Doce meses después del mayor corte eléctrico de Europa en dos décadas, los informes técnicos han respondido a las preguntas fundamentales sobre su origen. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia ha iniciado el proceso sancionador contra las empresas implicadas y contra el propio operador de red. La probabilidad de que el cero energético se repita es, según los expertos consultados, reducida.
El 28 de abril de 2025, a las 12 horas, 33 minutos y 16 segundos, la red eléctrica de la península ibérica se desconectó de forma casi instantánea. El mayor apagón registrado en Europa en al menos dos décadas dejó sin suministro a millones de hogares y empresas durante horas, en algunos puntos hasta el día siguiente. Un año después, los informes técnicos han dado respuesta a las preguntas fundamentales sobre su origen. Las dudas que persisten no son ya de naturaleza científica, sino jurídica y política.
Cuatro análisis de primera magnitud han abordado las causas del incidente: el informe del Gobierno central, presentado por la ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, en junio de 2025; el informe factual y el informe de causas de la Organización Europea de Operadores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E), publicados en marzo de 2026; y los análisis de Red Eléctrica de España (REE) y de la patronal eléctrica Aelec. El resultado es un consenso técnico considerable sobre qué ocurrió, con algunas aristas pendientes de resolución.
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La secuencia técnica del cero eléctrico
El corte comenzó con una oscilación en la planta fotovoltaica Núñez de Balboa, propiedad de Iberdrola y ubicada en la provincia de Badajoz, a las 12.03 horas. Las oscilaciones son variaciones rítmicas de la tensión habituales en la red eléctrica europea, pero esta tenía un perfil hasta entonces desconocido. El informe de ENTSO-E la clasificó como un fenómeno de inestabilidad inducida por un convertidor —el dispositivo electrónico que transforma la corriente continua de los paneles solares en alterna apta para la red—. A continuación se produjo una segunda oscilación de escala continental, denominada interárea, que afectó a toda la red paneuropea entre las 12.19 y las 12.22 horas.
Para contener el aumento de voltaje que generan estas perturbaciones, REE tenía programadas centrales térmicas de regulación. Aquella mañana, de las diez asignadas a ese cometido, una había comunicado su indisponibilidad la noche anterior. Algunos generadores operativos aumentaron la tensión en lugar de reducirla; otros se desconectaron antes de tiempo. En apenas cinco segundos, 15 gigavatios (GW) de generación —el 60% del sistema eléctrico— desaparecieron de golpe, desencadenando una cascada de cortes que condujo al cero energético total. Damián Cortinas, presidente del consejo de administración de ENTSO-E, resumió el alcance histórico del evento: «Ha sido el mayor apagón que hemos tenido en la población europea en al menos 20 años».
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Las renovables: causa directa descartada, reto de gestión confirmado
El origen del incidente en un convertidor de una planta solar puso a las energías renovables en el centro del debate. Los informes técnicos han aclarado, sin embargo, la distinción entre origen y causa: el problema no fue la tecnología fotovoltaica como tal, sino el modo en que el sistema gestionó las oscilaciones que esa tecnología puede generar. Cortinas fue explícito al presentar el informe europeo: «Esto no es sobre renovables, sino sobre el control de tensión». Las fuentes renovables quedan, en el plano de los informes institucionales, al margen de la responsabilidad directa por el apagón.
La cuestión que los análisis sí ponen sobre la mesa es la adaptación del sistema a un mix energético con alta penetración renovable. La inercia —la resistencia a los cambios bruscos de frecuencia que proporcionan las grandes turbinas rotatorias de las centrales convencionales— se reduce a medida que crece el peso de fuentes como la solar o la eólica. Raquel Martínez, doctora en Ingeniería Industrial y profesora en la Universidad de Cantabria, sintetiza el diagnóstico: «La presencia creciente de renovables exige una forma distinta de operar la red eléctrica». El físico e investigador del Consejo Superior de Investigaciones Científicas (CSIC) Antonio Turiel añade que «se ha introducido una cantidad masiva de renovables sin suficientes sistemas de estabilización».
