Cinco meses después del gran apagón: causas, lecciones y retos

Han pasado ya cinco meses desde el “cero eléctrico” que dejó sin luz a España y Portugal durante varias horas del 28 de abril de 2025 y parte de la madrugada siguiente. Fue un suceso inédito: nunca antes se había registrado una interrupción de semejante alcance.

En el tiempo transcurrido ha sido posible reconstruir la secuencia del incidente con precisión de centésimas de segundo, pero persisten discrepancias sobre las causas -sin duda multifactoriales- que determinaron algunas desconexiones de centrales y equipos que fueron decisivas en la irreversibilidad del proceso. Las investigaciones continúan y todavía no existe un consenso claro. Sin embargo, sí pueden ser extraídas ya enseñanzas valiosas sobre cómo reforzar nuestro sistema eléctrico, tanto desde una perspectiva técnica como regulatoria.

El episodio ha recordado la importancia de revisar los protocolos de coordinación entre los distintos agentes del sector, reforzar la transparencia en la comunicación de incidencias y adaptar la regulación del mercado y de la operación del sistema a los nuevos desafíos de la transición energética. Solo una visión integral -que combine resiliencia tecnológica, buen gobierno regulatorio y cooperación efectiva- permitirá reducir el riesgo de futuros apagones y garantizar la estabilidad del suministro.

El suceso también ha servido como llamada de atención sobre el valor estratégico de la electricidad: un bien esencial para hogares y empresas cuya continuidad depende de un sistema cada vez más complejo y cada vez con mayor participación de nuevas tecnologías de generación, de almacenamiento y de control.

Las causas: una reacción en cadena difícil de reconstruir

Determinar las causas exactas del apagón es tarea de los especialistas en dinámica de sistemas eléctricos. Gracias a los equipos registradores instalados en los principales nudos de la red de transporte (hay 76 equipos capaces de medir las magnitudes eléctricas de forma precisa y sincronizada), el operador del sistema ha podido reconstruir la secuencia de eventos de desconexión que llevaron al cero eléctrico, pero todavía no es del todo posible concluir si ha habido protecciones que funcionaron intempestiva o anticipadamente y pudieran haber condicionado fatalmente el incidente hacia un fallo total. Tocaría ahora, después de haber analizado millones de datos, hacer simulaciones para identificar qué fue crítico y cómo se podría haber evitado, tarea que exige medios técnicos avanzados y plena cooperación entre los actores implicados, algo que lamentablemente no siempre ocurre. Parte de la información pertenece a empresas privadas que la consideran confidencial (a pesar de funcionar con una autorización administrativa), lo que complica la investigación.

De momento, solo se sabe que el apagón se originó por una reacción en cadena de sobretensiones y desconexiones de generación, asociadas a fallos en el control dinámico de tensión. Es probable que no existiera una única causa, sino varias causas concurrentes, todas de muy baja probabilidad de ocurrencia que, combinadas, produjeran un evento de menor probabilidad aún. En definitiva, causas, ninguna de ellas suficiente por si sola para provocar el incidente, pero todas ellas necesarias.

Las discrepancias entre los informes del Gobierno, Red Eléctrica de España (REE) y otros agentes sugieren que aún hay debates técnicos abiertos. El informe definitivo de ENTSO-E -la organización europea de operadores de sistemas eléctricos- está todavía pendiente de la información requerida a algunas empresas eléctricas, y aunque sus avances provisionales confirmen la secuencia de los hechos, falta todavía la identificación de las causas raíz y la elaboración de una lista de recomendaciones. 

Mientras tanto, tanto el Gobierno como REE han adelantado líneas de actuación que cuentan con amplio consenso: 1) Reforzar la disponibilidad de centrales capaces de gestionar tensión y energía reactiva. 2) Mejorar los protocolos operativos y la verificación del cumplimiento de las obligaciones de control de tensión por parte de las generadoras. 3) Impulsar inversiones en la red de sistemas de control de tensión eliminando restricciones estandarizadas. 4) Impulsar el almacenamiento eléctrico —baterías y otros equipos— para dotar al sistema de mayor flexibilidad. 5) Fortalecer las interconexiones con Europa, para disponer de mayor margen de maniobra ante perturbaciones internas. 6) Aumentar la ciberseguridad en los sistemas de control y comunicaciones.

REE, por su parte, propone garantizar que toda la generación disponga de control dinámico de tensión, revisar los ajustes de protección frente a sobretensiones, mejorar la visibilidad operativa de la red mediante sensores avanzados y reforzar los recursos destinados al control de tensión.

Energía renovable y estabilidad del sistema

Más allá de los aspectos técnicos inmediatos, el apagón ha reabierto un debate de fondo: ¿puede un sistema eléctrico basado casi por completo en energías renovables mantener la estabilidad y la fiabilidad del suministro?

La respuesta, según la mayor parte de los expertos, es afirmativa. Las centrales renovables modernas, gracias a la electrónica de potencia y a sus sistemas de control, pueden aportar servicios esenciales para la estabilidad del sistema, como el control de tensión y frecuencia, e incluso proporcionar “inercia virtual” mediante algoritmos que simulan la respuesta de las máquinas giratorias de las centrales térmicas o hidráulicas.

El desafío no es tanto tecnológico como de coordinación. Es necesario que todas las instalaciones renovables —actuales y futuras— estén equipadas con el hardware y software adecuados, configurados y gestionados bajo criterios comunes. En esa coordinación REE debe desempeñar un papel central para garantizar que la respuesta de las renovables contribuya efectivamente a la estabilidad global.

