1. Descripción del apagón del 28 de abril de 2025
El lunes 28 de abril de 2025 se produjo un apagón eléctrico masivo que afectó simultáneamente a toda la España peninsular, Portugal e incluso parte del sur de Francia. El corte ocurrió repentinamente hacia las 12:30 hora local de Madrid, dejando sin luz a millones de personas en ciudades como Madrid, Barcelona, Valencia, Lisboa y zonas rurales aledañas. Se trata del peor apagón en la historia reciente de España, provocando una paralización generalizada del transporte y de las comunicaciones, así como interrupciones en comercios, aeropuertos, hospitales y servicios básicos en cuestión de minutos. Lejos de resolverse rápidamente, la situación se prolongó durante horas: a media tarde comenzó a recuperarse el suministro en algunas áreas, y avanzada la noche aún persistían cortes en regiones del extremo norte y sur de la península. Gracias al apoyo de las interconexiones eléctricas con países vecinos - Francia y Marruecos se aceleró la recuperación gradual del voltaje y de la carga en distintas zonas. Para la madrugada del día siguiente, 29 de abril, el servicio eléctrico estaba prácticamente restablecido en un 99,95% de la demanda normal, tras alrededor de 24 horas de labores de reposición.
¿Qué provocó el mayor apagón eléctrico en décadas el 28 de abril de 2025 en España y Portugal?
¿Fue culpa de las energías renovables o hubo otra causa? Estas y otras preguntas las descubrirás en este artículo.
2.Causas oficiales del apagón
2.1 Informe oficial del gobierno.
El informe oficial sobre las causas del apagón vio la luz 49 días después del suceso: el 17 de junio de 2025, el Gobierno de España presentó el documento que identifica las causas técnicas fundamentales del colapso del sistema eléctrico. El fallo en el control de tensión fue el eje central del incidente, y las conclusiones son las siguientes:
1. Red Eléctrica de España (REE) había planificado contar con 10 generadores síncronos, pero uno de ellos fue retirado la noche anterior para mantenimiento y no fue sustituido, dejando solo 9 unidades operativas.
2. Las 9 centrales restantes no cumplieron completamente su función de estabilización de tensión, debido a un nivel insuficiente de excitación (absorción de potencia reactiva menor a la requerida).
3. Varias unidades se desconectaron antes de los umbrales establecidos, lo que provocó un efecto en cascada que agravó el desequilibrio y condujo al colapso del sistema.
✅ Conclusión oficial
El sistema disponía de capacidad generadora suficiente, pero falló el control dinámico de tensión por errores de planificación de REE y falta de respuesta técnica adecuada de las centrales síncronas.
2.2 Informe técnico de ENTSO-E (3 de octubre de 2025)
El “Factual Report on the Grid Incident in Spain and Portugal (ENTSO-E, 3/10/2025)” ofrece una descripción mucho más detallada del comportamiento dinámico del sistema eléctrico durante los minutos críticos (12:32–12:34). Los hallazgos más relevantes son:
2.3 Crítica al informe oficial
El informe gubernamental español identifica solo causas de primer nivel, centradas en la planificación de REE y el fallo de los generadores síncronos. Sin embargo, omite las causas sistémicas de fondo que el análisis de ENTSO-E deja entrever:
En suma, el informe español presenta una visión reactiva y técnica, mientras que el análisis europeo evidencia un problema estructural de integración de renovables sin una gestión dinámica coordinada de tensión, inercia y respuesta a transitorios.
El informe oficial sobre las causas del apagón vio la luz 49 días después del suceso: el 17 de junio de 2025, el Gobierno de España presentó el documento que identifica las causas técnicas fundamentales del colapso del sistema eléctrico. El fallo en el control de tensión fue el eje central del incidente, y las conclusiones son las siguientes:
1. Red Eléctrica de España (REE) había planificado contar con 10 generadores síncronos, pero uno de ellos fue retirado la noche anterior para mantenimiento y no fue sustituido, dejando solo 9 unidades operativas.
2. Las 9 centrales restantes no cumplieron completamente su función de estabilización de tensión, debido a un nivel insuficiente de excitación (absorción de potencia reactiva menor a la requerida).
3. Varias unidades se desconectaron antes de los umbrales establecidos, lo que provocó un efecto en cascada que agravó el desequilibrio y condujo al colapso del sistema.
✅ Conclusión oficial
El sistema disponía de capacidad generadora suficiente, pero falló el control dinámico de tensión por errores de planificación de REE y falta de respuesta técnica adecuada de las centrales síncronas.
2.2 Informe técnico de ENTSO-E (3 de octubre de 2025)
El “Factual Report on the Grid Incident in Spain and Portugal (ENTSO-E, 3/10/2025)” ofrece una descripción mucho más detallada del comportamiento dinámico del sistema eléctrico durante los minutos críticos (12:32–12:34). Los hallazgos más relevantes son:
- Desconexiones masivas de generación renovable: Entre las 12:32:00 y 12:33:19 se desconectaron más de 3.900 MW de generación, principalmente solar fotovoltaica y eólica, concentradas en Andalucía, Extremadura y Castilla-La Mancha. Las tablas 3-1 y 3-3 del informe documentan más de 25 eventos simultáneos de pérdida de producción, la mayoría por sobretensión transitoria que activó protecciones automáticas.
