En el universo de la película de ciencia ficción Dune, quien controla la única fuente de la vital sustancia, conocida como “especia”, gobierna el imperio. Esto no se debe a que sea el único recurso importante. Pero sin él, no funciona nada: ni la navegación interestelar ni el comercio entre planetas. En la película, la “especia” no es el objetivo final, pero sí el elemento que hace posible todo lo demás.

En la transición energética ocurre algo parecido. El debate público normalmente pone el foco en los paneles solares, los aerogeneradores y los coches eléctricos. Sin embargo, el verdadero recurso crítico es mucho menos visible: la capacidad de la red eléctrica. En España, la noticia que acapara titulares es que se están batiendo récords de generación renovable. Pero se omite que este hito está empezando a padecer los problemas de una limitación de la que pocos hablan: según los datos publicados por el operador del sistema eléctrico, aproximadamente el 75% de los nodos de la red de transporte ya no admiten nueva demanda eléctrica.

¿Y esto qué quiere decir? No falta electricidad: lo que empieza a escasear es la infraestructura que permite conectarla.

La red de transporte es la estructura básica del sistema eléctrico. Se encarga de conectar las zonas de generación de energía con los grandes centros de consumo. Es decir, alimenta ciudades, industrias y todo tipo de servicios. Para conseguirlo, está formada por más de 45.000 kilómetros de líneas de alta tensión que trabajan, principalmente, a 220 y 400 kilovoltios.

Desde el punto de vista de la generación, el sistema eléctrico español tiene más de 129 gigavatios de potencia instalada (dato publicado por Red Eléctrica el 31 de diciembre de 2024). Y de esta cantidad, el 66% corresponde a la energía renovable. La capacidad de generación, por tanto, no es el principal límite del sistema.

El desafío aparece en otro punto: la capacidad de conexión a la red. Las redes eléctricas tienen límites físicos asociados a la capacidad de las líneas, los transformadores y los criterios de seguridad que garantizan la estabilidad del sistema. Cuando esos límites se alcanzan en un nodo, no es posible conectar nuevas instalaciones sin reforzar previamente la infraestructura existente.

El funcionamiento del sistema eléctrico se basa en un mecanismo administrativo conocido como acceso y conexión. Cualquier instalación que quiera conectarse a la red (para generar electricidad o para consumir grandes cantidades de energía) debe solicitar un permiso en un punto concreto del sistema. Si existe capacidad disponible en ese nodo, el operador del sistema puede conceder el acceso. Ese permiso reserva capacidad en la red mientras el proyecto avanza en sus distintas fases administrativas y de construcción.

De esta forma, se garantiza que el funcionamiento del sistema eléctrico sea seguro y estable. Sin embargo, también implica que la capacidad disponible puede quedar comprometida durante varios años mientras los proyectos se desarrollan. Actualmente, existen decenas de gigavatios de potencia con permisos de acceso concedidos, asociados a proyectos industriales, energéticos o tecnológicos que todavía no se han construido.

Si estos proyectos no alcanzan determinados hitos administrativos dentro de los plazos establecidos por la regulación, los permisos caducan y la capacidad reservada vuelve a liberarse. Por lo que en los próximos años, cuando venzan muchos de esos plazos asociados a permisos concedidos desde 2020, parte de esta capacidad podría volver a estar disponible.

La cuestión no es trivial. Adquiere especial relevancia en el contexto europeo. Las políticas climáticas impulsan la sustitución progresiva de combustibles fósiles por electricidad en sectores como el transporte, la climatización de edificios o numerosos procesos industriales. Obviamente, este cambio aumenta la demanda eléctrica a medio y largo plazo.

Al mismo tiempo, están surgiendo nuevas actividades intensivas en consumo eléctrico, como los centros de datos o la producción de hidrógeno renovable. Estas requieren grandes cantidades de energía y acceso estable a la red. Y no es algo que ocurra en “un lugar muy muy lejano”, como en los cuentos infantiles: España aspira a atraer parte de estas inversiones gracias a su abundancia de recursos renovables y a la posibilidad de producir electricidad con bajas emisiones.

¿Y podemos atraerlos y mantenerlos solo con renovables en cualquier lugar geográfico del país? No. Para que estos proyectos se materialicen es imprescindible que exista capacidad de conexión en la red eléctrica. Si esa capacidad no está disponible en determinados territorios, las inversiones pueden retrasarse o desplazarse hacia otras regiones con infraestructuras más accesibles. Esto supone que la red eléctrica se está convirtiendo en un factor cada vez más relevante en la competitividad industrial.

La congestión de redes eléctricas no es un fenómeno exclusivo de España. En numerosos países están apareciendo problemas similares. Por ejemplo, en Estados Unidos, la cola de proyectos energéticos que esperan conexión a la red supera ampliamente la capacidad eléctrica actualmente instalada.

En Europa, la expansión de las energías renovables y la electrificación de la economía están obligando a replantear sistemas eléctricos diseñados en gran medida para el modelo energético del siglo XX. Durante décadas, el sistema eléctrico se organizó alrededor de un número relativamente reducido de grandes centrales térmicas o nucleares. La electricidad se generaba en unos pocos puntos y se distribuía hacia los centros de consumo. Ahora, las energías renovables han cambiado esa lógica. Los parques eólicos y solares se instalan donde existen recursos naturales adecuados, lo que produce un sistema mucho más distribuido y con flujos eléctricos más variables.

Las redes existentes no siempre están dimensionadas para este nuevo patrón de generación y consumo. Así, en España, el desarrollo de la red de transporte se planifica mediante ciclos regulatorios plurianuales. El Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Electricidad 2021-2026 contempla inversiones superiores a 7.000 millones de euros destinadas a reforzar la infraestructura eléctrica, integrar energías renovables y mejorar la seguridad del sistema. Estas actuaciones incluyen nuevas líneas de alta tensión, ampliaciones de subestaciones y refuerzos de las interconexiones internacionales con Francia y Portugal.

Sin embargo, el desarrollo de infraestructuras eléctricas es un proceso complejo. Requiere planificación a largo plazo, autorizaciones administrativas y, en muchos casos, la construcción de infraestructuras lineales que atraviesan grandes extensiones de territorio. Esto significa que ampliar la red eléctrica suele llevar años.

Para el común de los mortales, sin conocimientos profundos del funcionamiento de la red, la transición energética suele imaginarse como un despliegue de tecnologías visibles: parques solares, aerogeneradores o vehículos eléctricos. Pero detrás de esa transformación existe una infraestructura mucho menos visible que es imprescindible para que todo el sistema funcione.

Si volvemos al símil con el universo presentado en la película de Dune, donde la especia sostiene todo el sistema político y económico, la capacidad de la red eléctrica puede convertirse en el recurso crítico que determine la velocidad real de la transición energética. Porque en una economía cada vez más electrificada, producir electricidad limpia es solo una parte del desafío. La otra consiste en construir las infraestructuras necesarias para que esa electricidad pueda llegar allí donde se necesita.

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Paula Lamo es profesora e investigadora en la Universidad de Cantabria. Este artículo se publicó originalmente en The Conversation. Lea el original aquí.

La Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (Entso-E) anunció este miércoles que el próximo 20 de marzo publicará el informe independiente final sobre el apagón ibérico del 28 de abril de 2025. "El 20 de marzo de 2026, el panel de expertos que investiga el incidente en la red eléctrica ocurrido el 28 de abril de 2025 en España y Portugal publicará su informe final", indicó Entso-E.

Ese informe, que sigue a otro análisis técnico difundido el pasado 3 de octubre, contendrá las "principales conclusiones de su investigación, incluidas las causas raíz del apagón y recomendaciones para prevenir incidentes similares en el futuro". Presentarán las conclusiones el copresidente del panel de expertos y director de operaciones del operador austríaco APG, Klaus Kaschnitz, y el presidente de Entso-E, Damián Cortinas.

En el informe técnico publicado en octubre, elaborado por un panel de 45 expertos de operadores de sistemas de transmisión y autoridades reguladoras de toda Europa, los técnicos señalaron que el apagón eléctrico total registrado en España y Portugal el pasado 28 de abril fue un evento único en el mundo y se debió a una "cascada de sobrevoltaje" iniciada en el sur de España.

Descartaron que el problema fuera un exceso de generación renovable, sino el control de voltaje, que es la tensión eléctrica que debe mantenerse en ciertos límites.

Los expertos agregaron que en el incidente que apagó la península a las 12.33 horas (11.33 GMT) influyeron varios factores, como la desconexión de varias instalaciones renovables, un aumento brusco de la tensión, oscilaciones locales previas, cortes de las interconexiones con Marruecos y Francia, así como limitaciones de mecanismos de defensa automática.

En los últimos meses se han multiplicado las quejas sobre problemas para conectarse a la red eléctrica española, tanto a la de alta tensión –donde se engancha la gran industria electrointensiva– como a la red de distribución –hogares, empresas y fábricas–. Este viernes, Red Eléctrica ha desvelado por fin el estado de la primera: la red de alta tensión apenas tiene espacio para crecer un 25% más y solo en aquellos puntos de la geografía en los que hay espacio. Hace unos meses, las compañías eléctricas también calcularon que en la red de distribución hay libre un 17%.

Desde las grandes energéticas se ha trasladado una idea de que la red eléctrica ha colapsado en España por una mala gestión de Red Eléctrica, y que no se pueden proyectar nuevos polos industriales o proyectos inmobiliarios porque no pueden conectarse para consumir electricidad. El Gobierno rechaza esa visión catastrofista y contesta que solo hay un problema de acaparamiento de permisos de conexión a la red, y que está trabajando para corregirlo. "No hay saturación de las redes; hay un acaparamiento de permisos indebido y un efecto pernicioso de nuevos tipos de demanda", señalan fuentes del Ministerio de Transición Ecológica.

Los datos publicados este viernes por la compañía semipública Red Eléctrica han intensificado aún más el debate. Desde 2019, España ha más que duplicado la potencia instalada de energías renovables y paralelamente se ha disparado la llegada de proyectos para consumir esa electricidad, como plantas de hidrógeno, fábricas de coches eléctricos o centros de datos. La noticia es muy buena, porque significa que España está creando nuevas industrias, pero la red eléctrica debe crecer al mismo ritmo para integrar esa generación y esa demanda.

