo de infraestructuras, establecer un marco regulatorio operativo y asegurar condiciones técnicas y normativas que permitan planificar inversiones en un entorno cada vez más expuesto a desequilibrios.

El informe sobre el cero eléctrico peninsular del 28 de abril de 2025 fue presentado por la ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, en el Consejo de Ministros del 17 de junio, tras haber sido aprobado por el Consejo de Seguridad Nacional esa misma mañana. Elaborado por el Comité para el análisis de las circunstancias del incidente, el documento constituye la evaluación oficial del apagón más grave registrado en décadas en la red española. La investigación ha durado cuarenta y nueve días, prácticamente la mitad del plazo establecido por la normativa europea. Según el Gobierno, las conclusiones permitirán reforzar la arquitectura técnica del sistema para evitar que un suceso de estas características vuelva a repetirse.

El informe recoge el trabajo de dos grupos técnicos. Por un lado, el Grupo de Trabajo de Ciberseguridad y Sistemas Digitales, que ha llevado a cabo la mayor investigación en este ámbito realizada en España hasta la fecha. Con la participación de más de setenta y cinco expertos, se han analizado 133 gigabytes de información para descartar cualquier hipótesis de ciberataque, tanto en las instalaciones del operador del sistema como en los centros de control y en las plantas de generación examinadas. Por otro lado, el Grupo de Trabajo de Operación del Sistema Eléctrico ha tramitado 770 solicitudes de información y revisado 170 gigabytes adicionales. En total, se han procesado más de 300 gigabytes de datos.

El análisis ha permitido reconstruir con precisión la cronología del incidente. El Comité establece una secuencia de cuatro fases que desembocaron en el apagón. La fase previa o fase cero se caracteriza por una inestabilidad de la tensión observada durante los días anteriores al 28 de abril, especialmente por la mañana, con variaciones más intensas de lo habitual. A las 12:03 horas se produjo una oscilación anómala de 0,6 Hz que generó fluctuaciones significativas durante más de cuatro minutos. El operador del sistema aplicó entonces medidas correctoras para amortiguar el fenómeno, como el refuerzo del mallado de red —limitado por la escasa demanda— o la reducción del flujo de interconexión con Francia. Estas acciones cumplieron su función, pero elevaron las tensiones de forma no deseada.

Tras dos nuevas oscilaciones a las 12:16 y a las 12:19, ambas de menor intensidad, se inició la fase de pérdida de generación. Entre las 12:32:57 y las 12:33:18 la tensión comenzó a aumentar de forma rápida y sostenida. En ese intervalo se produjeron desconexiones progresivas de centrales en diversas provincias, incluidas Granada, Badajoz, Segovia, Huelva, Sevilla y Cáceres. A las 12:33:18 comenzó la fase de colapso. La sucesión incontrolada de desconexiones por sobretensión provocó nuevas alzas de tensión, una caída de frecuencia, la pérdida de sincronismo con Francia y, finalmente, el disparo de la interconexión con el continente, lo que culminó en un apagón total de la red peninsular.

Según el análisis del Comité, la recuperación del suministro se produjo con rapidez. La energía aportada por las interconexiones con Francia y Marruecos, junto con el arranque autónomo de centrales hidroeléctricas en la cuenca del Duero y otros puntos de la red peninsular, permitió conformar islas energéticas en expansión. A las 22:00 horas, casi la mitad de la demanda nacional había sido restaurada, y a las 7:00 del día siguiente la cobertura alcanzaba el 99,95%.

Sara Aagesen, ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, junto a Pilar Alegría, ministra portavoz del Gobierno, durante la rueda de prensa ofrecida tras el Consejo de Ministros el pasado 17 de junio. Foto: Miteco.

El diagnóstico técnico emitido por el Comité apunta a un origen multifactorial del incidente. La primera causa identificada es la insuficiente capacidad de control de tensión. El día 27 de abril, el operador programó la operación de diez centrales síncronas con capacidad de regulación. Sin embargo, el número de unidades acopladas fue el más bajo registrado en lo que iba de año. Además, varias de estas centrales no respondieron correctamente a las consignas. En algunos casos, en lugar de absorber potencia reactiva —como establece la normativa—, inyectaron energía reactiva, lo que agravó el problema.

