La ley de Murphy se cumplió al pie de la letra: a las 12:03 del 28 de abril, una perturbación eléctrica inesperada puso a prueba la supuesta infalibilidad de la red eléctrica española. Solo media hora bastó para paralizar el país. Más de seis meses después, aquel apagón sigue dejando su sombra: responsabilidades que se diluyen, soluciones que no llegan y un sistema eléctrico que se mueve siempre al filo de la vulnerabilidad, como una espada de Damocles lista para caer de nuevo en cualquier momento.
Un sistema eléctrico que caminaba por el alambre
Sin entrar en las causas del apagón, vale la pena repasar las circunstancias de la red en ese momento, muchas de ellas aún presentes, que pudieron contribuir a la interrupción del suministro eléctrico.
Deficiente planificación del mix energético
Durante décadas, la estabilidad de la tensión eléctrica dependió de las grandes centrales convencionales: hidráulicas, térmicas y nucleares. Estas instalaciones, llamadas síncronas, tienen la capacidad de regular la tensión inyectando o absorbiendo energía reactiva y, gracias a la inercia de sus generadores, amortiguan las variaciones de frecuencia. El 28 de abril, Red Eléctrica había programado diez centrales para asumir esta función, concentradas principalmente en el norte del país. Pero una de ellas avisó la víspera que no estaría disponible y nadie la sustituyó, dejando al sistema con un “salvavidas” menos. En Andalucía, solo había un ciclo combinado operativo, y en el centro peninsular, una central nuclear.
Según Red Eléctrica, la inercia media del sistema español durante el incidente fue de entre 2,1 y 2,7 segundos, cumpliendo justo con el mínimo recomendado (unos 2 segundos). Sin embargo, expertos externos calculan que en el sur esa cifra cayó a apenas 1,3 segundos, demasiado poca inercia para amortiguar las oscilaciones, dejando al sistema extremadamente sensible y frágil ante cualquier perturbación.
Alta introducción de energía solar y eólica sin sistemas automáticos de amortiguamiento
Desde 2018, la demanda eléctrica en España ha ido bajando, mientras la capacidad fotovoltaica no ha dejado de crecer, trayendo consigo un desafío evidente: la estabilidad del sistema eléctrico. De hecho, el pasado 28 de abril, el sistema alcanzó una de las mayores cuotas de energía renovable registradas: cerca del 70 % de la generación provenía de fuentes variables —solar y eólica— justo antes del colapso.
Las nuevas plantas renovables incorporan en su diseño mecanismos automáticos para regular la tensión y la frecuencia, pero no pueden ponerlos en marcha debido a la negativa de Red Eléctrica, que alega “riesgos técnicos”. Esta parálisis a la hora de acordar una solución roza lo absurdo si se compara con otros países europeos —Alemania, Dinamarca, Reino Unido, Países Bajos, Francia o Italia—, donde estos sistemas automáticos llevan tiempo funcionando con total estabilidad.
Insuficiente velocidad de respuesta de las centrales convencionales
Red Eléctrica reconoció en octubre que las centrales convencionales ya no pueden seguir el ritmo que marcan las energías renovables, especialmente la fotovoltaica. Sus turbinas necesitan varios segundos para reaccionar ante los cambios de tensión, mientras el sistema eléctrico actual se mueve en milisegundos. Dos mundos que, al parecer, ya no se entienden.
Los ciclos combinados, diseñados hace décadas para funcionar de forma estable y previsible, se ven ahora obligados a encenderse y apagarse hasta nueve veces al día. El resultado: un desgaste acelerado, más averías y un aumento considerable de sus costes de mantenimiento. No es precisamente la vida tranquila para la que fueron concebidos.
“El sistema está cogido con alfileres”, admiten fuentes del sector, que alertan de la necesidad urgente de adaptar la red eléctrica a la nueva velocidad —y volatilidad— impuesta por las renovables. Porque, por muy verde que sea el futuro, alguien tendrá que garantizar que la electricidad llegue cuando toca… y no solo cuando el sol y el viento estén de buen humor.