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La depuración de responsabilidades: la CNMC y los expedientes
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha abierto una treintena de expedientes sancionadores en relación con el apagón, dirigidos tanto a empresas eléctricas como a la propia REE. La calificación de los procedimientos más graves es la máxima prevista por la legislación sectorial: «infracción muy grave», que implica el incumplimiento de obligaciones regulatorias con perjuicio para el sistema o para terceros. Entre las compañías que afrontan estos procesos figuran Iberdrola, Endesa y Naturgy. REE también ha recibido un expediente de ese rango, relacionado con su papel como operador del sistema el día del incidente.
El proceso sancionador es el capítulo que los informes técnicos no pueden cerrar por sí solos. Los análisis del ENTSO-E, del Gobierno y de REE han establecido qué ocurrió y en qué secuencia; la CNMC debe determinar si alguna empresa o el propio operador del sistema incumplió sus obligaciones reglamentarias con carácter sancionable. El Gobierno y Red Eléctrica han sostenido que en todo momento se siguieron los procedimientos normativos vigentes. Los expertos advierten de que la resolución de estos expedientes podría prolongarse durante meses. La responsabilidad técnica está documentada; la jurídica, pendiente.
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Lo que cambió en un año: red reforzada, pero no invulnerable
En los 365 días transcurridos desde el apagón, la red eléctrica española no ha registrado ningún incidente de magnitud comparable. Tras el cero energético, REE puso en marcha un esquema de operación reforzado que implica mayores márgenes de seguridad en la gestión de la tensión. Al mismo tiempo, la capacidad de almacenamiento mediante baterías —uno de los mecanismos que puede aportar estabilidad sintética a un sistema con alta penetración renovable— ha crecido de forma acelerada. Según datos de la Fundación Renovables, la potencia instalada de almacenamiento en baterías aumentó un 589% entre abril de 2025 y abril de 2026, al pasar de 28 megavatios (MW) a 193 MW.
Los expertos consultados coinciden en que la probabilidad de que se repita un cero eléctrico es reducida en el marco operativo actual, aunque ninguno la descarta de manera categórica. Bosco Serrano Valverde, responsable de combustibles sostenibles del think tank Transport & Environment (T&E), califica el riesgo de «altamente improbable», y el propio Turiel coincide en que, con la operación reforzada vigente, un nuevo colapso similar «no debe ser posible». La hoja de ruta técnica para consolidar esa robustez estructural pasa, según los mismos especialistas, por mayor almacenamiento, gestión activa de la demanda y una mejora de la interconexión eléctrica con Francia, actualmente muy por debajo de los estándares europeos.
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El debate nuclear: argumento político, datos técnicos
El aniversario del apagón se ha convertido en el escenario elegido por la oposición para reivindicar la extensión de la vida útil de las centrales nucleares españolas. En una jornada organizada por el Partido Popular (PP) el 27 de abril en el Congreso, los expertos convocados argumentaron que la ausencia de cuatro de los siete reactores disponibles aquella mañana —solo tres estaban activos— redujo la inercia síncrona del sistema y contribuyó a su fragilidad. La energía nuclear aporta esa inercia a través de sus turbinas rotatorias, un servicio que las fuentes solares y eólicas no prestan de forma inherente con la tecnología predominante.
El argumento tiene respaldo en el diagnóstico técnico parcial, pero no constituye la única lectura posible del incidente. El informe de ENTSO-E no identifica la composición del mix energético como causa determinante del apagón, sino el fallo en el control de la tensión en un momento de debilidad sistémica. La solución que los análisis institucionales señalan como prioritaria no es la extensión nuclear en sí misma, sino la mejora de los mecanismos de regulación de la tensión, el desarrollo del almacenamiento y la habilitación de los generadores renovables para prestar servicios de estabilización de red. La tecnología grid forming —que proporciona inercia sintética a través de baterías y conversores— es señalada como la respuesta estructural al reto que plantea la transición energética a los sistemas eléctricos contemporáneos.