El segundo factor fue la aparición de oscilaciones que obligaron a modificar la configuración de la red. Las medidas adoptadas para atenuarlas, aunque efectivas desde el punto de vista técnico, contribuyeron a incrementar la tensión. En este contexto, el operador reclamó la intervención de una central para controlar el fenómeno, pero no fue posible incorporarla a tiempo antes del colapso.

La tercera causa fueron las desconexiones de generación, algunas de las cuales se produjeron de forma aparentemente indebida, es decir, antes de alcanzar los umbrales de tensión establecidos por la normativa para la red de transporte, fijados entre 380 y 435 kV. Una vez iniciada la reacción en cadena, los sistemas de protección no lograron frenar la escalada. Incluso algunos mecanismos de reducción de carga, como los deslastres diseñados para compensar caídas de generación, pudieron haber contribuido indirectamente a elevar la tensión al descargar tramos adicionales de red.

En sus conclusiones, el Comité descarta que el apagón se debiera a una insuficiencia estructural del parque de generación. El sistema disponía de capacidad técnica suficiente para enfrentar el fenómeno, pero los recursos de control de tensión no se programaron en la medida necesaria o no ofrecieron el comportamiento esperado. La falta de respuesta dinámica, sumada a decisiones operativas y a eventos imprevistos, provocó un desequilibrio que las protecciones convencionales no pudieron detener.

El informe recoge una serie de recomendaciones para reforzar la resiliencia del sistema. Entre ellas figura el aumento del nivel de supervisión sobre todos los agentes, el refuerzo de las capacidades técnicas para gestionar la tensión y las oscilaciones, así como la implementación efectiva del Procedimiento de Operación 7.4. Este reglamento, bajo competencia de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, permitirá a las instalaciones asíncronas incorporar tecnologías de electrónica de potencia, lo que podría optimizar los costes y mejorar la eficiencia del sistema.

El Comité también propone revisar la regulación de los servicios de ajuste y las restricciones técnicas, ampliar el almacenamiento energético, estimular una mayor flexibilidad de la demanda —especialmente la industrial— y priorizar el incremento del nivel de interconexión con los países vecinos. En materia de ciberseguridad, las propuestas incluyen acelerar la trasposición de normativa europea, segmentar redes, aplicar controles reforzados y desplegar sistemas avanzados de detección de incidentes.

En su último apartado, el informe advierte sobre las limitaciones encontradas durante la investigación. El Comité señala que varios agentes no facilitaron toda la información solicitada. El Ministerio ha señalado que este comportamiento será trasladado a la CNMC para su eventual revisión administrativa, con objeto de esclarecer responsabilidades dentro del marco de transparencia y confidencialidad que ha regido el proceso.

Estas propuestas constituyen la base sobre la que el Gobierno ha anunciado que estructurará un paquete de medidas que prevé aprobar en el próximo Consejo de Ministros, con el objetivo de reforzar la robustez del sistema eléctrico y evitar que se repita un incidente de esta naturaleza.

Red Eléctrica de España, en su calidad de operador del sistema, presentó el 18 de junio su propio informe técnico sobre el apagón del 28 de abril. La elaboración del documento se enmarca en las obligaciones contempladas en el Procedimiento de Operación 9 y se basa en los datos de su sistema interno —denominado 'caja negra'— y en la información aportada por los distintos sujetos del sistema hasta la fecha de cierre. Aunque su contenido coincide parcialmente con el diagnóstico del Comité ministerial, introduce matices significativos sobre el origen y el desarrollo del incidente.

El operador coincide con el Comité en subrayar que el apagón no puede atribuirse a un único fallo, sino a una combinación de circunstancias acumuladas que superaron ampliamente el umbral de seguridad N-1. Según el análisis de REE, la situación previa a las 12:03 del 28 de abril no presentaba anomalías sustanciales. En ese momento se produjeron dos oscilaciones 'forzadas', posiblemente originadas por fallos internos en plantas de generación, seguidas de tres eventos de desconexión que califica como disparos incorrectos. La secuencia desencadenó un proceso de escalada de tensión que la red no logró absorber.

El informe dedica un apartado específico al control de tensión. En este punto, REE reconoce que la generación sujeta al Procedimiento de Operación 7.4 no cumplió con las obligaciones previstas. En concreto, el 28 de abril determinadas plantas no absorbieron la potencia reactiva requerida, a pesar de estar técnicamente obligadas a ello. El operador recuerda que cada día programa las restricciones técnicas bajo el supuesto de que todos los grupos respetan la normativa vigente. Sin embargo, al comprobar que varios grupos no respondieron según lo estipulado, el análisis identifica esta disfunción como una de las claves técnicas del incidente.