- Comportamiento de la tensión y frecuencia: El informe identifica un aumento abrupto de tensión en el sur de España y Portugal entre las 12:33:18 y las 12:33:21, seguido por una caída rápida de frecuencia que llevó a la pérdida de sincronismo con el sistema europeo continental y, en consecuencia, al colapso total.
- Interacción con las renovables distribuidas: El documento señala una “desconexión en cascada de pequeñas plantas conectadas a redes de distribución”, fenómeno no totalmente observable por REE ni REN, lo que complicó la respuesta en tiempo real.
- Efectos del bajo nivel de inercia: ENTSO-E subraya que el alto porcentaje de generación no síncrona (más del 63 % de la potencia instantánea en la Península Ibérica en ese momento) redujo la capacidad del sistema para amortiguar oscilaciones de frecuencia y tensión, amplificando el impacto del fallo de control.
- Aspectos pendientes de aclaración: El propio informe admite que las causas profundas (root causes) aún no han sido determinadas. El documento se limita a describir la secuencia técnica del colapso y pospone el análisis causal al informe final previsto para febrero de 2026.
2.3 Crítica al informe oficial
El informe gubernamental español identifica solo causas de primer nivel, centradas en la planificación de REE y el fallo de los generadores síncronos. Sin embargo, omite las causas sistémicas de fondo que el análisis de ENTSO-E deja entrever:
- Dependencia excesiva de generación renovable no síncrona, sin suficiente respaldo de inercia ni control de tensión rápido.
- Deficiencia de coordinación entre REE, DSOs y operadores de plantas FV y eólicas, que provocó desconexiones automáticas masivas fuera del control del operador.
- Protecciones mal calibradas en muchas plantas renovables, incapaces de soportar transitorios breves de sobretensión.
- Ausencia de mecanismos de estabilidad dinámica a nivel de red de distribución, que impidieron contener las oscilaciones iniciales.
En suma, el informe español presenta una visión reactiva y técnica, mientras que el análisis europeo evidencia un problema estructural de integración de renovables sin una gestión dinámica coordinada de tensión, inercia y respuesta a transitorios.
3.¿Qué papel jugaron las eólica y solar en el apagón?
Según el informe oficial, la energía solar y la eólica no fueron la causa directa del apagón. Sin embargo, su alta participación en el mix eléctrico durante el 28 de abril contribuyó a una insuficiente disponibilidad de generación síncrona, esencial para el control dinámico de la tensión.
Las tecnologías renovables conectadas a través de electrónica de potencia (como la fotovoltaica y la eólica) no aportan inercia ni regulación de tensión de forma natural, lo que limita su capacidad de respuesta ante perturbaciones graves.
Esta debilidad estructural del sistema, caracterizada por una escasa capacidad de absorción o suministro de potencia reactiva, agravó la inestabilidad, aunque no fue el origen del colapso.
El apagón del 28 de abril de 2025 no se debió únicamente a un error de planificación ni a una desconexión puntual de generación, sino que puso de manifiesto las consecuencias de una transición acelerada hacia un mix eléctrico dominado por fuentes renovables, sin disponer todavía de mecanismos adecuados para garantizar la estabilidad de tensión y frecuencia.
El sistema ibérico mostró una alta vulnerabilidad ante perturbaciones rápidas, debida principalmente a:
Estos factores evidencian que la resiliencia del sistema eléctrico europeo requiere no solo capacidad instalada, sino también una gestión avanzada de la estabilidad dinámica y una regulación adaptada al nuevo contexto renovable.
Las tecnologías renovables conectadas a través de electrónica de potencia (como la fotovoltaica y la eólica) no aportan inercia ni regulación de tensión de forma natural, lo que limita su capacidad de respuesta ante perturbaciones graves.
Esta debilidad estructural del sistema, caracterizada por una escasa capacidad de absorción o suministro de potencia reactiva, agravó la inestabilidad, aunque no fue el origen del colapso.
El apagón del 28 de abril de 2025 no se debió únicamente a un error de planificación ni a una desconexión puntual de generación, sino que puso de manifiesto las consecuencias de una transición acelerada hacia un mix eléctrico dominado por fuentes renovables, sin disponer todavía de mecanismos adecuados para garantizar la estabilidad de tensión y frecuencia.
El sistema ibérico mostró una alta vulnerabilidad ante perturbaciones rápidas, debida principalmente a:
- la escasez de reservas síncronas disponibles,
- el acoplamiento débil con el sistema continental europeo, y
- la desconexión casi instantánea de miles de MW renovables tras la primera sobretensión.
Estos factores evidencian que la resiliencia del sistema eléctrico europeo requiere no solo capacidad instalada, sino también una gestión avanzada de la estabilidad dinámica y una regulación adaptada al nuevo contexto renovable.
4.Opinión de Terra Eólica: causas estructurales de estabilización de tensión
Desde el equipo técnico de Terra Eólica, consideramos que uno de los factores clave detrás del incumplimiento por parte de varias centrales generadoras en la provisión de reserva de generación síncrona y control de tensión es de naturaleza económico-regulatoria, más que puramente técnica.
