El 28 de abril de 2025, a las 12:33:30, un cero eléctrico dejó sin suministro a la totalidad del sistema peninsular de España y Portugal, tras una sucesión de eventos de tensión no contenidos.
El informe técnico final sobre la crisis, presentado por la ministra Sara Aagesen el 17 de junio, fue elaborado en 49 días por un comité multidisciplinar y confirma que el origen del apagón fue multifactorial.
No obstante, el análisis identifica errores operativos específicos, incumplimientos técnicos y carencias de previsión, especialmente en lo relativo a la gestión de la tensión del sistema.
“Algunas de las desconexiones de las centrales de generación se habrían producido antes de superarse los umbrales de tensión establecidos por la normativa para ello”, expuso Aagesen en su comparecencia.
“Dichas desconexiones se activaron sin justificación técnica, contribuyendo a agravar el problema”, agregó, en línea con lo señalado en las conclusiones del Comité.
Capacidad de control de tensión insuficiente
Uno de los hallazgos más determinantes del informe es la confirmación de que el sistema eléctrico contaba con una capacidad de control de tensión insuficiente el día del apagón.
Este déficit no se debió a una falta estructural de recursos, sino a la baja disponibilidad operativa de centrales síncronas. De las diez unidades programadas por el Operador del Sistema (Red Eléctrica de España) para el control dinámico de tensión —tres nucleares y siete ciclos combinados—, una se declaró indisponible el 27 de abril por una avería, y no fue sustituida, lo que redujo la capacidad efectiva en un momento crítico.
Estas unidades fueron activadas fuera del mercado eléctrico diario, mediante restricciones técnicas remuneradas, y su función era aportar o absorber energía reactiva para regular la tensión en distintas zonas del país.
A pesar de esta programación, el informe revela que algunas de ellas no respondieron adecuadamente a las consignas de operación. En un caso, incluso, se inyectó energía reactiva cuando se requería absorción, lo que incrementó la tensión en lugar de contenerla.
Un sistema tensionado desde días antes
El documento técnico aporta información que no fue detallada en la intervención pública de Aagesen ni en el comunicado del Gobierno. Señala que ya en los días previos al 28 de abril se registraron episodios de inestabilidad de tensión, como sobretensiones el 22 de abril y subtensiones el día 24, además de oscilaciones puntuales. Estos antecedentes fueron considerados por el Comité al identificar una tendencia acumulativa que fue debilitando progresivamente la estabilidad del sistema.
El análisis técnico organizó la cronología del apagón en cinco fases: una primera fase de inestabilidad desde las 9:00 de la mañana, seguida por una fase de oscilaciones entre las 12:00 y 12:30, una tercera fase de desconexiones progresivas entre las 12:32:57 y las 12:33:18, la fase crítica del cero eléctrico entre las 12:33:18 y las 12:33:30, y una fase final de reposición del suministro, que se completó al 99,95% a las 7:00 del día siguiente.
“Ya a partir de las 10:30 de la mañana se observa una mayor amplitud en la inestabilidad de las tensiones”, precisó Aagesen. “Distintas empresas reportaron oscilaciones en sus centros de control, lo cual es un indicio claro del estrés en el sistema”, añadió.
Desconexiones prematuras y reacción en cadena
El informe consigna que, entre las 12:32 y 12:33, la tensión empezó a subir rápidamente, activando desconexiones sucesivas de instalaciones de generación en varias provincias.
“Lo importante es que algunas desconexiones se produjeron antes de alcanzarse los límites normativos, mientras que otras sí fueron automáticas por razones de autoprotección”, explicó la ministra. Los límites normativos para la red de transporte se sitúan entre 380 kV y 435 kV.
Estas desconexiones fueron el detonante de una reacción en cadena: cada instalación que se desconectaba contribuía a una nueva subida de tensión, provocando la desconexión de otras centrales.
La caída simultánea de frecuencia derivó en la pérdida de sincronismo con Francia y en el aislamiento de la península ibérica del sistema interconectado europeo.
Medidas estructurales y consecuencias regulatorias
El informe no sólo diagnostica, sino que también propone medidas de corto y medio plazo. En primer lugar, se subraya la urgencia de reforzar la supervisión sobre el cumplimiento de las obligaciones técnicas de los agentes del sistema.
Asimismo, se plantea la implementación efectiva del Procedimiento de Operación 7.4 (PO 7.4), que permitirá aplicar soluciones de electrónica de potencia para el control de tensión en instalaciones asíncronas.
