Al cumplirse algo más de un año desde el apagón que dejó sin electricidad a todo el país, la presidenta de Red Eléctrica, Beatriz Corredor, ha hablado este lunes en los Desayunos del Ateneo de Madrid de las causas, del curso de la investigación y del expediente que le ha abierto a varias compañías, incluida la que ella preside, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Corredor ha insistido en que la empresa que preside no tuvo nada que ver con el apagón, ya que "Red Eléctrica no genera energía, ni la compra, ni la vende" sino que se limita a poner la infraestructura y apuntó al fallo multifactorial como causa de la incidencia. Tambien señaló —ante las preguntas de los periodistas Guillermo Lerma (Cadena Ser), Paula de las Heras (Diario Sur) y Jesús Maraña (infoLibre)— que hubo otros actores que no procedieron como deberían, aunque evitó dar nombres. "Si todos los actores hubieran cumplido, el apagón no se habría producido"

Corredor es jurista, registradora de la propiedad en excedencia y fue ministra de Vivienda de 2008 a 2010. En ese año, pasó a presidir el operador de infraestructuras eléctricas que tiene un 80% de su capital en bolsa y un 20% en manos del Estado. Sobre la posibilidad de que se pudiese repetir un apagón, la directiva señaló que "si todos los implicados cumplen el sistema está totalmente protegido" y apuntó a las plantas de generación que tenían que controlar la tensión y "no cumplieron con la normativa".

Corredor utilizó un símil médico para explicar las causas del fallo y lo comparó con una arritmia que se desencadenó por alteraciones en la tensión de la línea. "Lo que ocurrió es que todas las plantas de generación que tenían que controlar esta tensión no cumplieron", concluyó. También quiso descartar que un informe previo emitido por la propia Red Eléctrica y publicado por el diario El Mundo el pasado viernes, pudiese explicar el apagón. En ese informe se recogía un episodio parecido y se pronosticaban posibles fallos futuros. Corredor señaló que ellos mismos habían aportado el documento a la investigación e insistió en que no eran episodios comparables. "El sistema cambia cada día y no se puede pensar que lo que pasa un día tenga alguna relevancia en otro", apuntó. También protestó porque, en su opinión, se estaba tratando de confundir a la opinión pública con "información descontextualizada y que induce a la confusión".

La presidenta respondió a las preguntas de los periodistas Guillermo Lerma (Cadena Ser), Paula de las Heras (Diario Sur) y Jesús Maraña (infoLibre). Sobre el reparto de responsabilidades y las posibles indemnizaciones, apuntó que ellos no podían dar los nombres de las nueve estaciones de generación que se desconectaron durante el momento del apagón porque no habían sido autorizados. "Hay un interés empresarial en preservar los nombres de estas empresas para evitar ventajas competitivas de los demás", señaló. También explicó que Red Eléctrica no ha contemplado provisiones extraordinarias para hacer frente a posibles multas o indemnizaciones ya que "los informes descartan la responsabilidad", remarcó.

Sobre si la CNMC debería tener más competencias para controlar a cada uno de los actores implicados en la generación, distribución y comercialización de la energía, Corredor volvió a insistir en que bastaría con que los actores cumplan con la ley.

Las energéticas señaladas por la CNMC son, ordenadas por número de procedimientos incoados: Iberdrola (7), Endesa (7), Naturgy (5), Red Eléctrica (1), Repsol (1) y Bahía Bizkaia Electricidad (1). Dos de los expedientes atribuidos a Endesa e Iberdrola corresponden a una investigación específica sobre las centrales nuclear de Ascó y Vandellós II, en Tarragona. En este punto, y preguntada sobre la seguridad del mix energético que incluye tanto renovables como nuecleares, la presidenta de Red Eléctrica apuntó que el mix energético "no había sido el problema" y que más del 70% de toda la energía en España procedía de las renovables.

Salvo Red Eléctrica, a todas las empresas se las acusa "presuntamente" de saltarse el artículo 65.8 de la ley del sector eléctrico, mientras que al operador se le investiga por incumplir presuntamente el artículo 64.25. La infracción del artículo 65.8 se considera "grave" según esa normativa, mientras que la 64.25 se tipifica como "muy grave". Este último, tiene que ver con "programar el funcionamiento de las instalaciones de producción de energía eléctrica (...) de acuerdo con los criterios de fiabilidad y seguridad", así como "proporcionar a todos los gestores de las redes información suficiente para garantizar el funcionamiento seguro y eficiente, el desarrollo coordinado y la interoperabilidad de la red interconectada".

Este martes 28 de abril, a las 12:33 horas, se cumple un año del apagón en la España peninsular, un incidente que los informes técnicos publicados consideran que fue "multifactorial" y que ha impulsado la aprobación de distintas medidas para hacer el sistema eléctrico español más resiliente.

Aunque el diagnóstico compartido es que el 'cero eléctrico' tuvo como causa principal un problema de sobretensión, el por qué las tensiones se descontrolaron hasta provocar el colapso aquella mañana continúa enfrentando al operador del sistema, Red Eléctrica, y a las compañías eléctricas.

En términos generales, los análisis concluyen que el suceso se debió a un problema de tensión; que fue multifactorial; que no fue un ciberataque; que la producción renovable, por sí misma, no tuvo nada que ver, y que la colaboración entre agentes fue clave para que la reposición del suministro eléctrico se culminase en horas.

Pero existe un divorcio total a la hora de aclarar qué eslabón de la cadena de control de tensión falló, y si fue un episodio inesperado o existieron avisos previos.

La principal novedad de las últimas semanas son los expedientes sancionadores abiertos por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que ascienden a medio centenar y van subiendo.