El sector eléctrico cree que no se ha invertido lo suficientemente rápido en redes para seguir el ritmo de las renovables, aunque tampoco puede decirse que España esté paralizada. Los datos de Red Eléctrica subrayan que desde 2022 han dado una cantidad ingente de permisos de conexión a la red de alta tensión a todo tipo de industrias, y que una vez ocupen su lugar, solo habrá libre un 25% de la capacidad total del sistema. En concreto, en los últimos cuatro años se han otorgado 11,8 GW de capacidad para nuevas demandas, el equivalente al 25% de la electricidad que consume ahora el país.

El problema está en que muchos de esos proyectos se van a caer, y hace falta poner orden. Hacerse con un punto de conexión en la península ibérica –donde la energía es más barata que en el resto del continente– es una ventaja estratégica para las compañías intensivas en energía, y es conocido que algunos inversores pidieron más de los que iban a desarrollar, bien para guardarse las espaldas, bien para especular con ellos y venderlos después con un sobreprecio. De hecho, según Red Eléctrica, de la enorme cantidad de proyectos que han recibido permisos desde 2022, ni uno se ha puesto todavía en marcha.

"Cabe preguntarse si toda esa demanda es seria o si hay un importante componente especulativo, como sospechamos", opina Daniel Pérez, director de L'Energètica, la empresa pública de energía de la Generalitat de Cataluña. "Sabemos que con los centros de datos hay especulación, también un poco con el hidrógeno verde. Habría que cribar normativamente los proyectos", añade.

Precisamente este viernes, cuando se ha conocido el estado de la red de transporte, el Ministerio de Transición Ecológica ha anunciado que se prepara para actuar contra estas inversiones falsas que atascan el sistema. Ya hay algunas restricciones para impedir la especulación, pero a todas luces no son suficientes.

Hasta ahora era necesario desarrollar el proyecto para el que se ha solicitado la conexión a la red en un periodo máximo de cinco años, pero los que recibieron permiso de acceso en 2023 tienen hasta 2028 para renunciar, por lo que ese requisito no ha suavizado el problema. También hay que aportar el 10% del coste de las actuaciones necesarias en la red antes de que se cumpla un año de la recepción del derecho de acceso. Sin embargo, según ha comunicado ahora el Gobierno, en las próximas semanas se presentará un paquete que exigirá requisitos extra a las demandas conectadas con electrónica de potencia para "evitar que destruyan capacidad de acceso en su entorno y, además, aflorar una capacidad relevante", según el ministerio.

Hasta que esta situación se resuelva, opinan los analistas del sector, va a haber serios problemas para atraer la llegada de nuevos proyectos de todo tipo a España. Raquel Martínez Torre, del departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Cantabria, destaca que no será porque haya poco espacio, sino porque solo lo hay en algunos nudos concretos de la red. 

"La capacidad que existe ahora mismo libre en España (ese 25% de nudos libres de los que habla REE) es de unos 30 GW más o menos, sumando los nudos que podrían quedar finalmente liberados. Creo que es suficiente para la demanda prevista de España. Eso sí, solo en el 25% de los nudos, por lo que la demanda que quiera acceso se tendrá que mover a las localizaciones con disponibilidad. Si son localizaciones poco interesantes para viviendas o industrias, pues sí puede ser un problema", valora Martínez.

Uno de los sectores que más ha alzado la voz en los últimos meses es el de la construcción de vivienda, un problema inesperado para los gestores de la red eléctrica. Según la Asociación de Promotores Inmobiliarios de Madrid (Asprima), buena parte de los proyectos urbanísticos se caen porque no pueden conectarse a la red de distribución. Según la patronal en 2024, los constructores de vivienda solicitaron 6,7 GW de acceso a la red, "de los cuales aproximadamente la mitad no pudieron ser atendidos por falta de capacidad disponible o por el desistimiento de los promotores ante la falta de certidumbre".

El debate sobre la falta de infraestructuras en la red eléctrica tiene también otra cara, y es que el problema no se puede resolver simplemente invirtiendo miles de millones en ampliar la red con nuevos cables, subestaciones y nudos de conexión, como proponen las grandes compañías eléctricas, porque eso dispararía el coste de la factura eléctrica. Todas las inversiones de la red las ejecuta Redeia –la matriz de Red Eléctrica– y su coste lo recupera a través de los peajes de la luz, una de las partes del recibo de la electricidad.

Esta semana se han vuelto a revivir los temores a un apagón en España, un capítulo que en teoría quedó cerrado tras el cero eléctrico del 28 de abril. El Gobierno prometió que no volvería a ocurrir, y por ahora no hay indicios de ello, pero todo el mundo está de acuerdo en que el problema no se ha solucionado. Red Eléctrica (REE) ha reconocido que se han repetido en las últimas semanas los picos de tensión de la red que provocaron el apagón peninsular, aunque con menor intensidad, y las alarmas se han vuelto a activar en el sector.

La compañía semipública, que tiene el monopolio de la operación de la red eléctrica, insiste en que en este momento "no existe riesgo de apagón ni inminente ni generalizado". Pero al mismo tiempo, ordenó este martes a la CNMC reescribir de urgencia varios procedimientos de operación –los requisitos que deben cumplir los participantes de la red– para garantizar el suministro y evitar nuevos sustos. El regulador tramitó la petición en menos de 24 horas y abrió un periodo de alegaciones de solo cinco días, a sabiendas de no hay margen para alargar el riesgo en el tiempo.

Los expertos consultados coinciden en que en este momento no hay una probabilidad real de un fundido a negro, pero también están de acuerdo en que REE está tratando de cubrirse las espaldas de cara a la próxima primavera. En esos meses, la red será más vulnerable porque bajará la demanda de energía y subirá la producción de las plantas renovables, dos circunstancias que pueden desajustar la frecuencia y la tensión de la red, abriendo la puerta a desconexiones de plantas que puedan iniciar una caída en cadena, como ocurrió el 28 de abril.

La CNMC publicó este miércoles más detalles sobre las "rápidas variaciones" de tensión registrados a finales de septiembre. "Aun estando siempre las tensiones dentro de los márgenes establecidos, potencialmente pueden desencadenar desconexiones de demanda y/o generación que terminen desestabilizando el sistema", aclara el regulador.

Sin embargo, nadie aclara hasta qué punto llegaron esos picos de tensión. infoLibre ha preguntado tanto a Red Eléctrica como a la patronal de las principales compañías energéticas (Aelec), pero no ha obtenido respuesta. José Luis Domínguez, experto en redes del Instituto de Investigación en Energía de Catalunya (IREC), explica que conocer esa cifra es importante, porque dentro de la operación normal puede haber subidas y bajadas de un 5% de la tensión, o incluso del 10%, que no deberían ser preocupantes. "Creo que los avisos de esta semana han sido alarmistas, probablemente porque REE quiere que la situación suene a urgente y la CNMC desarrolle rápidamente los cambios normativos", opina.

Héctor de Lama, director técnico de Unef, la patronal fotovoltaica, también señala que se ha dado demasiado bombo a las sobretensiones estos días, pero no hay riesgo de cero eléctrico en España. "Creo que REE está en un momento complicado porque estamos en una investigación judicial sobre el apagón y va con pies de plomo. También se ha exagerado mediáticamente el mensaje de los picos de tensión", valora. 

Según De Lama, ni ahora ni en la próxima primavera habrá peligro de apagón en España. Dentro de unos meses, la red será más vulnerable por la meteorología, pero para entonces ya se habrá introducido el que probablemente será el mayor cambio que introdujo el Gobierno tras el cero: que las centrales renovables puedan aportar regulación de tensión al sistema eléctrico.

El problema que hubo el 28 de abril es que las oscilaciones de tensión y de frecuencia –originadas por el mal funcionamiento de alguna instalación– provocaron el apagón de una serie de plantas renovables. La caída en cadena de diferentes instalaciones de generación provocó un pico de tensión, y las once plantas de gas, nuclear y carbón que debían frenar esa subida del voltaje no cumplieron correctamente con su obligación, pese a que reciben millones de euros para actuar en caso de emergencia.

El Ministerio de Transición Ecológica cambió la normativa tras el incidente para que también las plantas solares y eólicas puedan controlar la tensión. Todavía no han comenzado a hacerlo porque están en proceso de pruebas, pero se espera que empiecen a partir de enero. En 2026 también se empezará a multar a las plantas térmicas que incumplan con la obligación de regular la tensión, por lo que las probabilidades de que se descontrole la red será mucho menor.

Francisco Cordón, experto en energía, también subraya el riesgo de tener más de 8.000 MW de autoconsumos en España, equivalentes al 6% del parque total de generación. REE no tiene ninguna información sobre estas miles de instalaciones –solo de las que superan los 100kV de potencia–, ni de cuándo se conectan, ni de cuándo se desconectan, por lo que casar la oferta y la demanda de energía en el país es extremadamente complejo. Y estos desajustes son uno de los motivos que explicarían las oscilaciones de la red.

"El problema que tiene REE es que tiene una enorme zona gris en la que no sabe qué está pasando. Hay autoconsumos industriales de 200kV que ni están registrados. Hace falta auditar masivamente estas instalaciones", opina Cordón. 

Al día siguiente del apagón de abril, Red Eléctrica inició lo que hasta hoy se ha denominado la operación en modo seguro. Consiste en remunerar a más plantas térmicas para que estén preparadas para actuar en caso de desajustes de tensión, porque cuantas más haya y más repartidas estén por el territorio, menor será el riesgo de que los parámetros de la red se descontrolen. Por supuesto, este cambio también encarece ligeramente la factura de la luz. 

Hasta ahora, parecía que este modo seguro había contenido los riesgos de apagón, pero de nuevo se han detectado picos de tensión. Luis Rouco, investigador eléctrico de la Universidad Pontificia Comillas, explica que las dos condiciones pueden convivir, porque no están relacionadas.

Los picos de tensión se producen por la complejidad de trabajar a la vez con cientos de plantas renovables que se conectan y desconectan continuamente por cuestiones técnicas o climáticas. La diferencia respecto a abril, es que ahora hay suficientes plantas térmicas listas para corregir esa sobretensión, por eso los picos se han mantenido hasta ahora en rangos admisibles y el problema no ha ido a más. "La operación reforzada da margen y ayuda a que si hay desconexiones de generación, el sistema aguante", afirma Rouco.