Este debate técnico enlaza con cuestiones regulatorias de fondo: ¿dispone REE, como Operador del Sistema, de las competencias suficientes para garantizar una operación segura y eficiente del conjunto generación-transporte en tiempo real?

El papel del Operador del Sistema

Conviene recordar que la operación del sistema eléctrico es, ante todo, una función técnica, aunque ya en 1997 (desde la mal llamada liberalización del sector eléctrico) se incorporaran mercados destinados a resolver las restricciones técnicas. La creación de estos mercados -como los de los servicios complementarios- supuso que algunas funciones que antes asumía REE quedaran fragmentadas o sujetas a dinámicas de mercado.

Esta evolución ha generado varios problemas:

-Procesos operativos menos eficientes, al depender de mecanismos de mercado poco competitivos.

-Costes elevados para los consumidores, al fijarse precios por servicios imprescindibles sin verdadera competencia.

-Pérdida de la capacidad que antes tenía REE para planificar la operación a medio y largo plazo, lo que reduce la seguridad del sistema y aumenta los costes del suministro de electricidad.

En este contexto, el apagón ha reavivado un viejo debate: la propuesta, impulsada por algunos grandes grupos eléctricos, de separar las funciones de transporte y operación que hoy desempeña REE. El argumento es el supuesto conflicto de intereses entre ambas funciones, dado que la retribución del transporte se calcula en función de los activos reconocidos.

Sin embargo, el modelo español y europeo ya garantiza la independencia de REE que no produce ni comercializa electricidad, y su red se desarrolla según planes estatales aprobados por el Gobierno y supervisados por la CNMC y el Parlamento. Por tanto, no existe el riesgo clásico de discriminación o competencia desleal.

Separar la operación del transporte generaría, en cambio, nuevos problemas:

-Mayor complejidad y riesgo en la coordinación entre quien opera el sistema y quien gestiona la red. La red es, en definitiva, los ojos a través de los cuales el Operador puede ver y controlar en tiempo real el funcionamiento de un sistema que es extraordinariamente complejo y delicado.

-Pérdida de eficiencia técnica, al romper la relación directa entre la operación en tiempo real y el equipamiento físico.

-Retrasos en la toma de decisiones críticas que afectan a la seguridad del suministro.

-Incremento de costes por duplicación de estructuras y equipos humanos para actividades que se desarrollan simultáneamente necesitadas de una coordinación absoluta.

-Generación de nuevos conflictos entre los costes de mantenimiento de la red y las necesidades para su operación.

La cuestión no debería ser dividir REE, sino -muy al contrario- reforzar su capacidad operativa y regulatoria. Lo esencial es garantizar que el Operador del Sistema disponga de herramientas suficientes para cumplir su misión principal: mantener la seguridad y estabilidad del suministro eléctrico en tiempo real, de forma compatible con la eficiencia económica y la transición hacia un sistema descarbonizado. 

Hace bien REE en urgir a la CNMC la aprobación de procedimientos que considera necesarios para la seguridad del Sistema Eléctrico. Y la CNMC haría mejor en respaldar la autoridad de REE, como operador del sistema de generación/transporte, sin recurrir, para validar esos procedimientos, a lentos procesos de consultas y alegaciones que no parecen tener más objetivo que oponer su propia autoridad ante quien tiene la responsabilidad de conducir la operación del sistema eléctrico. Con todo esto, pocas bromas. 

También debería la CNMC preocuparse menos con el aumento de los costes que pudieran tener causa en el endurecimiento de las condiciones de prestación de los servicios que propugna REE y más con el diseño de un mercado -el eléctrico- en el que el poder de mercado campa por sus respetos y que ha convertido la electricidad en un instrumento de extracción de rentas de familias y empresas.

Lecciones y futuro

El gran apagón del 28 de abril no solo evidenció vulnerabilidades técnicas, sino también la necesidad de repensar la gobernanza del sistema eléctrico en una etapa de cambio profundo. España avanza hacia un modelo energético basado casi por completo en renovables, interconectado con Europa y apoyado en redes inteligentes. Pero esa transición exige reforzar la capacidad de respuesta ante perturbaciones y asegurar que la regulación esté alineada con los objetivos de seguridad, sostenibilidad y eficiencia económica, cuestiones que sólo pueden venir de la mano de las centrales renovables, del almacenamiento, de nuevas tecnologías de control de potencia y de la recuperación por REE de funciones que le fueron quitadas con la reforma regulatoria traída de la mano del PP en 1998.

Un incidente de esta magnitud debe considerarse una fuente de información. Analizar a fondo lo ocurrido permitirá identificar mejoras en la operación, en la planificación y en los mecanismos de defensa automática del sistema. Al mismo tiempo, es una oportunidad para fortalecer la cultura y la normativa de transparencia, cooperación y rendición de cuentas entre las instituciones y los agentes del sector eléctrico.

La electricidad es la columna vertebral de la economía moderna. Su fiabilidad no puede darse por sentada: depende de decisiones técnicas, regulatorias y políticas que deben anticipar los desafíos de un sistema en rápida transformación.

En definitiva, el cero eléctrico de abril de 2025 nos recordó que la transición energética no es solo una cuestión de generación limpia, sino también de estabilidad, coordinación y buen gobierno. Aprender de este episodio será la mejor garantía para que la luz -en todos los sentidos- nos siga iluminando.