Entre ellos destacan los procedimientos por posibles infracciones muy graves que afectan a Red Eléctrica, la sociedad Centrales Nucleares Almaraz-Trillo (participada por Iberdrola, Endesa y Naturgy) y a Iberdrola Generación Nuclear.

También ha incoado expedientes graves a Iberdrola, Endesa, Naturgy, Engie, TotalEnergies o Repsol, entre otros.

A nivel normativo, se han puesto en marcha medidas para fortalecer y mejorar la estabilidad de un sistema eléctrico cada vez más complejo.

El más destacado ha sido la revisión del procedimiento de operación 7.4 que la CNMC aprobó en 2025 y que entró en vigor a comienzos de este año, que permite a las renovables participar en el control dinámico de tensión previa habilitación de las plantas.

En paralelo, Red Eléctrica opera desde el día siguiente del apagón con la conocida "operación reforzada", que supone aumentar la programación de ciclos combinados, los cuales generan electricidad a partir de gas natural y aportan estabilidad al sistema.

El coste de esta operación reforzada hasta el 31 de marzo de este año asciende a 666 millones de euros, lo que implica 4 céntimos al día para un usuario con la tarifa regulada PVPC con un consumo medio mensual de 300 kilovatios hora (kWh), de acuerdo con los datos del operador.

El debate también ha alcanzado el ámbito parlamentario. Así, la comisión de investigación del Senado, controlada por el PP, ha señalado al Gobierno, a Red Eléctrica y a la CNMC como responsables del incidente, mientras que la del Congreso apenas ha echado a rodar.

Además, el 'cero eléctrico' cuenta con una derivada judicial y es que las eléctricas pelean, de momento sin éxito, por hacerse con las 8.000 conversaciones que Red Eléctrica aportó a la causa, ya archivada, que investigó un posible ciberataque.

Al margen de ello, un juzgado de lo Mercantil de Madrid se ha declarado competente para investigar la demanda por presuntos actos de competencia desleal interpuesta por Iberdrola contra Redeia y Red Eléctrica por difundir informaciones que habrían perjudicado la reputación de la multinacional española en el mercado.

A esto se añadirían los previsibles recursos que las empresas que terminen siendo sancionadas por la CNMC presentarán ante la sala de lo Contencioso-Administrativo de la Audiencia Nacional.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha abierto un expediente "muy grave" a Iberdrola Generación Nuclear dentro de su investigación por el apagón eléctrico del 28 de abril el pasado año.

Iberdrola, que tiene participación en seis de las siete centrales nucleares que operan en España, es, además, la titular del 100% de la nuclear de Cofrentes (Valencia), la única de la que es dueña en su totalidad.

Esta posible infracción "muy grave" se tramita en base al artículo 64.37 de la Ley del Sector Eléctrico español, por lo que estudia el papel de la compañía en "una reducción de producción o suministro sin autorización" o por el "incumplimiento reiterado de obligaciones de disponibilidad" durante aquella jornada.

Este nuevo expediente, incoado con fecha de 23 de abril, eleva a 56 el número total de procedimientos que estudia el regulador, que abre así su segundo expediente "muy grave" a las empresas eléctricas y su tercero de las mismas características, pues también incoó un expediente de este tipo a Red Eléctrica. La comunicación de este nuevo expediente se produce después de que el pasado viernes se publicara la apertura de 35 expedientes, que complementaban los 20 publicados hace ahora diez días.

La CNMC recalca que los hechos objeto de estos procedimientos "no implican, por sí mismos, la atribución del origen o causa del apagón a las empresas afectadas", dado que, explica, el incidente respondió a un origen multifactorial.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha incoado quince nuevos expedientes a Endesa, TotalEnergies, Engie, ContourGlobal y a la asociación nuclear Ascó-Vandellos (de la que forman parte Endesa e Iberdrola) en el marco de su investigación sobre lo ocurrido en el apagón del 28 de abril del pasado año.

La apertura de estos nuevos expedientes se produce una semana después de que el regulador incoara una veintena de expedientes sancionadores a Red Eléctrica y a compañías como Iberdrola, Endesa, Naturgy, Repsol o la Asociación Nuclear Ascó-Vandellós II, por lo que la cifra total asciende a 35.

Estos nuevos expedientes "incluyen también la investigación de prácticas producidas en días o periodos distintos al 28 de abril, pero que constituirían igualmente indicios de posibles infracciones sectoriales detectados" en el marco de la investigación del incidente, señala el regulador.

No obstante, la CNMC recalca que los hechos objeto de estos procedimientos "no implican, por sí mismos, la atribución del origen o causa del apagón a las empresas afectadas", dado que, explica, el incidente respondió a un origen multifactorial.

El propio regulador subraya que la incoación de estos expedientes "no prejuzga el resultado final de la investigación" y añade que los procedimientos tendrán una duración máxima que varía entre los nueve y los dieciocho meses en función de la gravedad de la infracción.

En todo caso, los interesados podrán formular alegaciones y proponer la práctica de pruebas, indica la CNMC.

De las quince nuevas incoaciones, once se dirigen a Endesa Generación, otro corresponde a la compañía Engie, otro a Total Energies y otro a ContourGlobal por la central térmica riojana de Arrúbal, mientras que el último de ellos se dirige a la asociación nuclear Ascó-Vandellos (de la que forman parte Endesa e Iberdrola).

Los veinte casos abiertos la semana pasada se repartían en cinco expedientes de Iberdrola Generación; otros cinco de Endesa Generación (que ahora suma dieciséis) y otros cinco expedientes en el caso de Naturgy, tres de ellos de Naturgy Ciclos Combinados y dos de Naturgy Generación.