Red Eléctrica ha detectado en las dos últimas semanas "variaciones bruscas de tensión" en el sistema eléctrico español que pueden tener "impacto en la seguridad del suministro si no existen cambios" y, por ello, urge a aprobar modificaciones para reforzar el sistema, informa EFE.

Red Eléctrica ha remitido un documento a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en el que pide elevar a audiencia pública estas modificaciones, pues estas variaciones, "aun estando siempre las tensiones dentro de los márgenes establecidos, pueden desencadenar potencialmente desconexiones de demanda y generación que terminen desestabilizando el sistema eléctrico".

"El operador relaciona estas variaciones con cambios bruscos de programa, en particular de la generación renovable, así como con el tiempo de respuesta de la generación proveedora de control dinámico de tensión", subraya el documento remitido a la CNMC.

Así, incide en que estos cambios "pueden tener impacto en la seguridad del suministro si no son implementados los cambios propuestos", por lo que solicita la aprobación urgente, "de manera temporal y excepcional", de varios procedimientos de operación del sistema.

Esta propuesta tendría implicaciones en los procesos de programación, en las restricciones técnicas, en la regulación secundaria y en el control de tensión. El operador contempla modificar las restricciones técnicas del sistema para reducir el desequilibrio de energía en tiempo real.

Así, busca obligar a los grupos programados a reservar toda su capacidad para ofrecerla en los mercados de balance, es decir, que las instalaciones no puedan reducir su reserva de potencia en los mercados intradiarios.

También contempla medidas de control e introduce ajustes en el proceso de validación del cumplimiento del servicio de control de tensión.

De esta manera, se incrementa al 90% el requisito de muestras en situación de cumplimiento, además de aumentar a 60 valores el muestreo en cada periodo.

Esta modificación sería durante un periodo de treinta días naturales, prorrogables a petición del operador por periodos adicionales de como máximo quince días naturales.

Fuentes del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico han destacado que tras ser informados por Red Eléctrica, han pedido al operador que actúe según sus funciones y a la CNMC que refuerce la supervisión y tome las medidas necesarias para asegurar que todos los agentes cumplen con sus obligaciones.

Por ello, insisten en la tramitación por parte de la CNMC de estas medidas coyunturales y acotadas en el tiempo, "mientras se termina de desplegar el nuevo procedimiento operativo que permitirá a todas las tecnologías aportar control de tensión".

Cinco meses después del mayor apagón de la historia reciente, todavía quedan grandes incógnitas sobre lo que ocurrió el 28 de abril. Un grupo de 45 expertos europeos ha publicado este viernes un primer informe parcial sobre el cero eléctrico ibérico y, aunque tiene importantes lagunas —a las que dará respuesta en los próximos meses—, subraya que las grandes eléctricas incumplieron sus obligaciones de regular los desequilibrios de la red. El análisis lo han realizado la patronal europea de operadores de la red eléctrica (Entso-e), la agencia europea de reguladores de energía (Acer) y los reguladores nacionales, entre ellos la CNMC de España.

Aunque el informe señala de manera clara a las compañías energéticas, los autores no dan nombres de empresas ni apuntan a ningún fallo en concreto como el responsable del apagón, cosa que esperan hacer en un siguiente análisis que sacarán durante el primer trimestre de 2026. "Es importante señalar que el informe no tiene por objeto atribuir responsabilidad alguna a ninguna de las partes y, por lo tanto, no debe interpretarse en ese sentido", aclaran los investigadores.

Las conclusiones del estudio siguen la línea de la información que ya se conocía, aunque con un grado de detalle mucho mayor. El Gobierno español acusó a las grandes eléctricas españolas de haber fallado a la hora de contener los picos de tensión que llevaron al apagón, los expertos europeos ahondan en ello.

Según han concluido, en los minutos previos al cero eléctrico, las plantas de generación tradicional en España (fundamentalmente las nucleares, las de gas natural y los embalses) no absorbieron la suficiente energía reactiva —la necesaria para contener la subida de la tensión—, agravando la situación de manera drástica. Mientras tanto, sus colegas de Portugal cumplieron perfectamente con su obligación, como se puede ver en los gráficos de más abajo.

Los primeros dos esquemas corresponden al comportamiento de las instalaciones tradicionales de la zona norte-noroeste y centro-suroeste de España, y en ellos se aprecia la diferencia entre la potencia reactiva que tenían que aportar o absorber (morado) las centrales tradicionales y la que realmente suministraron (azul). El tercer gráfico es de Portugal, donde ambas líneas confluyen casi a la perfección. 

Raquel Martínez, doctora en Ingeniería Industrial y profesora en la Universidad de Cantabria, explica que todas las plantas convencionales de más de 30 MW de potencia tienen la obligación de encajar los dos parámetros. "Deben hacerlo durante al menos 45 minutos por cada hora. Es decir, que durante 15 minutos pueden incumplido. Claramente en el gráfico lo incumplen durante más tiempo", puntualiza. En concreto, están obligadas a controlar un rango de tensión, y luego pueden además participar en un servicio de pago con un control dinámico. Las que fueron remuneradas por ello ese día, tampoco cumplieron.

Por su parte, las plantas de generación renovable (solar y eólica, principalmente) también tienen que realizar un control básico de tensión, y "una parte de ellas tampoco cumplieron", añade la experta. Semanas después del apagón, la normativa eléctrica se actualizó para que las renovables también participen en ese mercado de control de tensión y haya más plantas disponibles en caso de emergencia.

Los fallos de control de tensión fueron claves para llegar al desenlace fatídico. La cascada de problemas que llevó al cero eléctrico comenzó con dos oscilaciones en la red —subidas y bajadas de potencia, tensión y frecuencia— a las 12.03 horas y a las 12.19 que obligaron a REE a tomar "medidas paliativas", como se lee en el informe, y que consistieron en conectar más líneas de alta tensión y desconectar unos aparatos llamados reactancias. Esta respuesta provocó una —esperada— subida de la tensión de la red eléctrica, pero las plantas convencionales fallaron a la hora de absorber este exceso de energía reactiva y la tensión se descontroló en la península.

Como ya habían concluido los informes anteriores sobre el apagón, ese pico de tensión —que superó en algunos instantes los 440 kV en líneas que normalmente circulan a 400 kV— provocó que se apagasen por seguridad pequeñas plantas renovables, autoconsumos domésticos y grandes instalaciones en Granada, Badajoz, Cáceres, Sevilla y Huelva. La diferencia entre la demanda de electricidad —que seguía estable— y la producción —que se hundió en cuestión de décimas de segundo— se hizo tan grande que la tensión subió todavía más, se apagaron decenas de otras plantas, se cortó por seguridad la conexión con Francia y Marruecos, y España se fue a negro a las 12.33 horas.

José Luis Sancha explica, experto del sector eléctrico de la Universidad Pontificia Comillas, subraya que los errores de estos grandes productores de electricidad fueron claves a la hora de desencadenar el apagón.

“No entro en quién tuvo más culpa ese día, pero los equipos para amortiguar las dos oscilaciones no funcionaron y son los generadores [las plantas convencionales] quienes tienen esos estabilizadores, además de otros equipos instalados en la red. Eso obligó a Red Eléctrica a conectar líneas, lo que incrementó la tensión, y de nuevo las plantas volvieron a fallar a la hora de controlar la potencia reactiva, llevándonos de lleno al apagón", opina el investigador, opina el investigador.

El Gobierno español también culpó a las grandes energéticas en su informe de junio de haber apagado algunas de sus centrales antes de tiempo esa mañana, agravando todavía más la situación. Y de posteriormente haber ocultado datos en la investigación para salir exculpadas del suceso. De nuevo, el informe europeo parece confirmar ambas acusaciones. "En España, la recopilación de datos de terceros resultó más complicada. Siguen faltando algunos, en particular los relacionados con algunas de las desconexiones de generación que se produjeron antes del apagón", denuncian los autores en el estudio.

Un ejemplo que recoge el estudio europeo es el apagón de la línea de evacuación eléctrica de Granada a las 12.32, que fue una de las primeras en caer y desencadenó la desconexión de otras instalaciones. Según el informe, su dueño informó —sin "entregar los registros oscilográficos"— de que la estación quedó inoperativa por un pico de tensión en uno de sus extremos tras alcanzar los 242 kV, pero "el propietario no proporcionó ninguna medición de tensión para el lado de 400 kV". La investigación sospecha que en ese otro extremo se disparó a 417 kV, muy por debajo del límite legal que permite desconectarse.

El Ministerio de Transición Ecológica explicó este viernes que la tesis del análisis europeo "respalda" las conclusiones del informe que publicó en junio el Gobierno español, y que repartía las culpas entre las grandes eléctricas del país –Iberdrola, Endesa, Naturgy y EdP– y Red Eléctrica, cuyo principal accionista es el Estado español.

Sin embargo, hay un punto clave del informe de junio del Gobierno que no es abordado en el análisis europeo: la mala planificación de Red Eléctrica y su responsabilidad en el apagón.

La ministra Sara Aagesen dijo entonces que la empresa semipública pecó el 28 de abril de programar menos centrales térmicas de respaldo que protegiesen la red de picos de tensión. Cada día, REE debe establecer una serie de plantas (generalmente ciclos combinados de gas) para que se encarguen de regular la tensión de la red eléctrica en caso de emergencia —aunque todas las centrales encendidas tengan la obligación de hacerlo también—. El 28 de abril, el operador del sistema consideró que once plantas eran suficientes, la cifra más baja de 2025.

Sin embargo, el informe de expertos europeos —que también ha contado con las aportaciones de David Alvira, jefe del Centro de Control Eléctrico en Red Eléctrica— ha obviado por completo este asunto. Solo recoge que esa jornada había operativas en España más de 40 unidades convencionales conectadas a la red, sin entrar en si once plantas en modo latente eran o no suficientes.

"La secuencia de hechos recogida en el informe fáctico que el Expert Panel ha publicado hoy es coincidente con la que el operador del sistema recogió en su análisis del 18 de junio", celebró este viernes Red Eléctrica en un comunicado.

El apagón eléctrico total registrado en España y Portugal el pasado 28 de abril fue un evento único en el mundo y se debió a una "cascada de sobrevoltaje" iniciada en el sur de España que en minutos se expandió por España y Portugal, según el informe técnico publicado hoy por la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (Entso-E).