REE también revisa el papel de sus propios medios de control de tensión, como condensadores y reactancias instalados en la red de transporte. Aunque estos elementos actuaron correctamente, el operador aclara que, por su naturaleza estática, no pueden sustituir la respuesta dinámica exigida a determinadas unidades generadoras. De ahí que una de las recomendaciones principales del informe sea la implementación de un nuevo servicio que garantice el control dinámico de la tensión por parte de toda la generación conectada al sistema.

REE defiende en su informe que todas las protecciones del sistema eléctrico se activaron conforme a los protocolos. Foto: REE.

El documento descarta que el origen del apagón esté vinculado a la inercia del sistema. Según los datos del propio operador, el valor de inercia registrado aquel día superaba la recomendación establecida por Entso-e. Esto fue posible gracias a que los grupos acoplados mediante restricciones técnicas cubrían adecuadamente la demanda, proporcionaban estabilidad y permitían gestionar los flujos de energía. En esta línea, REE enfatiza que el incidente debe interpretarse desde el punto de vista de la potencia reactiva —es decir, del control de tensión— y no de la potencia activa, que está relacionada con el control de frecuencia.

En cuanto a las medidas adoptadas durante la crisis, el operador defiende el protocolo de coordinación con el gestor francés RTE. Una de las decisiones más importantes fue el paso a modo 'potencia fija' del enlace HVDC entre Santa Llogaia y Baixas, que actuó como amortiguador de oscilaciones. Esta medida, según el informe, no comprometió el apoyo europeo. Por el contrario, la interconexión jugó un papel esencial en el proceso de reposición, lo que refuerza —según REE— la necesidad de ampliar las capacidades transfronterizas del sistema peninsular.

En lo relativo a los sistemas de defensa de la red, el informe sostiene que todas las protecciones se activaron conforme a los protocolos. No obstante, advierte que estos mecanismos no están diseñados para aislar incidentes de la magnitud del ocurrido. En cuanto a los deslastres de carga, REE afirma que los de la red de transporte funcionaron correctamente, pero reconoce que no dispone de información suficiente para valorar la actuación de los dispositivos equivalentes en las redes de distribución.

El informe se cierra con un bloque de quince recomendaciones técnicas. Entre las principales, se encuentran la puesta en marcha de servicios obligatorios de control dinámico de tensión para todos los generadores, la revisión de los umbrales de disparo por sobretensión en redes de evacuación, la mejora de la observabilidad del sistema por parte del operador y el desarrollo de mecanismos para reducir variaciones bruscas en los flujos de energía. El objetivo es mejorar la capacidad del sistema para adaptarse en tiempo real y garantizar la estabilidad ante perturbaciones de alta intensidad.

La versión ofrecida por Red Eléctrica de España no ha convencido a la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (Aelec). Según la patronal del sector eléctrico, el informe del Comité del Gobierno ha dejado claro que el sistema carecía de medios suficientes para el control de tensión, una responsabilidad que, de acuerdo con la legislación vigente, recae directamente en el operador del sistema. En concreto, la asociación destaca que REE, a través del proceso de restricciones técnicas, está obligada a garantizar la disponibilidad diaria de un número adecuado de centrales síncronas para estabilizar los niveles de tensión del sistema eléctrico.

En su comunicado, Aelec pone como ejemplo la operativa del 28 de abril. Ese día, según lo expresado por la propia ministra para la Transición Ecológica, el operador consideró necesarios diez grupos síncronos. No obstante, mientras que el día anterior había dos de esos grupos disponibles en Andalucía, el operador modificó su criterio y dejó en funcionamiento solo uno. Como resultado, únicamente un grupo de ciclo combinado quedó acoplado en una de las zonas más extensas y vulnerables del sistema. Esa unidad representaba el 3% de la generación en el área donde se originó el colapso, lo que, a juicio de la asociación, resulta claramente insuficiente desde el punto de vista técnico.