Asimismo, se incluye un expediente abierto a Repsol Generación Eléctrica; dos expedientes a la asociación nuclear Ascó-Vandellos (de la que forman parte Endesa e Iberdrola y que ahora suma tres), y otro a Bahía de Bizkaia Electricidad (participado por la suiza Gunvor y el Ente Vasco de la Energía).

A excepción del abierto a Ascó-Vandellos, todos los expedientes se incoan por una posible infracción del artículo 65.8 de la ley del sector eléctrico, como la práctica totalidad de los incoados la semana pasada a diversas empresas.

No obstante, el tramitado a la asociación nuclear Ascó-Vandellos se debe al artículo 65.34 de esa misma ley, por, según la CNMC, posibles "ofertas con valores anormales o desproporcionados para alterar indebidamente el despacho de las unidades de generación o la casación del mercado".

En cualquier caso, estos quince procedimientos se abren para estudiar posibles infracciones "graves", mientras que se mantiene la única infracción "muy grave" al abierto la semana pasada a Red Eléctrica.

El regulador del sector eléctrico, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), ha publicado este viernes una lista de seis compañías eléctricas que van a ser investigadas por su posible implicación en el apagón del 28 de abril del año pasado. Los funcionarios consideran que estas empresas presuntamente fallaron a la hora de cumplir sus obligaciones de controlar y estabilizar la red eléctrica, y la suma de esos errores contribuyó a que aquella mañana se produjese un cero eléctrico en España y Portugal que duró 16 horas.

Las energéticas señaladas son, ordenadas por número de procedimientos incoados: Iberdrola (7), Endesa (7), Naturgy (5), Red Eléctrica (1), Repsol (1) y Bahía Bizkaia Electricidad (1). Dos de los expedientes atribuidos a Endesa e Iberdrola corresponden a una investigación específica sobre las centrales nuclear de Ascó y Vandellós II, en Tarragona.

De esta manera, el regulador pone el ojo sobre las principales compañías energéticas del país, siendo Iberdrola la mayor comercializadora de España, seguida de Endesa, Naturgy y Repsol. En el caso de Red Eléctrica (REE) se trata del operador del sistema.

Salvo Red Eléctrica, a todas las empresas se las acusa "presuntamente" de saltarse el artículo 65.8 de la ley del sector eléctrico, mientras que al operador se le investiga por incumplir presuntamente el artículo 64.25. La infracción del artículo 65.8 se considera "grave" según esa normativa, mientras que la 64.25 se tipifica como "muy grave".

Según esa normativa, una infracción muy grave se pena con multas de entre 6.000.000 y 60.000.000 euros, mientras que una grave se penaliza con entre 600.000 y 6.000.000 de euros. En ambos casos, la ley recoge también la posibilidad de "inhabilitación de actividades del sector eléctrico", "suspensión de las autorizaciones" o "pérdida de la posibilidad de obtener subvenciones" durante un periodo de hasta un año (en el caso de infracciones graves) o tres años (muy graves),

"La CNMC ha detectado diversos indicios de incumplimiento, algunos mantenidos durante periodos prolongados de tiempo, que habrían afectado al funcionamiento del sistema eléctrico y podrían ser constitutivos de infracciones administrativas", ha publicado el regulador, aunque añade que "los hechos objeto de estos procedimientos no implican, por sí mismos, la atribución del origen o causa del apagón a las empresas afectadas, dado que el incidente respondió a un origen multifactorial". Tampoco garantiza que estas investigaciones resulten en una acusación concreta a estas compañías.

El artículo 65.8, que presuntamente se han saltado cinco de las seis señaladas, es una versión atenuada de otros tres artículos "muy graves" de la ley del sector eléctrico, que se resumen en que las empresas desconectaron sus instalaciones o no cumplieron con los criterios técnicos necesarios. Cuando esos fallos "no concurran las circunstancias de riesgo de garantía del suministro o peligro o daño grave para las personas, bienes o medio ambiente" pasarán de juzgarse como "muy graves" a "graves", de manera que se sobreentiende que la CNMC no considera que estas compañías, por sí mismas, pusieron en riesgo la garantía del abastecimiento eléctrico aquel día.

En el caso del artículo 64.25, que presuntamente incumplió Red Eléctrica, supone a su vez fallar en cuatro puntos del artículo 30 de esa ley, la que recoge las obligaciones del operador del sistema. Esos cuatro apartados, resumidos, explican que REE debe "programar el funcionamiento de las instalaciones de producción de energía eléctrica (...) de acuerdo con los criterios de fiabilidad y seguridad", así como "proporcionar a todos los gestores de las redes información suficiente para garantizar el funcionamiento seguro y eficiente, el desarrollo coordinado y la interoperabilidad de la red interconectada".

Tanto la investigación oficial del Ministerio de Transición Ecológica como la llevada a cabo por los expertos independientes europeos concluyeron que docenas de instalaciones eléctricas de generación dejaron de operar correctamente en los instantes previos al apagón. Primero, dos plantas del suroeste de España fallaron, dando lugar a fuertes oscilaciones de frecuencia y tensión en la red. El operador de la red, Red Eléctrica, puso entonces en marcha diversas medidas para paliar esos desajustes, que a su vez provocaron un incremento de la tensión progresivo que terminó tirando la red.

Pero no fueron las únicas. A medida que subió la tensión, se comenzaron a desconectar por seguridad plantas solares y eólicas de todo el país, pero lo hicieron cuando los niveles de esta se situaban todavía por debajo de lo que la normativa obliga a soportar. Esta situación  agravó el problema aún más porque se generó un efecto dominó: aumentó aún más la tensión y provocó que otras plantas se desconectasen.

