El sistema eléctrico peninsular español experimentó el 28 de abril de 2025 su primer «cero de tensión» total, un evento de magnitud sistémica que desconectó de manera simultánea el suministro eléctrico en la totalidad de España y Portugal.
Este incidente, clasificado como de Nivel 3 según la escala de incidentes de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E), representó el colapso más severo del área síncrona de Europa Continental en las últimas dos décadas.
Tras doce meses de investigaciones técnicas, auditorías de ciberseguridad y comisiones parlamentarias, los informes definitivos emitidos por el Operador del Sistema (OS), el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) y el panel de expertos de la Unión Europea han convergido en un diagnóstico multifactorial.
La cuestión central de si las energías renovables fueron el motivo del apagón ha sido respondida con un matiz técnico profundo: si bien se identificó una instalación fotovoltaica como el origen de una oscilación perturbadora inicial, las fuentes renovables han sido descartadas como la causa raíz de la insuficiencia del sistema, señalándose en su lugar un fallo generalizado en el control de la tensión, una normativa obsoleta y una respuesta inadecuada de los activos de generación convencional.
Dinámica de los sistemas eléctricos modernos y el contexto de la transición energética
Para abordar la investigación sobre la responsabilidad de las renovables, resulta fundamental comprender la diferencia técnica entre la estabilidad de frecuencia y la estabilidad de tensión. Históricamente, la seguridad de los sistemas eléctricos se basaba en la inercia proporcionada por las grandes masas rotatorias de los generadores síncronos (nucleares, térmicos e hidráulicos).
Esta inercia se puede modelar mediante la ecuación de oscilación del rotor:
J {dω / dt} = Tm – Te
Donde J representa el momento de inercia, ω la velocidad angular, Tm el par mecánico y Te el par electromagnético.
En un sistema con alta penetración de renovables, la generación se conecta a la red mediante electrónica de potencia (inversores), que carecen de esta inercia física intrínseca.
No obstante, el incidente del 28 de abril no fue un fallo de frecuencia provocado por la falta de inercia, sino un colapso de tensión debido a una gestión insuficiente de la potencia reactiva.
El sistema eléctrico español había evolucionado hacia una penetración de renovables del 59 por ciento solar y 11 por ciento eólica en el momento del incidente.
Esta transformación, aunque necesaria para la descarbonización, introdujo una vulnerabilidad: la generación renovable operaba bajo un marco regulatorio que no le exigía participar en el control dinámico de la tensión, una función que se reservaba casi exclusivamente a las plantas síncronas a través de los servicios de ajuste por restricciones técnicas.
Secuencia técnica del incidente: del vaivén de tensión al cero energético
La cronología del 28 de abril de 2025 se divide en cuatro fases críticas identificadas por el Comité de Análisis de la Crisis Eléctrica y ratificadas por expertos independientes.
Fase 0: Inestabilidad y antecedentes
Durante los días previos, específicamente el 22 y 24 de abril, la red de transporte de 400 kV ya había mostrado oscilaciones de tensión destacables entre las 10:00 h y las 20:00 h.
En la mañana del día 28, las tensiones en la red variaban con una intensidad superior a la habitual, situándose en rangos próximos a los límites operativos de 435 kV, muy por encima de los 420 kV estándar en el resto de Europa.
Fase 1: Fenómenos oscilatorios (12:00 h – 12:30 h)
A las 12:03 h se registró una oscilación atípica de 0,6 Hz que persistió durante cuatro minutos y 42 segundos. Esta frecuencia es inusual, ya que las oscilaciones inter-área europeas suelen ser de 0,2 Hz.
Esta perturbación provocó fluctuaciones de tensión de hasta 30 kV en el suroeste peninsular. El Operador del Sistema (REE) aplicó medidas para amortiguarla, como aumentar el mallado de la red y reducir la exportación hacia Francia, pero estas acciones tuvieron el efecto colateral de elevar aún más la tensión en un sistema ya estresado.
Fase 2: Desconexiones en cascada (12:32:57 – 12:33:18)
Al superar la tensión los límites de seguridad, se produjo una reacción en cadena. En solo 21 segundos, se desconectaron aproximadamente 2,2 GW de generación en las provincias de Granada, Badajoz, Sevilla y Cáceres.
Un hallazgo crítico de la investigación es que muchas de estas desconexiones fueron «indebidas», ocurriendo antes de que se alcanzaran los umbrales de protección establecidos (entre 380 kV y 435 kV).
Fase 3: Aislamiento y colapso (12:33:18 – 12:33:30)
La pérdida súbita de tal volumen de generación provocó una caída de frecuencia hasta los 48,5 Hz. La península ibérica perdió el sincronismo con Francia y se convirtió en una isla eléctrica.
Los sistemas de defensa (deslastre de cargas) se activaron, pero la rapidez del fenómeno de sobretensión superó la capacidad de respuesta, resultando en un cero total de tensión en España y Portugal.
| Parámetro del sistema | Valor pre-Incidente | Valor en el colapso | Umbral de seguridad |
| Tensión Red 400 kV | 415 – 430 kV | > 435 kV | 435 kV |
| Frecuencia de Red | 50,00 Hz | 48,50 Hz | 49,00 Hz (Inestabilidad) |
| Inercia del Sistema | 2,3 segundos | N/A | 2,0 segundos |
| Generación Perdida | 0 MW | 2.200 MW | N/A |
Investigación sobre la causa raíz: El papel de las renovables
La investigación se centró en determinar si la alta producción renovable del día 28 fue la causa del colapso. Los informes finales de ENTSO-E y REE han proporcionado datos concluyentes para descartar la insuficiencia de las renovables como motivo, aunque señalando fallos en su modo de operación.
La exoneración de la capacidad y la previsión
Se ha confirmado que no hubo problemas de «adecuación». El sistema disponía de potencia instalada y generación programada más que suficiente para cubrir la demanda de 26.700 MW de ese momento.
Las desviaciones en las previsiones solares fueron mínimas y no tuvieron impacto operativo directo en el desencadenamiento del apagón. Por lo tanto, el argumento de que «no hubo sol o viento suficiente» o que «las renovables fallaron en producir» es técnicamente falso.
El origen de la oscilación: La planta A en Badajoz
Un punto de gran controversia ha sido la identificación de una planta fotovoltaica en la provincia de Badajoz como el origen de la oscilación forzada de 0,6 Hz.
Denominada «Planta A» en los informes oficiales, fuentes del sector e investigaciones periodísticas la han identificado como la planta de Núñez de Balboa, propiedad de Iberdrola.
Según el OS, un mal funcionamiento en los sistemas de control interno de los inversores de esta planta truncó la onda senoidal, inyectando perturbaciones que se propagaron por la red de transporte.
La Unión Española Fotovoltaica (UNEF) ha rechazado que una única planta de 500 MW pueda ser responsable de la caída de un sistema con 139.000 MW de capacidad instalada. El sector argumenta que la oscilación de una planta solo se convierte en un riesgo sistémico si la red es frágil y si los mecanismos de compensación (que ese día debían proveer las centrales de gas y nucleares) fallan.
El problema de la reactiva y el factor de potencia fijo
La mayor implicación de las renovables en el apagón no fue su generación, sino su incapacidad de ayudar al sistema a bajar la tensión. Bajo la normativa vigente en 2025 (PO 7.4 previo), las renovables operaban con un factor de potencia fijo, lo que impedía que absorbieran potencia reactiva para frenar la sobretensión.
Esta limitación era regulatoria, no tecnológica, ya que los inversores modernos están capacitados para el control de tensión si el marco normativo así lo requiere.
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