Inadecuado funcionamiento de los mecanismos de protección de algunas centrales
La normativa española obliga a que las centrales eléctricas permanezcan conectadas siempre que la frecuencia del sistema se mantenga entre 48,5 y 51 hercios. En materia de tensión, la regulación europea fija un límite operativo de 420 kilovoltios (kV) para las líneas de 400 kV, lo que deja un margen de maniobra de 20 kV —hasta 440 kV— para facilitar el control del sistema. España, sin embargo, ha decidido ser más “valiente” y elevar ese límite a 435 kV, reduciendo el margen a apenas 5 kV: una franja tan estrecha que casi compite con el propio error de medida de los instrumentos.
Según la ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, varias centrales convencionales —incluidas al menos cuatro de ciclo combinado y varias grandes hidroeléctricas— registraron fallos en la regulación dinámica de tensión, sin reaccionar como deberían ante las fuertes oscilaciones del sistema eléctrico. Como consecuencia, señala la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E), se produjeron desconexiones prematuras o directamente erróneas en distintas plantas de generación, especialmente en el suroeste y el centro peninsular, pese a que el sistema seguía operando dentro de los límites considerados normales.
Lenta capacidad de reacción de la red eléctrica ante perturbaciones
Según los informes del Ministerio para la Transición Ecológica y del Instituto de Investigación Tecnológica de la Universidad Pontificia de Comillas (IIT-Comillas), el sistema de control de tensión de Red Eléctrica sí actuó, pero lo hizo de forma limitada y tardía, de modo que no logró estabilizar la tensión en tiempo real. La razón: una serie de carencias estructurales que lastraron la respuesta global.
Entre ellas, una notable escasez de dispositivos de compensación dinámica rápida —España está por debajo de la media europea en densidad de estos equipos por cada 1.000 km de red—, unos umbrales de actuación demasiado altos (435 kV) que retrasaron cualquier reacción, y la latencia en la intervención de los centros de control (CECOEL y CECRE), que terminó debilitando aún más la capacidad del sistema.
En resumen, el sistema respondió… aunque con bastante menos rapidez de la que cabría esperar en un escenario que pedía, precisamente, todo lo contrario.
Escasa cantidad de líneas y capacidades predictivas de la red eléctrica
La red nacional de transporte eléctrico —la llamada “autopista de la electricidad”— conecta líneas de 400 y 220 kV a través de los nudos eléctricos, puntos clave que permiten añadir nuevas conexiones siempre que haya capacidad disponible. Según la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (AELEC), el 83,4 % de los nudos en España están al límite, y solo cuatro comunidades autónomas se libran de la saturación. Este margen cada vez más estrecho frena nuevas conexiones, bloquea inversiones millonarias —entre 60.000 y 100.000 millones en 2024, según El Independiente— y compromete la estabilidad de un sistema que, para complicarlo más, no se comporta igual en todas las regiones.
El informe preliminar del IIT-Comillas apunta que, el día del gran apagón de abril, más de un tercio de la red de 400 kV del centro y sur del país estaba desconectada por mantenimiento, lo que favoreció las oscilaciones. A ello se suma que las interconexiones con Francia, Portugal y Marruecos, aunque operativas, siguen claramente por debajo de los estándares europeos de seguridad y flexibilidad.
Red Eléctrica, por su parte, admite que aún tiene recorrido de mejora en el control y monitorización del sistema. Por ello, junto con las principales compañías del sector, ha anunciado un plan de inversiones para modernizar la red, con especial foco en digitalización y automatización. Son ámbitos en los que España todavía marcha por detrás de países como Alemania o Noruega, donde ya emplean inteligencia artificial y modelos virtuales para detectar fallos antes de que ocurran y evitar sustos mayores. Aquí, de momento, seguimos en la fase de “estamos en ello”.
Señales de alarma que se ignoraron
No basta con analizar solo lo ocurrido el 28 de abril. Entre los días 16, 22 y 24 de ese mismo mes se registraron graves alteraciones en la red eléctrica, que obligaron a desconectar instalaciones de alta tensión. Las consecuencias fueron palpables: la red ferroviaria entre Madrid y Asturias sufrió interrupciones cuando un exceso de tensión activó las protecciones de algunas de sus subestaciones y la refinería de Repsol en Cartagena tuvo que parar su complejo industrial por problemas de suministro eléctrico.