En concreto, la red de transporte tiene una tensión media de 400 kV, pero todos los que se conectan a ella deben soportar picos de hasta 435 kV. Según el estudio de los investigadores europeos, publicado en marzo, de las 19 subestaciones eléctricas –los nudos a los que se conectan los generadores de una zona– que se estudiaron, solo seis se apagaron dentro del rango legal, nueve incumplieron y del resto no se hallaron datos concluyentes.

Las plantas renovables no son las únicas que fallaron ese día. Las plantas térmicas –principalmente las centrales de gas natural– tenían la obligación de controlar la tensión de la red, pero "algunas" de ellas, según el informe europeo, fallaron a la hora de hacerlo, incumpliendo los procesos de operación de Red Eléctrica y contribuyendo al apagón. Esas instalaciones reciben una remuneración millonaria por ese trabajo, que en 2025 ascendió a 1.200 millones de euros–.

La lista de eléctricas investigadas por la CNMC se ha publicado en la tarde del viernes, si bien el regulador ya anunció por la mañana que iniciaba estas investigaciones. La razón para no publicar hasta las 18:00 horas es que debían esperar a que cerrase el Ibex-35, donde cotizan algunas de estas compañías. Una medida tomada para evitar un impacto directo en su valor bursátil.

La Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC) ha incoado expedientes sancionadores por indicios de infracción en la investigación del apagón del pasado 28 de abril y concluye que el incidente tuvo un origen multifactorial tras una serie temporal de sucesos que desequilibraron el sistema

A raíz del apagón, la CNMC inició varios expedientes para analizar lo ocurrido, según la normativa del sector eléctrico, y tras ellos ha detectado "indicios de infracciones de la normativa sectorial, en periodos prolongados de tiempo, que deben ser investigados formalmente, aunque no constituyan por sí solos la causa del incidente", según ha indicado este viernes en un comunicado.

En concreto, la CNMC ha detectado diversos indicios de incumplimiento, algunos mantenidos durante periodos prolongados de tiempo, que habrían afectado al funcionamiento del sistema eléctrico y podrían ser constitutivos de infracciones administrativas.

Tras el incidente eléctrico del 28 de abril de 2025, la CNMC inició varios expedientes informativos con el fin de analizar las circunstancias del cero eléctrico y determinar los hechos relevantes bajo la perspectiva de la normativa sectorial eléctrica.

Como resultado de las investigaciones, detectó varios indicios de incumplimiento que podrían haber afectado al sistema eléctrico.

En este contexto, la CNMC ha iniciado un proceso para investigar formalmente esos indicios.

No obstante, los hechos objeto de estos procedimientos no implican, por sí mismos, explica la CNMC, la atribución del origen o causa del apagón a las empresas afectadas, dado que el incidente respondió a un origen multifactorial.

Asimismo, recuerda que la incoación de estos expedientes no prejuzga el resultado final de la investigación y que estos procedimientos tienen una duración máxima que varía entre los nueve y los dieciocho meses en función de la gravedad de la infracción.

En todo caso, los interesados podrán formular alegaciones y proponer la práctica de pruebas que estimen procedentes.

Recientemente, tanto el PP como el PSOE han presentado conclusiones enfrentadas en el marco de la comisión del Senado que investiga el apagón de abril de 2025, ya que mientras que los populares apuntan directamente al Gobierno de Pedro Sánchez, los socialistas estiman que "no hubo responsabilidad política alguna" en el incidente.

Los populares, promotores de esta comisión, sostienen que el Gobierno, a través del ministerio, "incurrió en responsabilidad supervisora por incumplimiento de su función de tutela sobre el operador eléctrico", y denuncian que Red Eléctrica cometió una "omisión antijurídica de sus obligaciones de garantía del suministro". También advierten de la "responsabilidad regulatoria" de la CNMC por "funcionamiento anormal del servicio público".

Por su parte, los socialistas, en línea con el informe del comité que lideró el Ministerio para la Transición Ecológica, recalcan que el incidente fue un fenómeno "multifactorial, dinámico y de naturaleza sistémica" en un sistema que, en términos generales, es "robusto, fiable y alineado con los estándares europeos".

Además, el informe final de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E) sobre el apagón del 28 de abril de 2025 en España y Portugal concluye que las energías renovables no fueron la causa única del colapso eléctrico, pero sí identifica limitaciones que obligan a revisar su integración en el sistema.

"No es sobre renovables, sino sobre control de voltaje", resumió el presidente de ENTSO-E, Damián Cortinas. El problema no residió en su volumen, sino en su comportamiento ante perturbaciones de tensión.

El pasado viernes, los expertos de ENTSO-E, la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad, hizo público su informe sobre el apagón del pasado 28 de abril en España (ver aquí). Casi 500 páginas donde se describe minuciosamente lo sucedido y se apunta a una serie de errores en cadena, una suerte de tormenta perfecta donde fallaron muchas cosas a la vez. ¿Dónde quedan ahora las horas de tertulias y centenares de columnas que clamaban contra las renovables como las culpables del desastre? Un sistema de la complejidad que tienen hoy las redes eléctricas difícilmente se viene abajo por un solo motivo. Y aunque ha hecho falta casi un año de indagaciones para saber con exactitud qué ocurrió, a las pocas semanas ya se tenía información suficiente como para descartar acusaciones infundadas que apuntaban a las renovables como chivo expiatorio. Sin embargo, a las pocas horas de recuperarse el suministro eléctrico, analistas de muchos medios –sobre todo los conservadores– pontificaban acusando con vehemencia a unas u otras causas. Curiosamente, quienes querían exhibir su crítica a este Gobierno apuntaban sin recato a las renovables, y sólo a ellas, como las causantes del desaguisado.