"El problema aquí no es que hubiera renovables sino que necesitamos generación que tenga control de voltaje. La buena noticia es que se puede hacer del mismo modo que en la generación clásica", explicó el presidente de Entso-E, Damián Cortinas, preguntado por la responsabilidad de las fuentes de generación verde.

El voltaje es el nivel de energía y debe mantenerse en ciertos límites. Una causa clásica en los apagones es una caída del voltaje porque se produce un desequilibrio entre oferta y demanda.

"Un problema de voltaje debe resolverse a nivel local, cerca de donde ha ocurrido. Lo que quiere decir que necesitas tener capacidad de regularlo en el sistema. Es una tecnología muy vieja, no es nada nuevo. Tenemos que ver si el nivel de voltaje de control que requieren la mayoría de países es suficiente a día de hoy", añadió Cortinas.

Influyeron factores como la desconexión repentina de varias instalaciones renovables, un aumento brusco de la tensión, oscilaciones locales previas, cortes de las interconexiones con Marruecos y Francia y un aumento de la tensión, así como limitaciones de mecanismos de defensa automática.

El Ministerio de Transición Ecológica presentó la semana pasada su informe sobre el apagón del pasado 28 de abril, pero quiere ir mucho más allá. Este martes ha ordenado a la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC) que en los próximos seis meses investigue a "todos los operadores" del sistema eléctrico que tienen obligación de controlar la tensión, es decir, tanto a Red Eléctrica como a las grandes compañías eléctricas.

Este análisis técnico será clave porque se ha identificado que el origen del cero eléctrico de hace un mes fueron los problemas de tensión. Por una parte, se ha encontrado que la red ibérica está sometida de manera frecuente a picos de tensión debido a la instalación masiva de renovables y la mayor capilaridad de la red. Pero también se ha concluido que ese día Red Eléctrica programó una cantidad insuficiente de plantas reguladoras de tensión, y entre las pocas que había (once) todas fallaron en su tarea, y esto es responsabilidad de las propietarias, principalmente Naturgy, Iberdrola y Endesa.

La medida forma parte del paquete que ha aprobado el Gobierno este martes con medidas para evitar que España vuelva a sufrir un apagón. La principal será el cambio en los procedimientos de operación de Red Eléctrica para que los paneles solares y la eólica puedan participar en la regulación de la tensión de la red. También se invertirán 600 millones de euros para instalar compensadores síncronos, máquinas que permiten controlar la frecuencia y la tensión.

El Ministerio de Transición Ecológica, que ha elaborado este real decreto, también ha aprovechado para lanzar un bloque de medidas de apoyo a las energías renovables, un espaldarazo a una tecnología que ha estado en el foco de la polémica desde que ocurrió el cero eléctrico. Este miércoles termina el plazo para instalar decenas de plantas fotovoltaicas y eólicas que recibieron los permisos de conexión, pero que no han conseguido ponerse en marcha a tiempo, y el Gobierno ha decidido dar un periodo de gracia para ellos hasta 2028. 

El paquete incluye, además, facilitar la repotenciación de molinos de viento tecnológicamente obsoletos, así como facilidades para la instalación de baterías, donde hay un importante retraso en el desarrollo. También se pretende impulsar el consumo de electricidad con el impulso de las bombas de calor en los hogares y los puntos de recarga de vehículos.

La asociación de empresas de energía eléctrica (Aelec), que agrupa a compañías como Endesa, Iberdrola o EDP, señala que la causa "principal" del apagón del pasado 28 de abril fue "un fallo grave del control de tensión" al no disponer el sistema de suficientes plantas por la "falta de programación" realizada por Red Eléctrica, según informa EFE.

Marta Castro, directora de regulación de Aelec, ha apuntado que en la causa del apagón, se encuentra que Red Eléctrica no activó "todos y cada unos de los recursos disponibles" para evitar estas fluctuaciones, que ya se habían registrado horas o días antes del apagón.

Aelec ha presentado este lunes un análisis de "expertos técnicos independientes" sobre el apagón del 28 de abril después de que el Gobierno publicara la semana pasada el informe del comité investigador liderado por el Ministerio para la Transición Ecológica, que en sus conclusiones señalaba que el cero energético se debió a un problema de sobretensión con origen multifactorial.

Por su parte, el operador del sistema, Red Eléctrica, presentó el suyo propio donde decía que si las centrales hubieran cumplido correctamente no se hubiera producido el apagón.

Entre las conclusiones que han apuntado en el informe presentado este lunes, al hablar de las razones del apagón, Antón García, uno de los expertos que lo han realizado, ha destacado que consideran que había una menor capacidad de control de tensión en el sistema y que, además, esta estaba "mal repartida" con menor capacidad en el sur, donde se produjeron posteriormente las primeras desconexiones.

Respecto a la sobretensión, García ha señalado que Red Eléctrica venía conociendo que había un problema de sobretensiones en la red de transporte en los últimos tiempos, que está relacionado con un aumento de la generación de renovables no síncronas, que no tienen obligación de hacer un control dinámico de la tensión, unas obligaciones que sí tienen las plantas convencionales (como nucleares, ciclos combinados de gas, carbón o la gran hidráulica).

En concreto, ha indicado que se duplicaron las horas de sobretensión entre 2021 y 2023. Asimismo, estos expertos han apuntado que en los días previos -concretamente el 16,2 y 24 de abril- ya se habían detectado problemas que consideran que fueron "avisos de que había un control insuficiente en la red".

Sobre lo ocurrido el propio día 28 de abril, este experto se ha referido en concreto a la programación de grupos técnicos que se realizó el día previo, que fue "el más bajo del año" y que, además, estaban concentrados en el norte. En concreto, el mismo experto ha señalado que en Andalucía había previsto dos centrales, pero que al estar uno "indisponible por un incendio en la tarde del 27 de abril, Red Eléctrica decidió no sustituirlo".

Por otra parte, García ha añadido que "las conversaciones de los centros de control evidencian que Red Eléctrica era consciente y que había preocupación por estas fluctuaciones de tensión".

A partir de las 12.00 cuando se producen estas "fuertes oscilaciones", se observa, según ha explicado otro de los expertos, que existía poca capacidad para controlar este incremento de tensión y además, ha señalado que también se cambia el modo de interconexión con Francia, algo sobre lo que también consideran que habría que profundizar.

"El sistema tenía un escaso margen, una estimación preliminar de los asociados de Aelec, indica que la capacidad para controlar la tensión la mañana del 28 de abril era muy limitada", ha explicado dicho experto.

Por otra parte, han puesto el foco sobre la decisión de Red Eléctrica, que al observar los problemas de tensión trató de conectar una nueva central, que no llegó a conectarse porque necesitaba hora y media para hacerlo y antes se produjo el cero energético, en vez de haber conectado más energía hidráulica que hubiera sido más rápido y había centrales disponibles en Extremadura.

Respecto al funcionamiento de las centrales conectadas y su cumplimiento de los requisitos establecidos para controlar la tensión, algo que Red Eléctrica ha señalado como una de las razones por las que se produjo el apagón, desde Aelec han señalado que las centrales de Aelec cumplieron con los parámetros establecidos para operar.

"No confundir causas con efecto, la causa es que hubo problemas de sobretensión que no había suficiente capacidad acoplada, la causa fue la sobretensión y la mala gestión de Red Eléctrica, que llevó a los disparos de las plantas", ha reiterado Castro.

Otro de los puntos sobre los que han hablado en el informe han sido las centrales que se desconectaron tras las subida de tensión y que en el informe del comité de expertos impulsado por el Gobierno habían apuntado que algunas fueron "indebidas".

Respecto a esto, han asegurado que los socios de Aelec apuntan que se desconectaron de "forma correcta" y que añaden que "es difícil de explicar que todas estas plantas en distintos lugares desconectaran de forma indebida, estando tan repartidas".

El informe presentado este lunes ha sido elaborado por analistas de Compass Lexecon e Inesc Tec, con información proporcionada por los asociados de Aelec, información divulgada por Red Eléctrica de España, el informe del comité de análisis del Gobierno, así como transcripciones de conversaciones entre los centros de control de asociados de Aelec y Red Eléctrica y resultados de simulaciones con modelos de Inesc Tec

En los últimos dos días se han presentado los primeros dos informes que analizan lo ocurrido el pasado 28 de abril, cuando España se fue a negro por primera vez en su historia reciente. El análisis del Gobierno apunta a Red Eléctrica (REE), el operador del sistema, como principal responsable del cero de tensión, aunque reparte culpas con las grandes empresas generadoras de electricidad. Un día después, REE ha contestado con su propia investigación, en la que culpa únicamente a las grandes compañías y defiende que su labor fue "impecable".

Este choque de versiones aleja la posibilidad de reclamar las pérdidas milmillonarias de esa jornada que pueden exigir tanto empresas como hogares. Tampoco ayuda que en ninguno de los dos informes se pueda revelar cuáles de las grandes eléctricas fallaron en su operación, porque estas han exigido eliminar su nombre bajo amenazas legales, aunque los principales dueños de las centrales térmicas de España son Endesa, Iberdrola y Naturgy.

Las organizaciones de consumidores están en este momento estudiando ambos dosieres para ver cuál es el alcance jurídico de los análisis. El problema, según los portavoces de las organizaciones de consumidores, es que ninguna de las investigaciones encuentra un culpable o dice cuál es porcentaje de culpa que tiene una u otra empresa. Tras el apagón, el Ministerio de Consumo publicó una guía para reclamar las pérdidas por la interrupción del suministro eléctrico. "Hasta que no se conozca el origen del apagón eléctrico, no podrán determinarse derechos [a exigir]", dijo el ministerio.

Tanto el Ministerio de Transición Ecológica —que coordinó el informe del Gobierno— como Red Eléctrica insisten en que ninguno de los informes busca señalar a un culpable ni pedir responsabilidades, sino que eso tendrán que concluirlo las investigaciones que tienen en marcha la Audiencia Nacional, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y la Unión Europea. Sin embargo, estas pesquisas pueden alargarse durante meses y no hay garantía de que vayan a arrojar un culpable claro.