AELEC advierte que estas señales de inestabilidad deberían haberse tomado en serio. “Durante esas jornadas ya existían indicios claros de riesgo que Red Eléctrica debería haber considerado para garantizar la seguridad del suministro”, señalan, dejando entrever que la alerta estaba sobre la mesa, aunque nadie pareció prestarle la debida atención.
La red eléctrica, aún en modo supervivencia y sin cambios
Desde el apagón del 28 de abril, el sistema eléctrico español opera bajo la llamada “operación reforzada”, que consiste en conectar más grupos síncronos —centrales nucleares, hidráulicas y, sobre todo, ciclos combinados— para mantener el control de la tensión. El resultado: en solo seis meses, esta medida ha generado un sobrecoste de 422 millones de euros, que ya se refleja en un 13 % más en la factura del pequeño consumidor. Un lujo caro para sostener un sistema que sigue mostrando sus grietas.
A pesar del esfuerzo, Red Eléctrica continúa alertando sobre bruscas variaciones de tensión incluso con un elevado número de centrales convencionales conectadas. La red atraviesa unos tiempos de máxima exigencia, sobre todo cuando coinciden baja demanda y alta penetración de renovables. Por ello, el Gobierno ha respaldado la instrucción de retrasar entre 2 y 15 minutos la inyección de energía renovable en ciertas zonas, con el fin de reforzar la estabilidad del sistema. El sector, naturalmente, no aplaude: asegura que esta decisión generará más perjuicios económicos a plantas que ya sufren precios cero o incluso negativos.
En julio, el Consejo de Ministros aprobó nuevas medidas de urgencia, entre ellas la instalación —por primera vez en la Península— de compensadores síncronos, máquinas que no generan electricidad pero aportan inercia y ayudan a prevenir apagones o fluctuaciones bruscas. Eso sí, la fecha de puesta en marcha sigue sin anunciarse.
Otra actuación temporal ha sido la modificación urgente de algunos procedimientos del operador del sistema, aprobada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), con el objetivo de que la red responda con mayor rapidez ante fallos o perturbaciones. Son medidas necesarias, sin duda, aunque más parecen pequeños parches para una infraestructura que clama por una revisión profunda y urgente.
Uno de los cambios estructurales pendientes es activar el control automático de tensión en las centrales renovables, algo que hasta ahora solo se exige a las convencionales. Red Eléctrica lo ha bloqueado, aduciendo que aún no hay garantías de que un sistema distribuido funcione de manera estable junto a la operación centralizada.
Curiosamente, la tendencia internacional va en la dirección contraria: sistemas distribuidos pero coordinados desde un centro, un equilibrio entre el modelo español —demasiado centralizado— y el italiano —muy disperso—. Las eléctricas y el operador tendrán que decidir pronto cuál es la mejor opción y aplicarla a gran escala, como ya hacen otros países avanzados.
Para añadir presión, desde noviembre de 2025 Europa obliga a que todas las nuevas instalaciones renovables cuenten con estas funciones de regulación e inercia, asegurando que la energía verde no solo sea limpia, sino también confiable.
Otro gran problema que dejó al descubierto el apagón es la saturación de la infraestructura de transporte. El Gobierno ha anunciado su intención de ampliar la capacidad de la red en 27,7 gigavatios hasta 2030, priorizando zonas industriales, la evacuación de renovables y áreas rurales con infraestructuras deficitarias. La inversión prevista asciende a 13.600 millones de euros, repartidos por comunidades autónomas según un “cupo eléctrico” que ya despierta cierta inquietud: muchos temen que, más que criterios técnicos, pesen consideraciones políticas.
En algo parece haber consenso: la red necesita una profunda puesta a punto. Lo admiten el Gobierno, Red Eléctrica y las eléctricas. Sin embargo, surgen tensiones en torno a la Tasa de Retribución Financiera (TRF), la fórmula que determina la rentabilidad de las inversiones en la red. La CNMC propone elevarla del 5,58% al 6,58%, pero el sector advierte que sigue por debajo de la media europea (7%-8%). Por ello, consideran que la red española continuará siendo poco atractiva para los inversores, opinión compartida por bancos nacionales e internacionales, que califican la propuesta de “decepcionante”.