Lo que me ha animado a traer aquí este asunto no es el informe en sí, cuyas conclusiones y recomendaciones ya han sido difundidas y a las que yo no tengo nada que aportar. Tampoco pretendo aprovechar la ocasión para hacer una –otra– defensa de las renovables, que saben que hago cada vez que tengo ocasión. Lo que me lleva a traer aquí este episodio es la reflexión sobre la necesaria rendición de cuentas de quienes tenemos un espacio en la conversación pública. Quienes nos asomamos con asiduidad a micrófonos radiofónicos, cámaras de televisión y columnas como esta tenemos una responsabilidad importante. Nuestros análisis ayudan a quienes nos siguen a formarse una opinión sobre los asuntos de actualidad, conformando la conversación pública, uno de los pilares fundamentales de la democracia. Esto debería llevarnos a elevar los estándares de exigencia del oficio.

Nos critican llamándonos “todólogos”, y es cierto. Nadie sabe de todo. Pero la virtud del analista –lo de tertulianos lo dejo para otros géneros– consiste justamente en saber de qué sabe y de qué no. En aquellos asuntos que maneja porque tiene una sólida formación o porque forman parte de algunas de sus áreas de expertise podrá emplearse a fondo. Lo reconocerán porque reaccionará con rapidez, hablará con precisión y será capaz de cartografiar la complejidad, lo que se sabe y lo que falta por conocerse, las cuestiones seguras y esas otras que navegan la incertidumbre respecto al tema en cuestión. 

Del resto de asuntos, aquellos de los que no se es especialista, cabe diferenciar dos tipos: los que suelen formar parte de la conversación de forma habitual y cualquier analista tiene el fondo de armario conceptual necesario, y aquellos que necesitan de conocimiento especializado. Entre los primeros se encuentran eso que suele llamarse politics, el histórico de las relaciones de los líderes y corrientes de las formaciones políticas, las tensiones que recorren la vida política habitual, etc. Para no equivocarse mucho en este campo, bastará con que el analista, aunque no siga con minuciosidad el día a día de una formación o un líder, tenga buena información –propia o la que le proporcionan los periodistas–, algo de memoria y un poco de perspectiva histórica, nada más. Su inteligencia le hará valorar cuándo puede arriesgar más y cuándo menos.

El problema viene cuando ese o esa analista que tiene que sentarse delante de un micro cuando casi no ha amanecido se encuentra con un tema de fuerte impacto social, del que nada sabe y cuya complejidad y especificidad imposibilita que pueda tener un juicio razonable, como ocurrió con el apagón. En ese caso son muchos y muchas los que buscan a alguien que pueda saber más que ellos y ellas y que ideológicamente esté en su bando y se limitan a repetir lo que aquel sujeto dice. Se darán ustedes cuenta porque reproducen argumentos que no entienden, y se nota. ¿Recuerdan a quienes nos hablaban de la generación asíncrona como si cada día pasaran unas horas en el CECRE (Centro de control de energías renovables, en las instalaciones de Red Eléctrica, digno de ver, por cierto)? Otros, no pocos, van buscando razonamientos de un lado y otro e intentan articular discursos de ambigüedad medida, sabedores ya de que caminan de puntillas por el asunto en cuestión. Sólo unos pocos, unas pocas, se atreven a decir aquello que parece prohibido: “no lo sé”. Probablemente serán penalizados por sus seguidores, que les leen o escuchan ansiosos de conocer su veredicto, pero estarán ejerciendo su función democrática con la honestidad intelectual y la responsabilidad imprescindible.

El del apagón es sólo un ejemplo de los muchos que se encuentran en la conversación pública. Si ha sido este asunto el que me ha llevado a esta reflexión es porque es un aspecto del que algo conozco por mi desempeño profesional y del que sé perfectamente qué sé y sobre todo, qué ignoro (que es mucho más), incluso todo lo que se ignoraba –porque no se podía saber aún– mientras corrían ríos de tinta. Seguro que hay otros temas que no me han llevado a plantear este asunto porque desconozco su complejidad, y probablemente yo habré caído también en la tentación de repetir lo que otros dicen sin saber exactamente qué es lo que está en cuestión.

Quienes disponemos de una tribuna pública tenemos una enorme responsabilidad. Ejercerla implica decir “no lo sé” cuando no lo sabemos, aunque cueste. La ciudadanía sabe distinguir entre quien habla de oídas y quien lo hace con propiedad. Desconfíen de quien pretenda hacer creer que es capaz de conocer y opinar de todo y en todo momento. Carece de lo fundamental: saber qué es lo que no sabe. 

Casi un año después del apagón del 28 de abril, un grupo de medio centenar de expertos europeos ha concluido que el origen del episodio fue un problema de sobretensión de la red, una anomalía que no tiene precedentes en el continente. Los autores achacaron el incidente a una "tormenta perfecta" de diferentes problemas mientras subrayan que las energías renovables son absolutamente seguras, incluso si suponen el 100% de la generación de un país.

Esto no va sobre energías convencionales o renovables, sino sobre control de tensión. Y todos los tipos de generación pueden controlar la tensión", repitió en varias ocasiones este viernes Damian Cortinas, presidente del consejo de administración de ENTSO-E, la Asociación de Gestores Europeos de Redes de Transporte de Electricidad, durante la presentación del informe final sobre las causas del incidente. También han participado en el estudio expertos de todo el continente de ACER, la agencia europea de reguladores eléctricos.

