El fallo de la generación convencional y los servicios de ajuste
Uno de los hallazgos más sorprendentes de la investigación fue que las tecnologías tradicionalmente consideradas «garantes de la estabilidad» (gas y nuclear) no cumplieron con sus obligaciones.
Incumplimiento de centrales síncronas
El informe del Comité de Análisis de la Crisis Eléctrica destaca que varias centrales síncronas programadas específicamente para regular la tensión a través de restricciones técnicas no respondieron adecuadamente a las consignas del Operador del Sistema. En algunos casos, estas centrales inyectaron potencia reactiva (subiendo la tensión) cuando se les ordenó absorberla.
La CNMC ha abierto expedientes muy graves a sociedades gestoras de centrales nucleares como Almaraz-Trillo por incumplimiento reiterado de obligaciones de disponibilidad y disponibilidad de potencia reactiva.
Programación insuficiente del operador del sistema
A pesar de las señales de inestabilidad de los días previos, REE programó para el 28 de abril el número más bajo de centrales síncronas con capacidad de regulación de tensión de todo el año.
Este «error de planificación» dejó al sistema con una capacidad de control de tensión insuficiente para amortiguar la oscilación provocada por la planta fotovoltaica de Badajoz.
| Responsabilidad identificada | Actor implicado | Detalle del fallo |
| Origen del trigger | Planta fotovoltaica en Badajoz | Fallo en control interno de inversores (oscilación 0,6 Hz) |
| Fallo de respuesta | Centrales nucleares y ciclos combinados | No absorbieron reactiva según consigna del OS |
| Fallo de supervisión | Red Eléctrica de España (REE) | Planificación insuficiente de recursos síncronos |
| Fallo regulatorio | Gobierno y CNMC | Normativa que no exigía control de tensión a renovables |
Análisis de las hipótesis descartadas
La investigación técnica ha sido exhaustiva en descartar teorías que, aunque populares en los medios y redes sociales, carecían de fundamento físico tras el análisis de los datos.
Descarte total del ciberataque
Dada la sincronización del apagón y el contexto geopolítico, se sospechó inicialmente de una intrusión maliciosa. El panel de expertos de ENTSO-E, tras analizar 133 GB de datos junto con el INCIBE y el Centro Criptológico Nacional, concluyó el 20 de marzo de 2026 que no existían indicios de intrusión o manipulación en los sistemas eléctricos. El colapso fue estrictamente físico, derivado de una secuencia de eventos operativos y técnicos.
La inercia no fue la causa raíz
Aunque se debatió intensamente si la «falta de inercia» de las renovables causó el apagón, los informes técnicos han sido claros: incluso con niveles de inercia significativamente superiores, la pérdida de sincronismo no se habría evitado.
La velocidad y magnitud del aumento de tensión (sobretensión) y las desconexiones en cascada llevaron al sistema a un «punto de no retorno» antes de que la inercia pudiera haber tenido un efecto estabilizador significativo.
En el momento previo, el sistema contaba con 2,3 segundos de inercia, superando el objetivo de dos segundos recomendado por ENTSO-E.
Comparativa con el incidente de julio de 2021
Resulta revelador comparar este evento con el incidente del 24 de julio de 2021. En aquella ocasión, un incendio forestal y un accidente de un hidroavión en Francia provocaron la desconexión de la península ibérica.
Sin embargo, aquel fue un incidente de frecuencia (caída súbita por pérdida de importación), mientras que el de 2025 fue un incidente de tensión (sobretensión por exceso de reactiva y fallos de control).
El hecho de que el sistema de 2021 se estabilizara en 37 minutos y el de 2025 colapsara totalmente resalta la mayor complejidad de los problemas de tensión en redes modernas con alta electrónica de potencia.
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