El 28 de abril de 2025 la península ibérica vivió un histórico apagón eléctrico. El 17 de junio, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), de España, presentó al Consejo de Ministros los informes que detallan los acontecimientos que desencadenaron el problema. También Red Eléctrica, como operador del sistema eléctrico y en cumplimiento de la normativa vigente, presentó un informe técnico y analítico, complementario del del Ministerio.
Se descartó la posibilidad de que el incidente respondiese a un ciberataque. Tras analizar más de 300 GB de información, el documento del MITECO revela que el cero eléctrico se produjo por un problema de sobretensión con un origen multifactorial: el sistema contaba con una capacidad de control de tensión insuficiente, se produjeron oscilaciones que condicionaron la operación del sistema y se desconectaron instalaciones de generación.
Respecto de las conclusiones de Red Eléctrica, se determina que hubo generación que disparó de manera incorrecta y otra que no cumplió con la normativa de control de tensión del PO 7.4.

Los hechos se estructuran en cinco fases: 1) la inestabilidad durante la mañana del apagón e incluso los días previos; 2) las oscilaciones entre las 12 y las 12:30 h del 28 de abril; 3) las pérdidas de generación; 4) el colapso peninsular, y 5) la fase de reposición del suministro.

Durante los días previos al incidente hubo alteraciones de las tensiones, y en la mañana del día 28 de abril las tensiones variaban con más intensidad de lo normal. Se registraron oscilaciones de 12 a 12:30 h, y en concreto, a las 12:03 se registró una oscilación atípica, de 0,6 Hz, que durante 4,42 minutos provocó grandes fluctuaciones de tensión. Ante esta oscilación, el operador de la red (Red Eléctrica) aplicó las medidas protocolizadas para amortiguarla: aumentar el mallado de la red —restringido por la baja demanda— o reducir el flujo de interconexión eléctrica con Francia.
Todas estas acciones amortiguaron la oscilación, pero tuvieron como efecto secundario un incremento de las tensiones. A las 12:16 h se volvió a registrar la misma oscilación, más pequeña, y a las 12:19 otra oscilación más, de 0,2 Hz, en este caso, con las características habituales de estos fenómenos europeos. Para todos los casos, el operador aplicó las mismas medidas, que también contribuyeron a aumentar la tensión.

Entre las 12:32:57 y las 12:33:18 h se registraron pérdidas de generación. La tensión empezó a subir de forma rápida y sostenida, y se registraron numerosas y progresivas desconexiones de instalaciones de generación en Granada, Badajoz, Segovia, Huelva, Sevilla, Cáceres, y otras provincias españolas. Y finalmente se produjo el colapso del sistema eléctrico (12:33:8 a 12:33:30 h). Según el informe, el progresivo incremento de tensión produjo una reacción en cadena de desconexiones por sobretensión que no fue posible contener, puesto que cada una de las desconexiones contribuyó a nuevas alzas en las tensiones. Asimismo, se registró una caída de frecuencia que derivó en la pérdida del sincronismo con Francia, el disparo de la interconexión con el resto del continente y el cero eléctrico peninsular.
El suministro eléctrico empezó a reponerse gracias a las aportaciones de energía de las interconexiones con Francia y Marruecos, y de la producción de centrales de arranque autónomo (hidroeléctricas) en la cuenca del Duero y otros puntos peninsulares, que fueron conformando islas crecientes de energía. Como resultado, a las 22:00 h casi el 50% de la demanda del país tenía electricidad y esta cobertura siguió creciendo hasta el 99,95% a las 7.00 h del día siguiente, 29 de abril, aunque los trabajos técnicos finalizaron a las 14:36 h.

El análisis de Red Eléctrica destaca que los hechos previos a las 12 h del 28 de abril ni fueron relevantes ni fueron origen de lo que ocurrió después, y que antes de las 12:03 h el sistema se encontraba en valores admisibles de tensión y frecuencia.
A partir de ese momento, el operador describe la sucesión de varios eventos relevantes que llevaron al colapso del sistema: dos oscilaciones forzadas, es decir, desencadenadas por posibles anomalías internas de alguna planta de generación, y tres eventos de pérdidas de generación por disparos incorrectos.
La primera conclusión es que, a diferencia de otros grandes incidentes, este se produjo por una serie de circunstancias acumulativas que excedieron el criterio de seguridad N1 y que derivaron en un problema de sobretensión y un disparo en cascada de generación.

El informe del MITECO permite concluir que el cero eléctrico tuvo un origen multifactorial, con la confluencia de tres elementos. En primer lugar, el sistema mostraba una capacidad de control de tensión insuficiente por dos motivos: el día 27 el operador del sistema eléctrico programó la actividad de diez centrales síncronas con capacidad para regular tensión el día 28 de acuerdo con su consigna, siendo el número final de centrales síncronas acopladas el más bajo desde el inicio de año; y por otro lado, varias de las centrales capaces de regular la tensión no respondieron adecuadamente a las consignas de Red Eléctrica para reducirla, produciendo alguna energía reactiva, lo contrario de lo requerido, contribuyendo a incrementar el problema.
Otro elemento fueron las oscilaciones —la primera de las cuales, la atípica, tuvo su origen en una instalación en la península— que obligaron a modificar la configuración del sistema eléctrico, incrementando las dificultades para estabilizar la tensión. Tras la segunda oscilación, el operador del sistema reclamó la disponibilidad de una central capaz de contribuir a regular la tensión, pero fue técnicamente imposible que lo hiciera antes del colapso.
En tercer lugar, se desconectaron centrales de generación, algunas de un modo aparentemente indebido. Algunas de las desconexiones de las centrales de generación se habrían producido antes de superarse los umbrales de tensión establecidos por la normativa para ello (entre 380 y 435 kV en la red de transporte).
Una vez iniciada la reacción en cadena, las protecciones habituales del sistema eléctrico no pudieron detener ni contener este proceso. Algunas de estas protecciones, como los deslastres, pudieron incluso contribuir al fenómeno de sobretensión al descargar todavía más las líneas, contribuyendo al alza de las tensiones, porque actuaron para compensar la caída de generación y no para gestionar la tensión.
En resumen, faltaron recursos de control de tensión, bien porque no estaban programados en suficiencia, porque los que estaban programados no la proporcionaban adecuadamente, o bien por una combinación de ambos, pero no porque faltaran en España, ya que según indican había un parque de generación más que suficiente para responder.