Soledad Montero, responsable de Energía de la organización de consumidores CECU, afirma que los nuevos informes "nos dejan en la misma casilla que estábamos". "Me da la impresión de que nunca se va a encontrar a un culpable porque se trata de un cúmulo de fallos", opina la experta. Según explica, los hogares, en teoría, no deberían tener problema para reclamar los daños a su seguro, pero la cosa cambia con las grandes empresas que ese día perdieron toneladas de producto o no pudieron funcionar, puesto que probablemente tendrán que litigar para recuperar sus pérdidas millonarias.

Todas las viviendas también tienen derecho a recuperar el coste del servicio de electricidad que no disfrutaron ese día. La ley establece que el 30 de junio de cada año las eléctricas tienen que enviar a la CNMC un informe sobre la calidad del servicio en cada provincia, donde evidentemente reflejarán el apagón, y en el primer trimestre de 2026 tendrán que empezar las compensaciones, relata Montero. "Aunque la devolución es mínima, de unos euros, las compañías se enfrentarán a un roto millonario, y es probable que intenten pelearlo en los tribunales para no tener que pagar, porque están acostumbradas a hacerlo", añade.

Enrique García, portavoz de la organización de consumidores OCU, afirma que están analizando a fondo las dos versiones para ver si tienen validez jurídica y cuál predomina sobre la otra. "Necesitamos ver si las explicaciones son razonadas y evaluar las responsabilidades que se pueden exigir a las empresas. El artículo 30 de la ley del sector eléctrico dice que el operador del sistema (REE) es el responsable de garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico, pero todavía lo estamos estudiando. Queremos hacer un análisis profundo porque estamos hablando del primer evento que ha afectado al 100% de la población", apunta García. También añade que no solo se pueden reclamar daños directos, como la indisponibilidad de electricidad, la rotura de aparatos o las pérdidas de la nevera, sino también daños morales, aunque ahí la interpretación es abierta.

Por su parte, Rubén Sánchez, portavoz de Facua, afirmó este martes en el programa Mañaneros 360 tras conocer el informe del Gobierno que "el número de horas sin luz tiene una indemnización establecida por ley, da igual que sea por este apagón o por otro distinto. Pero vamos a tener que esperar muchísimos meses a recibir la devolución del dinero, y en cualquier caso va a ser una minucia, porque es lo que establece la normativa".

Con la información que se conoce hasta ahora, el Gobierno subraya que Red Eléctrica es la principal responsable del apagón porque no programó las suficientes centrales de respaldo para garantizar la seguridad del sistema eléctrico español. También acusa a las grandes compañías de haber incumplido sus obligaciones como actores del sistema eléctrico, pues algunas plantas se desconectaron por seguridad antes de lo que permite la normativa y las 11 centrales de respaldo tampoco actuaron correctamente frenando los picos de tensión en la red. El operador del sistema, por su parte, confirma que esta segunda parte sucedió así y que las grandes eléctricas no cumplieron con su cometido, pero que los técnicos de REE sí programaron correctamente el sistema la mañana del 28 de abril.

Red Eléctrica (REE) pasa a la ofensiva tras el informe del Gobierno que la señala como la principal responsable del apagón. La compañía dirigida por la exministra Beatriz Corredor ha publicado su propio informe sobre lo sucedido el 28 de abril en el que subraya su labor "impecable" esa mañana y culpa del apagón a "desconexiones no justificadas" de generadores de electricidad en Granada, Extremadura y otros puntos de la península. Es decir, señala como único culpable a las compañías eléctricas que generaban electricidad esa mañana. La compañía, cuyo mayor accionista es el Estado, también rechaza las conclusiones del Gobierno, que subraya una falta de control de tensión en el programa de ese día por parte de REE.

"Como presidenta tengo que reiterar y defender el carácter impecable del trabajo del operador del sistema", ha señalado este miércoles Beatriz Corredor, presidenta de Red Eléctrica. Concha Sánchez, directora de Operación de la compañía, ha añadido que según sus cálculos "en todo momento la programación de plantas con capacidad de regular tensión proporcionaba suficientes recursos al sistema. En cambio, nos encontramos que esos recursos no se prestaron de forma efectiva. Si hubieran cumplido, no habría habido apagón".

En la presentación del informe del operador del sistema también ha estado presente Roberto García Merino, consejero delegado de Red Eléctrica, que ha añadido que su compañía no espera demandas en su contra por los daños económicos del suceso. "Desde nuestra perspectiva, no creemos que hay que asumir ninguna indemnización. Red Eléctrica no incumplió normativa ni criterios de operación el día 28", ha afirmado. La empresa tampoco espera ninguna dimisión, tampoco la de Beatriz Corredor.

El documento sale a la luz menos de 24 horas después de que el Gobierno publicase su investigación sobre el cero eléctrico. El análisis liderado por el Ministerio de Transición Ecológica apuntó este martes a REE por haber programado para esa mañana un sistema más vulnerable de lo normal, con solo 11 centrales térmicas destinadas a proteger la red de picos de tensión, el número más bajo de este año. También apuntaba como corresponsables a las grandes eléctricas dueñas de esas 11 instalaciones, porque todas ellas fallaron en mayor o menor medida a la hora de cumplir con su cometido.

La cronología de lo ocurrido, según REE, es similar a la presentada este martes por el Ministerio de Transición Ecológica. Pero con una diferencia clave. El operador del sistema no da ningún peso al hecho de que esa mañana hubiera tan solo 11 centrales térmicas de respaldo porque sus cálculos, basados en la normativa vigente, eran correctos. En realidad iban a ser 12, según su programación del día anterior, pero a las 20.00 horas una de ellas comunicó que estaba indisponible. Los técnicos de REE volvieron a calcular la capacidad de resiliencia de la red y consideraron que una menos no suponía un problema. "Que hubiera habido un grupo más no habría cambiado el final de la historia", así lo ha expresado Concha Sánchez.

Este miércoles, 28 de mayo, se cumple un mes del apagón que dejó sin luz durante horas a la España peninsular y Portugal, mientras continúan las investigaciones para tratar de encontrar la causa que llevó al cero energético, aunque han trascendido algunas certezas. "El sector eléctrico y la ciudadanía siguen sin tener una explicación oficial y detallada de lo sucedido", lamentan de hecho eléctricas como Iberdrola y Endesa, que en un comunicado junto al resto de las empresas que integran la patronal Aelec reclaman "mayor claridad, coherencia y transparencia" en la investigación, según recoge EFE.

Las eléctricas emitieron este martes un comunicado en el que defienden que los datos clave de un sistema eléctrico que pertenece a todos los ciudadanos no deberían ser confidenciales, sobre todo si, al mismo tiempo, se lanzan mensajes parciales en foros y medios de comunicación. Por ello, defienden que Red Eléctrica debería compartir la información con todos los agentes implicados y, "por el bien de una resolución óptima de los hechos, sería conveniente que dejara de emitir juicios públicos que sólo redundan en la confusión y la obstaculización del proceso hacia un análisis técnico objetivo".

La vicepresidenta tercera y ministra de Transición Ecológica, Sara Aagesen, ha defendido que el fallo de suministro no se debió ni a un problema de cobertura, ni de reserva, ni del mallado de las redes, y que el nivel de inercia del sistema eléctrico peninsular cumplía con las recomendaciones de la red de operadores europeos cuando se produjo el incidente. Los análisis continúan, pero desde el Gobierno han reiterado en varias comparecencias que se necesita tiempo para poder examinar los más de 750 millones de datos que se han recopilado entre los requeridos al operador del sistema y a otras compañías.

Este mismo miércoles, Aagesen ha reiterado que es "tajantemente" falso que el Gobierno estuviese realizando un experimento cuando se produjo el apagón del pasado 28 de abril que afectó a la España peninsular y a Portugal. "Insisto, niego, es falso, es tajantemente falso que el Gobierno estuviese realizando un experimento. Le animo a que aprenda cómo opera el sistema", ha dicho Aagesen en el Congreso ante la pregunta del diputado del grupo parlamentario popular, Miguel Tellado.

Tellado ha cuestionado a la ministra sobre si se siente responsable de algo y ha hecho referencia a la información publicada el pasado viernes por el medio británico The Telegraph. Aagesen ya aseguró la víspera en el Senado que la información publicada por dicho medio británico era falsa.

Respecto a las causas del apagón, Aagesen ha explicado que las instituciones comunitarias han dicho "alto y claro" que no señalan a las renovables. Asimismo, ha apuntado que los "verdaderos expertos dicen alto y claro, que suceden en todas las partes del mundo, incluso con 'mix' energéticos fósiles". 

Para investigar lo ocurrido, una vez restablecido el suministro eléctrico, se formó un comité de análisis con representantes de varios ministerios y de otros organismos, que ha ido trabajando en dos subgrupos. A esa investigación se suma la que está realizando la red europea de gestores de redes de transporte de electricidad (Entso-e), que tiene un plazo de seis meses para presentar un informe independiente, y la iniciada por la Comisión Nacional del Mercado y la Competencia (CNMC).

Además, la Audiencia Nacional ha extendido un mes más el secreto de sumario en la investigación sobre si el apagón pudo ser un acto de sabotaje informático en infraestructuras críticas españolas, algo que podría encajar en un delito de terrorismo.

La red de operadores europeos señaló hace unos días que "se observaron dos periodos de oscilaciones de potencia y de frecuencia en la zona síncrona de Europa continental". Aelec añadió que durante la mañana del 28 de abril la situación fue inestable y en los segundos anteriores al colapso se registraron valores de tensión en la red eléctrica por encima de los límites considerados como de emergencia.

Sin embargo, fuentes de Red Eléctrica señalan que es constatable que los valores de tensión antes del incidente no excedieron los admitidos por la normativa e inciden en que no se puede establecer una correlación con días previos, ya que responden a configuraciones diferentes del sistema eléctrico.

Este martes, Aelec ha insistido en pedir a Red Eléctrica que comparta los datos técnicos del incidente y que el análisis que se realice sea "abierto, riguroso y transparente". A su juicio, todos los implicados deben actuar con "responsabilidad y transparencia".

Red Eléctrica trasladó en 2023 a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) que el despliegue de "generación distribuida" (instalaciones pequeñas) estaba provocando "elevadas tensiones" en la red de transporte que, en ciertos momentos, superaban "los valores máximos admisibles", lo que podría provocar el "desacomplamiento intempestivo" de algunas centrales. Así lo explicaba la CNMC en una disposición publicada en el Boletín Oficial del Estado (BOE) en noviembre de ese año por la que se establecieron -a propuesta de Red Eléctrica- las condiciones y los requisitos para un proyecto de demostración regulatorio o 'sandbox' centrado en controlar la tensión de las redes eléctricas, según informa EFE.

