Un grupo de cincuenta expertos designados por Entso-e, la organización que agrupa a los gestores de redes eléctricas europeas, concluye que el gran apagón que dejó sin suministro a la península ibérica el 28 de abril del año pasado no tuvo un solo responsable. El informe definitivo, presentado en Bruselas, identifica fallos encadenados.
El apagón del 28 de abril de 2025 fue el mayor corte de suministro eléctrico en la historia del sistema energético europeo. Afectó a la totalidad de la península ibérica y tardó entre 16 horas y, en algunos casos, hasta la mañana siguiente en ser reparado. Apenas tres días después del suceso, Entso-e —la asociación europea de operadores de sistemas de transporte de electricidad— constituyó un grupo de trabajo específico para determinar qué había ocurrido. Ayer presentaron en Bruselas el informe definitivo, un documento de 446 páginas que contiene 22 recomendaciones dirigidas a todos los actores del sistema: operadores, distribuidoras, reguladores y administraciones públicas.
La conclusión central del estudio es que no existe una causa única atribuible a un solo actor. «No hubo un solo culpable de esto», afirmó Klaus Kaschnitz, responsable de la investigación, durante la presentación del documento. El informe describe en cambio una «tormenta perfecta» provocada por la convergencia de múltiples factores que empujaron el sistema eléctrico hacia un «punto de no retorno» del que ya no fue posible recuperarse sin un corte generalizado del suministro. El presidente del comité de Entso-e, Damian Cortinas, subrayó que «este modo de apagón es algo que nunca había ocurrido antes, ni siquiera se había teorizado», pero añadió que «ya sabemos lo que hay que hacer para evitarlo».
Supervisión manual, renovables y autoconsumo, causas encadenadas
El informe identifica como primer factor determinante la gestión manual de la tensión en la red por parte de Red Eléctrica, el operador del sistema de transporte español. Cuando la tensión se aproximó a niveles críticos a las 12:32 del 28 de abril, el operador necesitaba el apoyo de una supervisión en tiempo real que no existía. «Lo que requería un cierto tiempo para la toma de decisiones y el procesamiento», señala el documento, impidió identificar el riesgo cuando la tensión se acercó al umbral de desconexión automática. La diferencia entre la potencia reactiva que las centrales eléctricas aportaban y la que el sistema requería fue inferior al 75% de las solicitudes del operador en las horas críticas previas al apagón.
Las grandes centrales de generación convencional —Iberdrola, Endesa y Naturgy, fundamentalmente— también incurrieron en responsabilidades, al conectarse y desconectarse de componentes críticos para el control de la tensión sin la supervisión adecuada. A estas deficiencias se sumó el comportamiento del autoconsumo fotovoltaico. La sobretensión registrada en el sistema durante las oscilaciones provocó que un número significativo de instalaciones solares de pequeña potencia —menores de un megavatio— se desconectaran de forma automática, lo que agravó la inestabilidad de la red en un momento en que cada unidad de generación resultaba determinante para mantener el equilibrio.
Las 22 recomendaciones y los cinco grupos de medidas
El informe estructura sus recomendaciones en cinco bloques temáticos: control de la tensión, gestión de las oscilaciones en la red, protocolos de desconexión, planes de contingencia y restablecimiento del sistema. El primer bloque es el de mayor urgencia, ya que España opera su red de transporte en 435 kilovoltios (kV), frente a los 420 kV que es el estándar aplicado en el resto de Europa. Esta diferencia dejó un margen «muy reducido o inexistente» entre el límite de funcionamiento normal y la tensión a la que se activa la desconexión automática.
Para el control de las oscilaciones, los expertos instan a los operadores a mejorar urgentemente las herramientas de amortiguación, monitorización y detección temprana de perturbaciones en la red. En el capítulo de las desconexiones, las medidas de protección del sistema reclaman una mejor configuración de los ajustes técnicos que utilizan las distribuidoras. Los expertos también proponen diseñar planes de defensa del sistema a escala continental, con una aplicación garantizada en un plazo máximo de 24 horas, y establecer mecanismos de colaboración reforzada entre los reguladores nacionales de cada país.
Red Eléctrica responde y los reguladores entran en escena
El informe señala también deficiencias en el marco regulatorio. La normativa aplicable a las centrales de generación convencionales no incluía criterios explícitos sobre el comportamiento dinámico necesario durante situaciones de tensión extrema, ni consecuencias económicas para los generadores que incumplieran los niveles de control requeridos. La Secretaría de Estado de Energía ya ha anunciado la puesta en marcha de un régimen sancionador específico para dar respuesta a esta laguna normativa.
Red Eléctrica, que forma parte de la propia Entso-e como gestor de la red de transporte española, emitió un comunicado en el que destacó que los factores que provocaron el apagón fueron múltiples y rechazó que el suceso sea atribuible en exclusiva a su gestión. El operador recordó que el 18 de junio de 2025 aportó ya evidencias de que había cumplido con la normativa vigente antes, durante y después del apagón. El informe europeo, sin embargo, identifica en el comportamiento de Red Eléctrica uno de los eslabones de la cadena de fallos, con independencia de que otros actores también incurrieran en deficiencias. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y el Ministerio para la Transición Ecológica son los organismos designados para verificar que los reguladores nacionales ratifican y aplican el análisis realizado por los expertos europeos.