El almacenamiento energético en España sigue dando más señales de deseo que de realidad. Las baterías, capaces de guardar electricidad cuando sopla el viento o brilla el sol y soltarla cuando se necesita, son la clave para un sistema más estable y menos dependiente del gas. Pero aquí, estos proyectos siguen siendo escasos y de pequeña escala. Entre 2022 y 2025 se tramitan más de 4,3 gigavatios de nuevos proyectos, muchos junto a parques eólicos y solares… y aún así, la sensación es que España todavía está jugando al “modo ensayo” mientras otros ya marcan el ritmo.
La decisión del Gobierno de cerrar progresivamente las centrales nucleares entre 2027 y 2035 sigue generando polémica. Estas plantas, que aportaron el 19% de la electricidad nacional, son baratas, estables y esenciales para la estabilidad del sistema. Investigadores del MIT alertan que un cierre acelerado aumentaría emisiones y riesgos para la salud pública, con hasta 25.000 muertes prematuras al año en España por enfermedades relacionadas con la mala calidad del aire, según la Agencia Europea de Medio Ambiente. Además, encarecería notablemente la electricidad y obligaría a invertir con urgencia en renovables y almacenamiento. El Ejecutivo prometió que solo se permitiría ampliar la vida nuclear si se cumplen tres condiciones: seguridad radiológica, seguridad de suministro y sin encarecer la factura del usuario. Por este motivo, cada vez más voces cuestionan cómo justificar un cierre que, sobre el papel, no incumple ninguna de esas líneas rojas.
Desacuerdos, cruce de acusaciones y pocas respuestas
España y Europa esperan con impaciencia el informe definitivo de ENTSO-E, previsto para el primer trimestre de 2026. Este documento debería aclarar qué provocó el gran apagón del 28 de abril, un episodio que todavía deja más preguntas que respuestas.
Mientras tanto, el sector eléctrico vive una auténtica batalla de culpas entre el Gobierno, Red Eléctrica y las grandes compañías. Declaraciones cruzadas, reproches y la evidente lucha por controlar el relato acaparan titulares, mientras cada actor procura protegerse antes de que los técnicos emitan su veredicto.
La descoordinación exhibida antes y durante el apagón se ha convertido en un festival de desconfianza: los distintos actores del sector eléctrico parecen más ocupados en preparar su defensa jurídica que en explicar al público qué falló y por qué. Entretanto, las responsabilidades flotan en un limbo de tecnicismos y estrategias legales, como un juego de sombras que poco ayuda a que los ciudadanos recuperen la confianza perdida.
En este contexto, el Gobierno aprobó hace unas semanas el Real Decreto 997/2025, que ordena a Red Eléctrica y a la CNMC adoptar medidas urgentes para frenar el creciente coste de la operación reforzada —que aumentó un 31% solo en octubre— y proponer cambios que alivien la factura de todos los consumidores.
Entre versiones contradictorias, excusas y cambios de criterio casi semanales, el ciudadano medio observa desconcertado cómo Gobierno, Red Eléctrica y compañías eléctricas parecen navegar a la deriva. La incertidumbre incluso ha cruzado el Atlántico: los gigantes financieros BlackRock y CDPQ han intensificado su presión sobre Red Eléctrica, cuya cotización se desploma más de un 20% desde el apagón, en contraste con un Ibex que sigue marcando máximos. Un recordatorio costoso de que, en el sector eléctrico, la realidad a veces corre más despacio que las noticias.
Medio año después, las medidas efectivas siguen brillando por su ausencia. La electricidad es más cara —y amenaza con seguir subiendo—, la euforia renovable ha perdido brillo y el sistema eléctrico continúa tambaleándose, arrastrando consigo buena parte del futuro económico. España es hoy menos competitiva, menos descarbonizada y bastante más preocupada… aunque algunos parecen confiar en que la tormenta pasará sin que ellos se vean afectados.
Francisco José Conesa Cánovas
Doctor Ingeniero Industrial