1. Subexcitación deliberada de generadores
El fenómeno de subexcitación —es decir, operar los generadores síncronos con niveles reducidos de excitación— disminuye la capacidad de inyectar o absorber potencia reactiva, elemento esencial para mantener la tensión dentro de márgenes seguros.
Aunque Red Eléctrica de España (REE) establece requisitos técnicos para la regulación de tensión, en la práctica, algunas centrales operan en el límite inferior de su banda obligatoria, sin garantizar una respuesta adecuada ante perturbaciones. Este comportamiento no necesariamente infringe la normativa vigente, pero limita la eficacia del sistema para amortiguar oscilaciones.
2. Esquema de retribución limitado e insuficiente
Hasta fechas recientes, el sistema eléctrico español no establecía una remuneración explícita por el volumen de potencia reactiva realmente aportado o absorbido.
Los generadores estaban obligados a operar dentro de una banda de factor de potencia (normalmente ±0,95), sin recibir compensación adicional por el servicio de regulación de tensión, lo que genera dos efectos clave:
En consecuencia, existe una desalineación entre las obligaciones técnicas y los incentivos económicos, que desincentiva a los operadores a proporcionar una respuesta óptima.
3. Necesidad de una retribución proporcional al volumen de reactiva
Desde Terra Eólica proponemos establecer un esquema de retribución variable en función del volumen de potencia reactiva entregado o absorbido. Esta medida permitiría reconocer el valor real del servicio de control de tensión y alinear el comportamiento operativo con las necesidades del sistema.
Este enfoque ya se aplica en mercados internacionales más avanzados, como:
En ambos casos, los operadores del sistema cuentan con herramientas económicas eficaces para garantizar una respuesta fiable y suficiente ante situaciones de riesgo para la estabilidad de la red.
1. Subexcitación deliberada de generadores
El fenómeno de subexcitación —es decir, operar los generadores síncronos con niveles reducidos de excitación— disminuye la capacidad de inyectar o absorber potencia reactiva, elemento esencial para mantener la tensión dentro de márgenes seguros.
Aunque Red Eléctrica de España (REE) establece requisitos técnicos para la regulación de tensión, en la práctica, algunas centrales operan en el límite inferior de su banda obligatoria, sin garantizar una respuesta adecuada ante perturbaciones. Este comportamiento no necesariamente infringe la normativa vigente, pero limita la eficacia del sistema para amortiguar oscilaciones.
2. Esquema de retribución limitado e insuficiente
Hasta fechas recientes, el sistema eléctrico español no establecía una remuneración explícita por el volumen de potencia reactiva realmente aportado o absorbido.
Los generadores estaban obligados a operar dentro de una banda de factor de potencia (normalmente ±0,95), sin recibir compensación adicional por el servicio de regulación de tensión, lo que genera dos efectos clave:
- La entrega de potencia reactiva reduce la capacidad de generar potencia activa, que sí se comercializa en el mercado eléctrico.
- Esto implica una pérdida directa de ingresos para las centrales que prestan el servicio de forma activa, sin una compensación proporcional.
En consecuencia, existe una desalineación entre las obligaciones técnicas y los incentivos económicos, que desincentiva a los operadores a proporcionar una respuesta óptima.
3. Necesidad de una retribución proporcional al volumen de reactiva
Desde Terra Eólica proponemos establecer un esquema de retribución variable en función del volumen de potencia reactiva entregado o absorbido. Esta medida permitiría reconocer el valor real del servicio de control de tensión y alinear el comportamiento operativo con las necesidades del sistema.
Este enfoque ya se aplica en mercados internacionales más avanzados, como:
- ERCOT (Texas), donde los generadores reciben pagos explícitos por MVAr·h cuando se les instruye a operar fuera de su rango habitual de reactiva.
- PJM Interconnection, que retribuye la disponibilidad de capacidad reactiva y compensa los costes de oportunidad cuando las centrales deben ajustar su producción para sostener la tensión.
En ambos casos, los operadores del sistema cuentan con herramientas económicas eficaces para garantizar una respuesta fiable y suficiente ante situaciones de riesgo para la estabilidad de la red.
5.Conclusión
En un contexto de alta penetración renovable y menor número de generadores síncronos activos, garantizar el control de tensión se vuelve un reto estructural.
Por ello, revisar el marco regulador para remunerar proporcionalmente la provisión de potencia reactiva —no solo su disponibilidad— es fundamental.
Este cambio permitiría incentivar el cumplimiento técnico, evitar comportamientos que comprometan la estabilidad del sistema y alinear los intereses económicos de los generadores con la seguridad operativa del sistema eléctrico nacional.
Por ello, revisar el marco regulador para remunerar proporcionalmente la provisión de potencia reactiva —no solo su disponibilidad— es fundamental.
Este cambio permitiría incentivar el cumplimiento técnico, evitar comportamientos que comprometan la estabilidad del sistema y alinear los intereses económicos de los generadores con la seguridad operativa del sistema eléctrico nacional.