Desde el mismo día del apagón, las renovables han estado en el punto de mira de una parte del sector energético, aunque los expertos en redes eléctricas ya dijeron que la participación ese día de más centrales térmicas no habría cambiado el desenlace. Los críticos subrayaron que ese exceso de solar y eólica redujo la inercia de la red, un parámetro imprescindible para controlar la frecuencia, pero el nuevo informe calcula que un 20% más de inercia no habría ayudado. "Los resultados indican que una inercia adicional habría tenido un impacto mínimo en la evolución del incidente", se lee. De hecho, la frecuencia habría caído incluso más rápido en ese escenario.

Lo que sí avisaron los expertos entonces, y ahora subraya el análisis, es que las renovables deben aportar control de tensión dinámico al sistema, una tarea que en aquel momento solo realizaban las instalaciones tradicionales, principalmente las centrales de gas natural. Esta modificación ya se ha introducido en los procesos de operación de la red eléctrica española y esta misma semana se ha inaugurado con medio centenar de instalaciones, y otras tantas se unirán próximamente.

El problema es que solo las plantas renovables construidas posteriormente a 2020 tienen instalada la tecnología para hacerlo –porque fue entonces cuando se hizo obligatorio en Europa–, y una de las recomendaciones del informe de este viernes es que se obligue también a las renovables más antiguas a adaptarse para realizar ese control de tensión dinámico

Cuando se señala la necesidad de que las renovables controlen la tensión, se apunta a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), la encargada de fijar los conocidos como procesos de operación del sistema eléctrico, los parámetros que deben cumplirse para garantizar la seguridad. Este organismo llevaba cinco años haciendo pruebas sobre cómo las renovables, principalmente la fotovoltaica, pueden inyectar en la red potencia reactiva –una clase de energía que permite controlar la tensión–, y esperaba introducir este mecanismo en 2026, pero con el apagón aceleró el trabajo y estuvo listo en apenas un mes, el 12 de junio.

Como ya ocurrió en el informe preliminar que presentaron en octubre, en el nuevo análisis los expertos no han señalado a ningún culpable concreto, aunque señalan problemas cuya responsabilidad recae en todos los actores del sistema: las grandes empresas eléctricas, el operador de la red (Red Eléctrica), la CNMC y el Ministerio de Transición Ecológica

"Tenemos recomendaciones para que esto no vuelva a ocurrir, pero nuestro cometido no es atribuir culpables. Eso depende de la interpretación que hagan las autoridades nacionales", dijo Cortinas el viernes. Preguntado por si Red Eléctrica tenía más responsabilidad que los demás por su papel de gestor de la red, insistió en que no hubo una única causa. "Fue una combinación de todas ellas, una tormenta perfecta".

El estudio de ENTSO-E volvió a destacar conclusiones ya conocidas, como que "algunas" las grandes plantas de ciclo combinado que debían controlar la tensión no cumplieron con su cometido– pese a que reciben una remuneración por ello, que en 2025 ascendió a 1.200 millones de euros– y no absorbieron toda la potencia reactiva que se ordenó.

También explican que muchas instalaciones de generación se desconectaron de la red cuando la tensión era elevada, pero por debajo de lo que la normativa obliga a soportar, lo que agravó la situación de manera drástica porque eso generó un efecto dominó que aumentó aún más la tensión y provocó que otras plantas se desconectasen. La red de transporte tiene una tensión media de 400 kV, pero todos los que se conectan a ella deben soportar picos de hasta 435 kV. De 19 subestaciones que examina el informe, solo seis se desconectaron dentro del rango legal, nueve incumplieron y del resto no se tienen datos concluyentes.

Lo que sí han aportado nuevo en este análisis es el papel que jugaron las desconexiones de paneles solares de pequeño tamaño (inferior a 1 MW) instalados en casas, oficinas o fábricas, un área gris que es extremadamente difícil de controlar. Aunque individualmente son instalaciones pequeñas, ese día se desconectaron por la inestabilidad de la red una cantidad ingente –alrededor de 800 MW– en los minutos e instantes previos al apagón, según ENTSO-E, incrementando aún más la tensión en el sistema.

También es cierto, destacan los autores del trabajo, que España tiene unos baremos legales de tensión demasiado grandes. Mientras que lo normal en Europa es que el límite de tensión en la red de transporte esté en 420kV (también en Portugal), en tope en España es de 435 kV. Dos horas antes del apagón ya se alcanzaron tensiones en algunos puntos superiores a 420 kV, unas cifras que en otros países habrían levantado las alarmas, pero que en España entran dentro de rango. Por eso los expertos de ENTOS-E piden rebajar ese tope al umbral estándar del continente. La CNMC también solicitó este cambio el jueves al Ministerio de Transición Ecológica dentro de su paquete de respuesta al incidente.

Otro de los problemas que destacaron fue el fallo de respuesta de las reactancias, unas máquinas que se instalan en subestaciones eléctricas para controlar la tensión de la red. En España y en muchos otros países se activan y apagan de manera manual, y eso provocó que no se conectaran a tiempo todas las reactancias necesarias aquella mañana. En los minutos previos al apagón, Red Eléctrica las desconectó para incrementar la tensión de la red, que era inusualmente baja en ese momento, pero cuando la tensión comenzó a subir de manera descontrolada, solo se conectó el 58% de la capacidad de reactancia con la que contaba el sistema eléctrico español. Los expertos proponen que ese mecanismo se automatice, como ocurre en Francia.

Los directivos de ENTSO-E insistieron durante la presentación del estudio en que muchos de las correcciones que proponen no solo van destinadas a España, sino que toda Europa, y la propia organización de gestores tienen que aprender de la experiencia ibérica. "Nunca antes había ocurrido algo así. Lo más importante que sabemos ahora es que estos problemas de sobretensión pueden afectar a gran escala y que pueden apagar un país entero. Y que ahora sabemos qué tenemos que hacer para corregirlo", subrayó Damian Cortinas.