Aelec rechaza la interpretación del operador, según la cual el apagón puede atribuirse a desconexiones puntuales de generación. La asociación sostiene que la secuencia de eventos podría haberse evitado si REE hubiera habilitado los recursos síncronos necesarios para afrontar perturbaciones y mantener el equilibrio de tensiones, tal como se hace en condiciones operativas normales. Para reforzar esta afirmación, Aelec alude a acontecimientos recientes que no derivaron en un colapso del sistema. En concreto, el martes 17 de junio se produjo una desconexión repentina de 1.100 MW a causa de un cortocircuito, sin que ello provocara una caída del suministro. En ese caso, el operador sí había dispuesto de herramientas adecuadas para estabilizar la red.

Asimismo, la asociación recuerda que el sistema español ha soportado en otras ocasiones contingencias de gran envergadura, como la DANA en la Comunidad Valenciana, la pérdida súbita de demanda o la desconexión inesperada de centrales de gran tamaño. En todos esos episodios, el despacho técnico fue suficiente para preservar la estabilidad del sistema eléctrico. Según Aelec, esto confirma que, con una planificación adecuada, es posible absorber perturbaciones sin comprometer el suministro.

En defensa del comportamiento de sus empresas asociadas, Aelec afirma que todas las centrales gestionadas por estas compañías operaron con normalidad durante la jornada del 28 de abril. Según el comunicado, las instalaciones cumplieron en tiempo y forma con las órdenes emitidas por el operador, respondieron a las oscilaciones registradas e hicieron frente a los incrementos de tensión conforme a lo establecido. La causa real del apagón, insisten, no fue la actuación de las centrales, sino la escasez de unidades programadas por el operador para garantizar el control de tensión y la estabilidad operativa del sistema.

La asociación considera que responsabilizar a las instalaciones de generación por un apagón generalizado constituye una interpretación técnica errónea que daña la reputación del sector eléctrico español. Aelec advierte, además, de que este tipo de declaraciones genera incertidumbre entre los actores industriales y perjudica la confianza en la capacidad de gestión del sistema. El comunicado concluye reiterando la plena colaboración de las empresas asociadas con el operador del sistema y su disposición a seguir contribuyendo a la seguridad y el equilibrio de la red eléctrica nacional.

A las reacciones del sector eléctrico y del operador del sistema, se suma también la de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), que ha difundido un comunicado tras la presentación del informe del Miteco. Según la versión oficial expuesta por la ministra Sara Aagesen, el sistema no contaba con suficiente capacidad para controlar la tensión de forma dinámica. UNEF entiende que esta conclusión refuerza la posición del sector fotovoltaico, que lleva tiempo reclamando una regulación que le permita aportar esa capacidad, hoy técnicamente disponible pero aún restringida por el marco normativo.

La asociación destaca que el apagón debe interpretarse como un punto de inflexión para acelerar la incorporación de tecnologías ya disponibles capaces de reforzar la estabilidad de la red. Entre ellas menciona la generación fotovoltaica, que, según UNEF, dispone de capacidad técnica para contribuir al control de la tensión pero aún no puede hacerlo por limitaciones regulatorias. Por este motivo, la organización sectorial valora positivamente el anuncio realizado por la ministra sobre la próxima aprobación del Procedimiento de Operación 7.4, que permitirá a las instalaciones asíncronas —como las solares— intervenir en la gestión de la tensión mediante soluciones de electrónica de potencia.

Junto al despliegue del PO 7.4, UNEF reclama que se agilice la integración de otras tecnologías esenciales para garantizar un suministro seguro basado en renovables. Entre ellas menciona los inversores con capacidad de formación de red (grid-forming inverters), aún pendientes de regulación europea, y el almacenamiento en baterías, que considera imprescindible para gestionar la variabilidad. La asociación advierte de que la implantación de estos sistemas requiere eliminar obstáculos normativos que hoy frenan su desarrollo.