Otras medidas incluyen:
- Revisión del sistema de restricciones técnicas y servicios de ajuste.
- Incremento de la capacidad de almacenamiento eléctrico y de la demanda flexible.
- Impulso a la interconexión con Francia como medida estructural de estabilización.
Además, el informe indica que sus conclusiones serán trasladadas a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y otros organismos con potestad sancionadora, a efectos de iniciar los procedimientos administrativos que correspondan. Esto implica una posible judicialización parcial del caso, sujeta a la evaluación que realicen dichos entes conforme al marco legal vigente.
Una crisis sin precedentes como punto de inflexión
“Este informe es una herramienta de análisis y acción”, resumió Aagesen durante su presentación. “No busca culpables, pero sí ofrece el mejor diagnóstico técnico disponible para reforzar lo que funciona y mejorar lo que ha fallado”.
Con más de 300 GB de información analizada, el trabajo del Comité 28-A es la mayor investigación sobre ciberseguridad y operación del sistema eléctrico en la historia de España. No se ha identificado evidencia de ciberataque, pero sí se han detectado vulnerabilidades técnicas y problemas de coordinación que comprometen la resiliencia del sistema eléctrico ante escenarios de tensión.
Este informe sienta las bases para una revisión profunda del funcionamiento del sistema eléctrico español, en un contexto de creciente penetración de renovables y mayor complejidad operativa. El Consejo de Ministros anunciará en breve un paquete normativo para aplicar las recomendaciones y blindar el sistema ante futuros riesgos sistémicos.
El sector energético exige responsabilidad operativa y acelera la demanda de modernización estructural
La publicación del informe del Comité 28-A ha generado respuestas técnicas y posicionamientos institucionales en diversos ámbitos del sector energético.
Especialistas y asociaciones destacan que los fallos identificados no cuestionan el papel de las energías renovables, sino que refuerzan la necesidad de modernizar la red, mejorar la planificación y optimizar los sistemas de control de tensión.
Desde el ámbito técnico, el especialista Jorge Antonio González Sánchez observa que el informe confirma la existencia de oscilaciones de tensión desde días antes del incidente, así como desde las 9:30 del propio 28 de abril, y advierte que el Operador del Sistema “no supo anticiparse ni corregir el problema con suficiente antelación”.
Cuestiona que la gestión del mallado de la red y el manejo de la interconexión con Francia no fueran efectivos, y remarca que la reducción de plantas térmicas disponibles llevó al sistema a niveles mínimos de capacidad de control reactivo.
Organizaciones sectoriales como UNEF subrayan que el informe confirma la insuficiente capacidad de control de tensión dinámica y destacan que, si bien la tecnología fotovoltaica ya cuenta con capacidad técnica para contribuir a este control, “la regulación aún no lo permite”.
Esta limitación se debe a que la normativa vigente no contempla a las instalaciones fotovoltaicas como agentes habilitados para regular tensión, reservando esa función a centrales síncronas convencionales. Además, aún no ha sido aprobado el Procedimiento de Operación 7.4, que permitiría a las plantas solares realizar control de tensión mediante electrónica de potencia.
En este marco, valoran positivamente el anuncio de Sara Aagesen de que se acelerará la aprobación de dicho procedimiento, una medida largamente solicitada por el sector. UNEF también reclama ajustes regulatorios para facilitar el despliegue de almacenamiento hibridado y el uso de inversores grid forming, tecnologías claves para una red estable con alta penetración renovable.
En la misma línea, entidades como Fundación Renovables, Renovem-nos y el Global Solar Council subrayan que el apagón no puede atribuirse a la generación renovable, sino a fallos de planificación y operación.
Advierten que el incidente representa una oportunidad para rediseñar la arquitectura del sistema eléctrico, integrando almacenamiento, digitalización e interconexiones más robustas.
Desde Redeia, el consejero delegado Roberto García Merino reconoció públicamente que “el riesgo de otro apagón está ahí” y anunció un aumento sostenido de inversiones en red hasta alcanzar los 1.500 millones de euros anuales.
También destacó la necesidad de ampliar la interconexión internacional para elevar la seguridad del sistema, actualmente situada en un 3 %, frente al 15 % recomendado a nivel europeo.
Las reacciones convergen en una idea clave: la resiliencia del sistema debe crecer al ritmo de la transición energética. Y el informe 28-A marca el punto de partida para acelerar ese proceso.
El informe del Gobierno sobre el apagón, al completo