La Habana era este martes de todo, menos maravillosa. Sus ciudadanos, sentados en las orillas de las aceras y visiblemente agotados tras casi 24 horas sin energía eléctrica, califican la situación de la isla de “crítica” y una realidad “extrema”. “Crítico. Demasiado crítico es lo que estamos viviendo. La realidad es tan crítica que ya no se puede más y por eso suceden las cosas que nunca habíamos pasado como las protestas, la gente tirándose para la calle, la escasez de alimentos”, dijo a EFE Carmen de La Caridad Valdés Leyva, vecina del municipio Centro Habana.

La nación caribeña permanecía mayormente sin electricidad en la mañana de este martes después del sexto apagón nacional en menos de año y medio. Según datos oficiales, la Habana, una de las ciudades donde más rápido se está recuperando el servicio, tenía a mediodía un 45% de sus clientes con suministro, según informaciones de la estatal Unión Eléctrica (UNE).

Cuba atraviesa una grave crisis energética desde mediados de 2024 y tras el bloqueo petrolero que EEUU inició en enero vive una paralización casi total de la economía y el aumento del descontento social.

En los últimos días han tenido lugar varias protestas, las más relevantes en La Habana y Morón, la última de las cuales acabó de forma violenta y con cinco detenciones. “No pensamos vivir esto y ya se está haciendo una realidad bastante fea (...) Si nos tiramos (para la calle) nos reprimen. Está la violencia y una que es madre trata de velar y 'aguantar' a los hijos para que no lo hagan. Pero llega el momento que ya no se puede más”, detalló Valdés Leyva.

En Cuba la situación energética era ya crítica antes de este nuevo apagón nacional. Solo en La Habana los cortes eléctricos llegaban a 15 horas diarias de manera continua y en las provincias lo hacían por periodos de hasta dos días.

Tras el último apagón masivo, las escuelas de la capital estuvieron operativas este martes sólo por la mañana; mientras el Ministerio de Energía y Minas (Minem) informaba en redes sociales que se lograba restablecer el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) con lentitud. “Desde ayer (este lunes) sin corriente. Sin luz, sin agua. Al no tener corriente, no funciona nada. Y cuando la pongan (energía eléctrica) será por circuito (...) Entonces quita por aquí, pon por allá y son parches y parches”, comentó molesto a EFE Juan Ochoa Martínez, un transeúnte de La Habana.

La isla sufrió este lunes un nuevo apagón nacional, el sexto en apenas año y medio, por “una desconexión total del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)”, informó el Minem en redes sociales, y hasta la fecha no han detallado la causa. “Aquí todos los días se va la luz. Y desde ayer (este lunes) llevamos 25 horas sin corriente. Estamos con velas para alumbrarnos (...) La comida se echa a perder y tenemos que tener los refrigeradores vacíos”, contó perturbada a EFE Ana Margarita Peña Torres, vecina de la barriada de San Leopoldo en la capital cubana.

Expertos independientes indican que la crisis energética cubana responde a una combinación de infrafinanciación crónica del sector y el actual bloqueo de EEUU. El Gobierno cubano destaca sobre todo el impacto de las sanciones estadounidenses y acusa a Washington de "asfixia energética".

Varios cálculos independientes estiman que serían precisos entre 8.000 y 10.000 millones de dólares para sanear el sistema eléctrico.

Cuba sufrió este lunes un nuevo apagón nacional, el sexto en apenas año y medio, informó el Ministerio de Energía y Minas (Minem). "Se ha producido una desconexión total del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), se investigan las causas y comienzan a activarse los protocolos para el restablecimiento", explicó en redes sociales en Minem.

Cuba se encuentra sumida en una profunda crisis energética desde mediados de 2024 por un factor estructural, un sistema energético profundamente obsoleto, y se ha agravado en los últimos tres meses con el bloqueo petrolero impuesto por EEUU.

La mayoría de las caídas del SEN, de las que la isla ha tardado días en recuperarse, estuvieron asociadas a fallos y averías, principalmente en la central termoeléctrica Antonio Guiteras, una de las principales del país, aunque los desastres naturales también jugaron un papel.

No obstante, la crisis energética está en el día a día de los cubanos desde hace años. Los cortes de 15 horas diarias se han normalizado en La Habana, mientras que en provincias se ha llegado a registrar desconexiones de 48 horas.

El 18 de octubre de 2024, una avería tiene lugar en la termoeléctrica Antonio Guiteras, en Matanzas (oeste), una de las dos mayores centrales del país y clave para el suministro eléctrico del occidente de la isla. El gobierno cubano declara un estado de “emergencia energética”, reconociendo la severidad de la crisis.

El 6 de noviembre se produce el segundo colapso del SEN en menos de tres semanas. Este apagón general estuvo asociado al paso del huracán Rafael, de categoría 3, por el oeste de Cuba. La recuperación fue desigual —prolongándose hasta un mes en regiones rurales— porque además de reconectar la red eléctrica y sincronizar las centrales termoeléctricas, se tuvieron que reparar cables e instalaciones eléctricas dañadas por los fuertes vientos.

El 4 de diciembre dio lugar el tercer apagón nacional en apenas tres meses y el segundo en ese mismo período provocado por la salida imprevista, por avería, de la central termoeléctrica Antonio Guiteras. El restablecimiento del SEN era mayoritario para el tercer día.

El 14 de marzo de 2025, un cuarto apagón que deja a Cuba a oscuras en menos de seis meses. Las autoridades explican que una falla por incendio en una subestación de La Habana es la causa. En algunas regiones del país la energía tarda en restablecerse al menos dos días.