La resolución de la CNMC, basada en la descripción del operador del sistema, subrayaba la necesidad de "un uso más intensivo de las herramientas de control de tensión disponibles en el sistema" entre ellas, "el acoplamiento de generación convencional por restricciones técnicas". Las restricciones técnicas permiten a Red Eléctrica ordenar la conexión de centrales adicionales si el reparto de la generación surgido de la oferta y la demanda en el mercado mayorista no garantiza por completo la seguridad del suministro.

El documento destaca que, "en momentos puntuales, aún activando la totalidad de las herramientas disponibles para el control de tensión, los recursos no han sido suficientes para asegurar que los valores de tensión se sitúen dentro de los márgenes admisibles". El texto ha sido recuperado este miércoles por el diario El País a raíz del apagón que hace dos semanas afectó a la España peninsular y Portugal, un incidente del que todavía no se conocen las causas pero del que sí se sabe que comenzó tras pérdidas de generación en Granada, Badajoz y Sevilla.

Fuentes del Ministerio para la Transición Ecológica señalan que esta propuesta no es de su competencia, ya que no es ni operador ni regulador, sino de la CNMC. En cualquier caso, insisten, Red Eléctrica no avisó al ministerio sino que se dirigió a la CNMC para pedir un cambio regulatorio. El organismo inició el procedimiento e incorporó, en el texto, una exposición de motivos -la que ahora trasciende- de por qué era necesario.

El 'sandbox' buscaba alinear el factor de potencia de la demanda con las necesidades del sistema, mediante un ajuste en los incentivos que reciben los grandes consumidores a través de los peajes, según comunicó la CNMC en una nota remitida esa misma semana. Se trataba del segundo proyecto relacionado con el control de la tensión en las redes eléctricas, ya que "mantener la tensión dentro de los umbrales de seguridad es una pieza fundamental para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico e involucra a todas las instalaciones que forma parte o están conectadas a la red".

En esa misma comunicación, el organismo relataba que el proceso de transición energética ha supuesto que, en los últimos años, haya habido un aumento progresivo de la generación renovable distribuida. Este crecimiento, proseguía, requiere desarrollar las infraestructuras de red y provoca un cambio relevante en la curva de precios horarios de la energía, al desplazarse la demanda hacia los periodos más baratos. Todo ello, apuntaba, "ha alterado el perfil de tensiones del sistema y ha aumentado la presión sobre el proceso de control".

Estas explicaciones se detallan en la resolución, donde indica que, de acuerdo con la descripción facilitada por el operador Red Eléctrica en su propuesta, el sistema eléctrico ha evolucionado convirtiéndose en uno "cada vez más capacitivo". Esta circunstancia "está provocando un incremento generalizado del nivel de tensión en la red de transporte que, en determinados momentos, supera los valores máximos admisibles".

Las elevadas tensiones en la red -continúa- podrían provocar el desacoplamiento "intempestivo de instalaciones conectadas a la misma". "Entre los motivos que han provocado esta situación, se encuentra (sic) la disminución de la demanda eléctrica y el despliegue de generación distribuida, lo que ha requerido el crecimiento de las redes para permitir su evacuación", añade.

Esta situación "viene haciendo necesario un uso más intensivo de las herramientas de control de tensión disponibles en el sistema, entre las que se encuentra el acoplamiento de generación convencional por restricciones técnicas". Y es que, "en momentos puntuales", aun activando todas las herramientas disponibles para el control de tensión, los recursos "no han sido suficiente" para asegurar que sus valores se situaran dentro de los márgenes admisibles establecidos.

El 'sandbox' está abierto a grandes consumidores de energía, como fábricas o empresas. La iniciativa les compromete a consumir la energía reactiva que sobra en el sistema y que provoca sobretensiones. A cambio, perciben una retribución variable -por el volumen consumido- y la exención del término de reactiva en sus peajes. Conforme a la CNMC, mantener esta tensión dentro de los umbrales de seguridad es clave para garantizar el suministro eléctrico.

Tradicionalmente, la generación ha desarrollado esta tarea, mientras que los consumidores de electricidad eran un sujeto pasivo o sólo participaban con incentivos estáticos a través de los peajes de la factura eléctrica. Pero la generación renovable tiene menos capacidad de gestionar la tensión de la red que la convencional. De ahí que se necesite la participación de nuevos agentes.

El pasado enero, la CNMC prorrogó doce meses este proyecto piloto, un plazo que "permitirá descubrir la capacidad de los grandes consumidores para contribuir a la transición energética".

La información sobre lo ocurrido el día 28 de abril continúa llegando con cuentagotas. Este miércoles, la ministra de Transición Ecológica, Sara Aagesen, ha confirmado que el grupo de ciberseguridad desplegado tras el apagón no ha encontrado evidencias de un ciberataque en Red Eléctrica, y ahora estás analizando los sistemas informáticos del resto de centros de control del país y las plantas de generación. Por otra parte, ha revelado que los tres incidentes que desembocaron en el cero eléctrico ocurrieron en Granada, Sevilla y Badajoz debido a un episodio de sobretensión.

"Estamos identificando desconexiones que pueden ser por sobretensión como el elemento desencadenante de la caída en cascada el 28 de abril", ha explicado la vicepresidenta tercera en su primera comparecencia en el Congreso, en la que ha dado cuenta de la última información sobre el cero eléctrico. De hecho, ha abierto la puerta a que haya en la red española un problema endémico de sobretensiones, como ya alertó en el pasado Red Eléctrica. "Esa misma mañana, distintos operadores nos han dicho que registraron subidas y bajadas de tensión anteriores a ese cero y a las oscilaciones. Por ello, en las peticiones de información que estamos haciendo a los agentes estamos ampliando el foco más allá de los instantes previos. No solo esa mañana, no solo la semana anterior", añadió Aagesen.

Como ya adelantó el pasado viernes la red de operadores eléctricos europea, ENTSO-E, el apagón fue originado por la desconexión de plantas ubicadas en el sur de España con una potencia de 2,2 gigavatios (GW), el equivalente al 10% del suministro en ese momento. La red peninsular no pudo soportar una caída tan fuerte de la generación y se fue a negro. Esos tres incidentes ocurrieron en apenas 20 segundos, como ha confirmado Aagesen, aunque por ahora no ha desvelado qué tecnología tenían las instalaciones desconectadas. En todo caso, la ministra aprovechó su comparecencia para defender la fortaleza de las renovables: "No hay guerras tecnológicas. El mix eléctrico actual cuenta con una alta participación renovable porque es una solución económica y técnicamente viable".

También ha reiterado que su objetivo es identificar las causas "lo antes posible". "El incidente fue excepcional y estamos trabajando en encontrar las causas para tomar las medidas necesarias para que no vuelva a ocurrir", ha añadido la responsable de energía. "Frente a quienes en los primeros momentos lo tenían todo clarísimo, y decían 'han sido las renovables', me temo que la realidad es más compleja", añadió.

La responsable de la política energética hizo explicó con detalle la cronología de lo ocurrido el día 28. Principalmente con información ya conocida, aunque ha añadido detalles nuevos que amplían la investigación del incidente al resto de Europa. Según ha detallado, media hora antes del apagón, diferentes actores detectaron tanto en la península como "fuera de las fronteras" episodios de oscilaciones de frecuencias y tensiones que llegaban hasta Turquía. Mantener a raya estos dos parámetros es imprescindible para evitar que las plantas de generación se apaguen para no sufrir averías. Estos episodios de oscilaciones ocurrieron a las 12.03 horas y a las 12.19 horas del lunes 28 de abril.

En teoría, estos episodios fueron amortiguados, pero a las 12.32.57 horas se produce una desconexión fortuita de una subestación eléctrica de Granada debido al apagón de una o varias plantas de generación eléctrica. A las 12.33.16 ocurre lo mismo en Badajoz, y a las 12.33.17 se repite en la provincia de Sevilla. Es aquí donde el Gobierno cree que entraron en juego picos de tensión en la red, que superaron los valores límite de seguridad recogidos por la normativa y provocaron una desconexión automática de la generación.

"Todavía tenemos que estudiar hasta qué punto las dos oscilaciones de los 30 segundos previos al cero del 28 de abril tuvieron algo que ver con el incidente del cero eléctrico. Hablamos de un sistema eléctrico extremadamente complejo con fenómenos interrelacionados", ha apuntado.

Tras estas tres desconexiones, la sincronía del sistema peninsular y la del resto de Europa se desajustaron y provocaron el corte del flujo eléctrico entre España y Francia. En ese momento, España importaba luz de su vecino para intentar compensar la caída de la producción, y ese aislamiento provocó que la frecuencia de la red se desplomase dentro de la península. A las 12:33:20, la bajada de frecuencia cruza el primer umbral para activar las protecciones del sistema, el deslastre de bombeo (a los 49,5 Hz de frecuencia), pero es insuficiente para compensar el basto desequilibrio entre la demanda de electricidad y la baja generación.

Tras este evento continúa descendiendo la frecuencia y se activaron los siguientes mecanismos de deslastre (segundo de bombeo y umbrales de demanda), y a las 12:33:22 se activó el llamado sexto de demanda, el último escalón de protección. "Sin embargo, ninguno de estos procesos logra detener la caída del sistema, finalmente, este alcanza el cero peninsular", reconocen desde el Gobierno, y la red entera terminó por caer.

El pasado 29 de abril, un día después del primer apagón de la historia reciente de España, la generación eléctrica cambió de manera radical para garantizar que el cero no volvía a repetirse. Sin saber todavía qué lo había originado, las centrales de ciclo combinado de gas se encendieron en masa para abastecer al país y se redujo el peso de las plantas solares. Desde entonces, la red ha funcionado en lo que el Gobierno llama "condiciones extraordinarias" para evitar imprevistos, lo que ha provocado una subida de la factura de alrededor del 15% en las últimas dos semanas por el encarecimiento de los servicios de ajuste del sistema.