En su comunicado, UNEF plantea diez medidas concretas para facilitar la incorporación del almacenamiento energético:

1. Evitar el cambio de órgano sustantivo cuando se añada un módulo de almacenamiento a una instalación de generación.
2. Evitar el reinicio de la tramitación administrativa, independientemente de la potencia, en hibridaciones que no hayan alcanzado la autorización administrativa de construcción o de explotación, y cuya suma no supere los 50 MW.
3. No computar la potencia instalada del almacenamiento en corriente continua a efectos de tramitación.
4. Eliminar la imposibilidad de obtener permiso de demanda para instalaciones hibridadas que comparten infraestructura de evacuación con otra que ya dispone de dicho permiso.
5. Convocar concursos de acceso de demanda para permitir el acoplamiento de almacenamiento que consuma energía de la red a instalaciones conectadas a la red de transporte.
6. Permitir la solicitud de acceso para demanda en posiciones de generación ubicadas en nudos de transporte reservados para concurso, por un valor equivalente al 100% del permiso de acceso de generación —en lugar del 50% actual—.
7. Eliminar la obligación de tramitar una nueva evaluación ambiental cuando el almacenamiento hibridado se ubique dentro del perímetro de proyectos que ya han superado ese procedimiento.
8. Establecer una exención de tramitación ambiental para instalaciones de almacenamiento de pequeña escala, distribuido y situadas detrás de contador.
9. Evitar la pérdida de prioridad de despacho para instalaciones hibridadas con almacenamiento que consuma energía de red.
10. Reconocer la declaración de utilidad pública (DUP) para líneas de evacuación asociadas a instalaciones de almacenamiento independiente (stand alone).

La necesidad de tecnologías renovables que aporten firmeza al sistema fue también destacada por Protermosolar, que reclama un mayor peso de la energía termosolar en el mix como fuente síncrona capaz de prestar servicios críticos para la red. Las plantas termosolares aportan inercia rotacional y regulación de frecuencia, elementos fundamentales para evitar caídas de tensión como las del 28 de abril, según informa la asociación.

Para Protermosolar, el informe oficial confirma que el apagón estuvo vinculado a un déficit de centrales síncronas acopladas y operativas, lo que impidió al sistema mantener la tensión y la frecuencia en valores estables. Las centrales termosolares, al funcionar de forma síncrona y disponer de almacenamiento térmico, son capaces de prestar estos servicios críticos incluso en ausencia de sol. En 2024, un 25% de su producción se vertió a la red en horario nocturno, cuando tecnologías como la fotovoltaica y la eólica no estaban disponibles. Sin embargo, solo el 40% de los 2.300 MW instalados en España cuenta actualmente con acumulación operativa. “Las centrales termosolares ya están construidas y en funcionamiento. Es una tecnología probada y madura, con un gran potencial para multiplicar su capacidad de almacenamiento de energía, sin necesidad de nuevos desarrollos tecnológicos”, ha señalado el secretario general de Protermosolar, Óscar Balseiro.

Asimismo, Balseiro reclama la eliminación de barreras administrativas y la aplicación inmediata de las recomendaciones del informe, como la revisión de los servicios de ajuste y el refuerzo del almacenamiento. La tecnología termosolar, con hasta nueve horas de acumulación energética y operación síncrona, figura además en la Planificación de Electricidad 2025-2030 como solución para garantizar el suministro en procesos industriales.

Protermosolar señala que la energía termosolar es una tecnología síncrona que aporta inercia rotacional y servicios de regulación de frecuencia, atributos fundamentales para garantizar estabilidad en la red. Foto: Protermosolar. 

En paralelo a las valoraciones del sector renovable, el Foro Industria y Energía (FIE) ha expresado su preocupación por la falta de claridad del informe sobre la crisis eléctrica, al considerar que no despeja la incertidumbre que afecta a las decisiones estratégicas del sector productivo. El Foro alerta sobre la existencia de versiones divergentes —la del Comité, la de Red Eléctrica y la aún pendiente de la CNMC—, lo que dificulta una evaluación fiable de los riesgos reales del sistema.

El director técnico del FIE, Eduardo Álvarez, considera imprescindible que la industria tenga acceso a una versión completa y no restringida del informe. Aunque se confirma que las renovables no fueron responsables directas del apagón, el Foro insiste en que su integración debe ir acompañada de servicios adicionales al sistema y de una normativa que los incentive.

El FIE critica también que no se hayan anunciado nuevas inversiones derivadas del incidente. Los 931 millones de euros asignados al refuerzo de redes ya estaban previstos antes del apagón. La organización reclama medidas adicionales que apoyen el autoconsumo industrial con un marco regulatorio claro y mecanismos de incentivo económico. Según el Foro, sin señales normativas firmes ni transparencia informativa, el sector industrial seguirá frenando sus inversiones energéticas, con el consiguiente impacto en sus objetivos de electrificación y competitividad.