Por su parte, el análisis de los hechos analizados ha permitido al operador extraer una serie de conclusiones en su informe que ha agrupado en varios ámbitos: la tensión del sistema, observándose que la desconexión de la generación que desencadena el incidente fue incorrecta, con plantas que dispararon sin alcanzar el rango de tensión establecido para ello en la normativa vigente; el control de tensión, del análisis del operador se deriva que la generación actualmente sujeta al PO 7.4 no cumplió con las obligaciones establecidas, de tal manera que el 28 de abril no absorbió la reactiva a la que estaba obligada; y por otro lado se evidencia que los medios de la red de transporte con los que cuenta el operador del sistema eléctrico para controlar la tensión, como reactancias y condensadores, actuaron correctamente, aunque por ser elementos estáticos no son instrumentos adecuados para suplir la falta de control dinámico que tienen que realizar determinados grupos de acuerdo con la normativa que les aplica.
Red Eléctrica también indica que el incidente no se produjo por un problema de inercia, y en relación con otras medidas para amortiguar las oscilaciones, el informe destaca aquellas destinadas a la gestión de la interconexión con Francia, que se rige por un procedimiento acordado y permanentemente actualizado entre Red Eléctrica y su homólogo francés, RTE. Una de las medidas principales de este protocolo es el paso a modo potencia fija del enlace HVDC que une Santa Llogaia (España) con Baixas (Francia), acción muy eficaz en la amortiguación de oscilaciones durante años, y la aplicación de esta medida no supuso la pérdida de apoyo europeo.
En cuanto a los sistemas de defensa de la red de transporte, Red Eléctrica afirma que se activaron según lo previsto, aunque el informe hace hincapié en que este sistema no es capaz de aislar un incidente de esta naturaleza.

A pesar de la rápida reposición del sistema eléctrico, y de que se ha considerado un modelo internacional, en el análisis se han identificado posibles mejores prácticas. A la vista de las conclusiones obtenidas, el informe incluye una batería de recomendaciones que abarcan desde mejorar el control y la supervisión del comportamiento de los agentes, hasta el aumento del nivel de interconexión eléctrica con Francia.
Se destaca el refuerzo de la supervisión y la verificación del cumplimiento de las obligaciones por parte de todos los agentes del sistema eléctrico, así como medidas técnicas que refuercen las capacidades para el control de tensión y protección contra las oscilaciones en el sistema. En este punto es clave la implementación del PO 7.4, que permitirá a las instalaciones asíncronas aplicar soluciones de electrónica de potencia para gestionar las variaciones de tensión.
Además, se propone aumentar la demanda y la flexibilidad del sistema eléctrico. A todo ello contribuirán la Planificación de Electricidad 2025-2030, el incremento de la capacidad de almacenamiento y una revisión de la regulación de los servicios de ajuste y las restricciones técnicas del sistema. E igualmente se debe mantener la prioridad gubernamental de incrementar el nivel de interconexión con los países vecinos.
Respecto a la ciberseguridad, se propone agilizar la transposición de normativa europea y tienen que aplicarse controles y segmentación de redes, e implementar sistemas de detección y correlación de eventos, que proporcionen un mayor nivel de vigilancia.
Por otro lado, tras sus conclusiones, el operador del sistema eléctrico incluye en su informe quince recomendaciones, entre las que destacan la implementación de un servicio para que toda la generación proporcione un control dinámico de la tensión y se asegure el cumplimiento de las obligaciones por parte de los proveedores del servicio; mecanismos que reduzcan grandes cambios bruscos en los flujos de energía; la dotación de mayores capacidades y medios para que el sistema pueda controlar la tensión de forma continua y dinámica; la revisión de los ajustes de la función de sobretensión en las redes de evacuación de generación para evitar futuras desconexiones incorrectas, y la dotación de una mayor observabilidad del sistema eléctrico para el operador del sistema.

La conclusión es que el cero eléctrico del 28 de abril tuvo un origen multifactorial. La causa última fue un fenómeno de sobretensiones en forma de reacción en cadena en el que tensiones elevadas provocan desconexiones de generación, lo cual provoca a su vez nuevos incrementos en la tensión y con ello nuevas desconexiones, y así sucesivamente.
Este informe es un diagnóstico riguroso y contrastado que permitirá fortalecer el sistema eléctrico, una base sólida sobre la que trabajar para diseñar respuestas rápidas con el objetivo de que no vuelva a repetirse.
Para su lectura, está disponible en https://www.smartgridsinfo.es/biblioteca/informe-comite-analisis-crisis-....