Según los datos de Red Eléctrica, entre el martes 29 de abril y el lunes 12 de mayo, el precio medio de la luz para los consumidores del mercado regulado, el conocido como PVPC, ha sido de 112,06 euros por megavatio hora (€/MWh), un 3,7% más caro que en las dos semanas anteriores. Del martes 15 al lunes 28 de abril, el PVPC marcó de media 108,10 €/MWh. Esos precios ya incluyen la energía y todos los costes extra de la factura (como los peajes, los cargos o el mercado a plazo), salvo los impuestos.

Sin embargo, el recibo debería ser más barato, no más caro. Si se compara solo el coste de la luz en la factura, en las dos semanas siguientes el apagón, el precio medio de la luz en el mercado mayorista —el que luego se utiliza para elaborar el PVPC— se ha situado de media en los 14,08 €/MWh, una caída del 44% respecto a los 25,17 €/MWh registrados entre el 15 y el 28 de abril.

¿Cómo se explica que la luz se desplome un 44% mientras que el precio que pagarán los consumidores en su factura aumenta? La razón está en que uno de los componentes del precio final se ha disparado, el mercado de restricciones técnicas, que se ha encarecido a cifras récord. Su función es equilibrar la producción de electricidad en España para que no haya zonas del país con excesiva o escasa generación para evitar riesgos en la red.

El coste del mercado de restricciones para los consumidores normalmente es anecdótico. Suele rondar los 5 €/MWh, pero desde el apagón se ha disparado hasta los 21,80 €/MWh de media, con picos de más de 40 €/MWh, de manera que este mercado de apoyo ha superado incluso al propio precio de la luz. Si el coste de las restricciones se hubiera mantenido en su horquilla habitual, los españoles que tienen contratada una tarifa PVPC habrían pagado estas dos semanas alrededor de un 15% menos por su electricidad.

José Luis Sancha, experto en Energía de la Universidad Pontificia Comillas, explica que estos números son una completa anomalía. "Unos servicios de ajuste que representen el 20% del PVPC es muy llamativo. De hecho, sin este factor iríamos camino de la factura eléctrica más barata de la historia para un mes de abril, sin duda", opina el ingeniero eléctrico. El recibo de un hogar medio, estima Sancha, será en mayo de unos 40 euros.

Estos precios solo se aplican a los consumidores con una tarifa regulada (PVPC), aproximadamente el 30% de los hogares españoles. El resto de clientes no sufrirá cambios porque sus tarifas están previamente pactadas, salvo que tengan una tarifa libre indexada al PVPC.

Desde que se produjo el apagón, el operador del sistema también ha programado una caída artificial de la producción de energía solar, una tecnología que normalmente hunde el coste de la energía en las horas centrales del día. Desde el día 29 en adelante, la fotovoltaica ha trabajado a menor potencia porque esta tecnología no aporta estabilidad a la red eléctrica en casos de desajuste de la oferta y la demanda, como sí hacen otras fuentes como la hidráulica o los ciclos de gas.

En las dos semanas previas al apagón, la solar fue responsable del 23% de la generación total de electricidad, y en las dos siguientes, del 20%. De hecho, ha habido varios días, justo después del incidente, que se redujo a entre el 15% y el 18% de la producción total, cifras anómalas en plena primavera.

La primera semana tras el incidente, también estuvo marcada por una participación más alta de lo normal de las centrales de gas. Los ciclos combinados generaron de media un 13% del mix total en abril, pero el día 29 llegaron a suponer el 37% del total para garantizar que la red española tuviera una inercia lo más elevada posible, y durante los siguientes días ha representado alrededor del 17%. Esta tecnología se caracteriza por ser la más cara de todas porque el precio del gas es elevado y además sus centrales pagan derechos de emisiones por contaminar.

Las centrales nucleares, por su parte, fueron desconectadas durante el apagón por seguridad y han tardado días en volver a funcionar a pleno rendimiento. Hasta el 6 de mayo no se recuperó el 50% de la capacidad disponible de los reactores, pero desde este lunes 12, ya están todas trabajando al 100% de su capacidad. Salvo Trillo y el grupo II de Ascó, que están paradas por recarga. A medida que las nucleares han regresado, han desplazado al gas del mix energético.

Otro de los cambios más significativos del mix tras el apagón fue el corte de la comercialización de luz con Portugal. El viernes, la patronal europea de operadores eléctricos ENTSO-E confirmó que el origen del apagón está "presumiblemente en una serie de diferentes cortes de generación en el sur de España, hasta un total estimado inicialmente de 2.200 MW". Como en ese momento España exportaba 2.000 MW de luz a Portugal, el país vecino se vio arrastrado y perdió también su suministro. La respuesta de Portugal fue paralizar hasta el 8 de mayo sus importaciones de electricidad de España.

Las comunidades con mayor porcentaje de energía procedente de fuentes renovables sobre su generación total son Castilla y León (92,8%), Aragón (88,8%) y Galicia (84,6%), muy por encima del conjunto del país, donde la producción de electricidad mediante el viento, el sol y el agua es del 56%, informa EFE.

Así lo señalaba en febrero de 2025 un informe del Observatorio de Energías Renovables para la Economía Digital, elaborado por Opina 360 con datos de Red Eléctrica. 

El mismo informe señalaba también que las dos Castillas, Andalucía, Extremadura y Aragón lideran la generación de energía con fuentes renovables como el sol o el viento, mientras que a ellas se suma Galicia con la hidroeléctrica.

Mientras que Aragón y Castilla y León lideran la energía eólica, entre Castilla La Mancha, Andalucía y Extremadura generan más del 70% de la solar española.

Red Eléctrica informó en marzo de 2025, pocas semanas antes del apagón, de que el porcentaje renovable en el total de generación español ha llegado al 56% después de que la producción de electricidad verde en España haya crecido un 10% en 2024.

El informe del Observatorio citado señalaba que en ese crecimiento han destacado en especial la Comunidad de Madrid y las Baleares, que aumentaron su apuesta por las renovables en más de un 24% cada una el año pasado.

Cataluña, País Vasco y Baleares son las que menos porcentaje verde tienen en su generación de energía, y en La Rioja, Cantabria, Comunidad Valenciana y Asturias descendió la producción verde en un año récord para la mayoría de las autonomías en este aspecto.

Los avances en energía verde son desiguales entre las autonomías, opinaba el autor del informe citado, Juan Francisco Cano, director de Opina 360, quien añadía que "las comunidades con mayor presencia de renovables están aprovechando ya esta fortaleza como ventaja competitiva".

Así, por ejemplo, el año 2024 se cerró con anuncios de inversiones que, redondeando las cifras, ascienden a un valor de 40.000 millones de euros en Aragón en la próxima década, equivalente al PIB de la región en un año, inversiones vinculadas a, entre otros factores, el liderazgo de esta región en generación de energías renovables, que además de verdes son también baratas.

Así lo explicaba el presidente del Gobierno de Aragón, Jorge Azcón, en relación con una de estas inversiones: “nuestra posición geográfica nos permite ser uno de los principales nudos logísticos a nivel nacional y dentro de Europa, y contamos con recursos naturales de excepción, que nos permiten ser una potencia en generación de energías renovables”.

Azcón pronunció estas palabras cuando anunció la inversión de 15.700 millones de euros que Amazon Web Services (AWS) va a realizar a través de su Región Cloud, localizada en Aragón, entre 2024 y 2033, para ampliar sus zonas de disponibilidad en la Comunidad. 

Microsoft o Stellantis, entre otras, han cerrado también en 2024 inversiones de miles de millones en Aragón para aprovechar las mismas ventajas. 

Otras autonomías líderes en energía verde que han anunciado inversiones de este tipo han sido Castilla La Mancha, donde Meta apostará 750 millones de euros en Talavera de la Reina (Toledo); o Google, que ha anunciado una inversión de 535 millones de euros en Málaga.

Red Eléctrica emitió hace un año una propuesta para revisar los criterios generales de protección del sistema eléctrico español para adaptarlos a las nuevas necesidades y tecnologías disponibles, tras un cambio en el mix de generación como consecuencia de la integración de las renovables, según informa EFE.

Este texto, que se sometió a consulta pública, fue recibido por el Ministerio para la Transición Ecológica el pasado 24 de enero, según fuentes de este departamento, que aseguran que se ha trabajado con la propuesta para incorporarla en la revisión de la normativa sobre redes eléctricas.

El documento sugiere actualizar los criterios generales de protección del sistema eléctrico español, a la vista del cambio tecnológico producido en los últimos años, con la digitalización de las redes y de otros equipos eléctricos tales como interruptores o transformadores, así como el crecimiento de las renovables.

Los procedimientos, que varían en función de si se trata del sistema eléctrico peninsular o de los territorios no peninsulares, establecen los criterios que definen el mínimo nivel de equipamiento de protecciones con el que debe cumplir toda instalación que forme parte de la red.

Con ello, se busca minimizar las repercusiones que pueden ocasionar hipotéticas perturbaciones -que se produzcan en estas instalaciones- sobre el sistema eléctrico, y limitar la afectación sobre los equipos.

De acuerdo con la propuesta, los criterios actuales están recogidos en dos documentos. 

En el caso de los relativos a los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, fueron publicados en 2011, mientras que los del sistema eléctrico peninsular español -el afectado por el apagón del pasado lunes- datan de 1996.

En su versión consolidada tras la consulta, Red Eléctrica insiste en que, "motivado por los cambios y la evolución" del sistema español a lo largo de estas décadas, ha surgido "la necesidad de revisar los criterios generales de protección existentes".

Destaca la "evolución tecnológica" de los relés de protección, un progreso que ha seguido el resto de dispositivos que conforman estos sistemas, como los interruptores o los transformadores de medida, lo que ha mejorado su funcionamiento "al tener mayor precisión".

Otra de las causas que han forzado la revisión de los criterios ha sido el cambio en el 'mix' de generación del sistema eléctrico actual "debido a la entrada masiva de fuentes de energía renovables que han ido desplazando a las plantas térmicas tradicionales".

Así, prosigue el operador del sistema, junto con las centrales de generación convencionales -térmicas, ciclos combinados, hidráulicas y nucleares-, ahora coexisten nuevas fuentes renovables que, en su mayoría, son solar fotovoltaica y eólica.

Estas dos tecnologías, no gestionables ya que su producción depende de las condiciones meteorológicas, están basadas en dispositivos de electrónica de potencia.

Ello ha supuesto "un cambio" en la distribución de la generación que se conectaba directamente en la red de transporte, y es que estas nuevas fuentes pueden evacuar tanto en ésta como en redes de tensión inferior.

Esta circunstancia hace que ciertos nudos que, históricamente, eran destinados a centros de transformación y alimentación de la demanda, puedan pasar a evacuar grandes cantidades de generación, de ahí que se precisen unos requerimientos de equipamiento del sistema de protección mayores.

El operador del sistema detecta que estos cambios pueden derivar "en el futuro" en un comportamiento no deseado del sistema de protección actual, por lo que propone varias modificaciones.

"Mientras se mantenga un nivel de generación síncrona suficiente no se esperan cambios significativos", recalca.

No obstante, avisa de que, en el futuro, en zonas donde exista una alta penetración de generación basada en electrónica de potencia (como fotovoltaica y eólica) "podrían darse situaciones en las que el comportamiento de algunas funciones de protección actuales no fuera el esperado".

Red Eléctrica plantea que el horizonte de aplicación de los nuevos mecanismos de protección sea de cinco años desde la fecha de aprobación de los criterios "si fuera necesario".

Fuentes del ministerio dicen que han trabajando con la propuesta para incardinarla en la actualización de la normativa sobre redes eléctricas, que incluye la revisión de los límites de inversión con relación al PIB, y otras disposiciones con vistas a maximizar los beneficios de la próxima planificación con horizonte 2030.

Si bien los motivos concretos del apagón todavía se desconocen, la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, ha reiterado en una entrevista en TVE que no se puede decir que las renovables sean fueran la causa, pues sería un análisis "muy simplista".

El propio Ejecutivo, al aprobar el plan de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica 2021-2026, estableció como prioridad maximizar la penetración renovable, minimizando el riesgo de vertidos, y de "forma compatible con la seguridad del sistema".

Una aspiración compartida con otros agentes de este sector, que desde hace tiempo abogan por que el despliegue de estas tecnologías se realice de forma ordenada.

El Comité de análisis del Gobierno para determinar las causas del apagón eléctrico del pasado lunes ha concluido este sábado su reunión y sigue esperando la "totalidad de la información requerida", según ha informado el Ministerio de Transición Ecológica y el Reto Demográfico, informa EFE.

El comité, tal y como acordó en su primera reunión, ha creado dos grupos de trabajo. El primero de ellos, sobre la operación del sistema eléctrico, coordinado por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, y otro sobre sistemas digitales y ciberseguridad, bajo la coordinación del Ministerio de Transformación Digital.

Representantes de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) han participado en esta segunda reunión del comité, presidido por la vicepresidenta del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen.

La reunión, que comenzó a las 8:30 de la mañana en la sede de Red Eléctrica, ha contado también con la intervención de la presidenta de la compañía, Beatriz Corredor.

Pese a que la eléctrica ya ha completado la entrega de todos los datos solicitados, el comité sigue a la espera de la "totalidad de la información requerida" a los agentes del sistema (más de treinta centros de control de generación, empresas generadoras y distribuidores). Mientras tanto, el comité sigue analizando los datos recibidos hasta la fecha.

El comité de análisis del apagón está integrado por representantes de varios departamentos ministeriales: Presidencia del Gobierno (a través del Departamento de Seguridad Nacional), Ministerio de Defensa (a través del CNI y el Estado Mayor), Ministerio del Interior (a través del Centro Nacional de Protección de Infraestructuras Críticas y de la Oficina de Coordinación Cibernética) y Ministerio de Transformación Digital (a través de Seguridad Digital). Participan también organismos como el Instituto Nacional de Ciberseguridad (Incibe) y el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN).

Asimismo, España y Portugal anunciaban este viernes la puesta en marcha de un grupo de trabajo conjunto para identificar las causas del apagón, liderado por la ministra de Transición Ecológica, Sara Aagesen, y su homóloga portuguesa, titular de la cartera de Medio Ambiente y Energía, María da Graça Carvalho.

La CNMC ha abierto también su propio análisis "desde el primer momento" del apagón eléctrico del pasado 28 de abril en el ámbito de sus competencias regulatorias, según confirmó el organismo a EFE en la víspera.

La directiva de Red Eléctrica ha salido 24 horas después del apagón para frenar la ola de especulaciones sobre el origen del cero eléctrico. Sin embargo, por ahora solo ha descartado la hipótesis del ciberataque y de los eventos climáticos, pero han concretado poco sobre el origen del incidente. Eduardo Prieto, director del Servicio de Operación de REE, ha explicado que se debió a dos caídas repentinas de la generación eléctrica que provocaron "una situación imposible para el sistema", dejando la península sin generación de luz. El portavoz añadió que todavía están trabajando para averiguar qué estaciones provocaron el agujero en la producción y por qué dejaron de surtir a la red.

La información proporcionada hasta ahora se resume en que la mañana avanzaba con normalidad hasta que entre las 12.00 y las 12.30 hubo dos episodios de caída de la generación fotovoltaica en la región suroeste de España por motivos "ajenos" a REE que contagiaron a otras plantas renovables, y un grupo inmenso se vio obligado a parar. La caída de la tensión en la red también provocó una parada de emergencia en los reactores nucleares de la península, y la sucesión de acontecimientos obligaron a apagar todo el sistema para evitar daños en las plantas. Al mismo tiempo, se desconectó a España del resto de la red eléctrica europea para no contagiar al extranjero.

Finalmente, en cuestión de cinco segundos, un tiempo muy largo para un fallo energético, la península dejó de producir temporalmente luz. Ni un solo megavatio, por mucho que la web de la empresa semipública recogiese una generación parcial de 12.000 megavatios. REE ha dicho que esa cifra es incorrecta.

"Lo que vimos con anterioridad al incidente, en torno a las 12.00 horas, era que la situación estaba estable, con parámetros correctos de frecuencia, tensión y potencia. Justo después, identificados un evento de perdida de generación en la región suroeste del sistema peninsular, y fue superado satisfactoriamente. Un segundo y medio después de este, se produjo un segundo evento de pérdida, que degradó las condiciones del sistema eléctrico. A partir de ese momento, esto desembocó, 3,5 segundos después, en unas condiciones imposibles para el sistema eléctrico, y provocó la desconexión con Francia y el aislamiento de la red eléctrica europea y la desconexión de una cantidad importante de renovables. El sistema no pudo sobrevivir a esta circulación tan extrema y se produjo el cero", ha explicado en rueda de prensa Prieto.

Preguntado por cuáles son las plantas solares que se desconectaron sin previo aviso, el técnico de Red Eléctrica ha dicho que todavía no tienen "las conclusiones definitivas" y que necesitan un periodo largo de estudio para acotar el origen y la causa de esta reacción en cadena. Una de las principales hipótesis era que esa orden de apagarse, las conocidas como consignas, podían haber venido de un agente externo en forma de ataque informático, pero Prieto ha confirmado que han estado toda la noche analizando esa posibilidad con el Centro Nacional de Inteligencia, y ha quedado descartada: "No hubo orden de Red Eléctrica para suspender la generación". También ha descartado los rumores que proliferaron en las primeras horas de las llamadas "vibraciones atmosféricas".

La gran pregunta es por qué fallaron esas plantas fotovoltaicas del suroeste peninsular. En la rueda de prensa, se ha planteado la posibilidad de que la desconexión de este número indeterminado de plantas se produjese por variaciones de tensión en la red. "Esto es lo que tenemos que confirmar o aclarar, una vez que tengamos la información completa". Tampoco se ha desvelado el tamaño, en forma de megavatios, de los dos agujeros que desencadenaron la crisis.

El presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, ha comparecido poco después para decir que "es evidente que lo que ocurrió ayer no puede volver a pasar jamás", y ha anunciado la creación de una comisión de investigación liderada por el Ministerio de Transición Ecológica. "Y exigiremos responsabilidades a los actores privados si se tienen que dirimir esas responsabilidades", sin aclarar si esa acusación apunta a REE, una empresa privada participada en un 30% por la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales, adscrita al Ministerio de Hacienda. O si, por el contrario, se refería a los dueños de las plantas renovables que comenzaron a caer como piezas de dominó.

Pedro Sánchez se ha acostumbrado a comparecer en días inusuales. Y este lunes 28 de abril no ha sido la excepción, tras el apagón eléctrico que ha afectado a toda la península. “Esto no había ocurrido jamás”, aseguró en su segunda comparecencia del día, al filo de las 23 horas, en la que explicó que a las 12.33 horas de este lunes, y durante cinco segundos, "desaparecieron súbitamente" 15 gigavatios de producción de la red eléctrica, el equivalente al 60% de la energía que se estaba consumiendo en ese momento.

El presidente del Gobierno hizo también un llamamiento a la calma y señaló que se ha restablecido casi el 50% del suministro eléctrico en el país, pero también ha admitido que desconocen las causas por las que ha sucedido. “Aún no se ha podido determinar qué ha provocado esa desaparición, pero lo harán”, afirmó, para añadir a continuación que "se están analizando todas las causas potenciales sin descartar ninguna hipótesis".

“Es algo que Red Eléctrica no nos puede decir aún con certeza. Nunca había habido una caída del sistema a cero. Lo que se está haciendo es ejecutar la recuperación de forma progresiva y prudente”, fueron sus palabras durante su  breve comparecencia desde la Moncloa. El líder del Ejecutivo también lanzó algunas recomendaciones como evitar desplazamientos, limitar el uso de los teléfonos móviles a llamadas breves y seguir por los cauces oficiales la información sobre el apagón. 

Sánchez también garantizó que “los ciudadanos pueden y deben estar tranquilos” pese a tratarse de una jornada inédita.  “La situación sigue siendo de una recuperación de normalidad en las calles y en todo caso el Gobierno ha desplegado servicios adicionales por todo el país para reforzar más la seguridad durante la noche. España es un país seguro y responsable", subrayó. Así, dijo que de cara al martes “los trabajadores deben priorizar su seguridad, y aquellos que puedan quedarse en casa, que lo hagan”, mientras que pidió a los estudiantes “seguir las instrucciones de los Gobiernos autonómicos”.

Por último, admitió que “el problema principal” del país está en la situación ferroviaria, indicando que  si bien ha habido 35.000 personas que han sido auxiliadas por Renfe y Adif, todavía hay 11 trenes que no han podido ser remolcados hasta su estación final ni sus pasajeros rescatados. “La meta es recuperar media y larga distancia cuanto antes. Y cercanías mañana", indicó.