10 de septiembre de 2025. Quinto colapso total del SEN en menos de un año y tercero en ese mismo período ligado a problemas en la central Antonio Guiteras, aunque posteriormente se dijo que la instalación no había sufrido daños y estaba lista para entrar en servicio. A las 24 horas del apagón, alrededor de un 40% del país tenía de nuevo corriente.

Este lunes 16 de marzo, el SEN se desconecta de nuevo por completo apenas una semana después de un apagón masivo que dejó a seis millones de cubanos sin corriente. Se trata del primero de carácter nacional bajo el bloqueo petrolero, una condición que puede afectar a la rapidez de la recuperación, según los expertos.

Medio centenar de plantas solares trabajan ya en España para controlar la tensión de la red, el principal problema que llevó al apagón del pasado 28 de abril. Inmediatamente después de aquel incidente histórico, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) cambió la regulación para que las instalaciones renovables pudiesen regular este parámetro y diez meses después han comenzado a hacerlo, según señaló este miércoles Red Eléctrica (REE), el operador del sistema eléctrico.

Concha Sánchez, directora general de Operación de REE, dijo que ya hay 50 instalaciones de energías renovables, cogeneración y residuos que aportan tensión a la red, sumando una potencia total de 4,4 GW, de las que la inmensa mayoría son plantas fotovoltaicas. Hay otras 50 plantas que ya han superado las pruebas y se sumarán próximamente a este servicio, y se espera que en los próximos meses se sumen cientos de parques más. Por ahora, ninguna cobra por realizar este control de tensión, pero empezarán a hacerlo el 17 de marzo.

Durante la presentación de las magnitudes del sistema eléctrico de 2025, Sánchez comentó que "ampliar el servicio de control dinámico de tensión a un número más amplio de la generación" permite tener "un número más amplio de unidades que aporten ese recurso". Es decir, cuantas más instalaciones puedan controlar la tensión de la red, más eficiente será el proceso y menor será su coste para los consumidores.

El trabajo del control de tensión es imprescindible para evitar apagones. La tensión es un parámetro muy sensible de la red eléctrica que tiene que mantenerse dentro de un umbral (medido en kV) y si se dispara por arriba o por abajo puede provocar averías en todo el sistema, de manera que productores y consumidores de luz se desconectan automáticamente por seguridad cuando se descontrola. Eso es lo que ocurrió el 28 de abril: una subida salvaje de la tensión provocó una cascada de desconexiones por seguridad de plantas de producción eléctrica –algunas antes de tiempo, que están siendo investigadas– hasta que se produjo el apagón.

El control de tensión dinámico siempre ha formado parte de la programación de la red eléctrica, pero hasta ahora solo podían realizarlo las centrales de ciclo combinado de gas, las nucleares y las plantas de carbón. Esas instalaciones son compensadas económicamente por estar encendidas para ofrecer ese servicio y desde el apagón se ha incrementado el número de unidades que reciben esa orden de REE para garantizar que no se repite ese cero eléctrico.

El problema es que mantener encendidas estas plantas solo para ese proceso encarece notablemente la factura de la luz. En 2025, todos los consumidores pagaron unos 1.200 millones de euros por ese trabajo a las grandes energéticas. Pero como ahora ese control lo pueden realizar también las renovables, la factura de ese servicio será mucho menor. En concreto, la CNMC ha decretado que las plantas solares y eólicas que controlen tensión recibirán un euro por cada megavoltio amperio activo por hora (1 €/MVArh) que absorban o inyecten a la red eléctrica. Los MVArh son unidades de potencia reactiva, un tipo de energía que hay que controlar para evitar subidas y bajadas de tensión en la red.

Las empresas de energía solar se quejan de que ese precio que van a cobrar no es suficiente ni para cubrir sus gastos. Según cálculos de UNEF, la patronal fotovoltaica, un ciclo combinado de gas cobra ahora entre 106 y 110 €/MVArh, y ellos van a recibir 1 €/MVArh, insuficiente para cubrir los gastos de realizar ese servicio por la noche. En cambio, solicitan a la CNMC que incremente su retribución hasta los 5 o 10 €/MVArh, que seguiría siendo entre diez y veinte veces menos del coste actual, subraya Héctor de Lama, director técnico de UNEF.

"Si nos habilitamos para controlar tensión, nos comprometemos a hacerlo también en las horas en las que no hay sol. Y para poder soltar reactiva a esas horas necesitamos comprar electricidad en el mercado y aumentar la potencia contratada, y eso es muy caro. Ahora mismo no sale rentable", opina el experto.

Aunque ahora no sea económicamente viable para las renovables participar en el control de tensión, medio centenar de estas instalaciones están adscritas a esta labor porque –aparte de una pequeña retribución– reciben lo que se conoce como prioridad de despacho. La normativa obliga a que las instalaciones que aporten seguridad a la red, como un control de tensión, sean las últimas a las que se puede ordenar apagarse si hay demasiada producción de electricidad. Ocurre a menudo en las horas de mucho sol y baja demanda, durante las cuales, algunas plantas solares se desconectan de manera forzosa porque no hay demanda suficiente de energía.

El hecho de que más plantas controlen tensión –y lo hagan a menor precio– debería reducir próximamente los costes de los servicios de ajuste de la red, los costes que tiene equilibrar la red eléctrica para que funcione de manera segura. No obstante, De Lama no cree que esto vaya a ocurrir a corto plazo porque todavía son pocas las plantas renovables adscritas al nuevo sistema. "Esto debería hacer que trabajen menos ciclos combinados de gas, pero no se notará hasta que haya muchas más renovables. Como el control de tensión es zonal, puede haber un efecto desborde. Si mucha solar que aporta o absorbe reactiva está en un mismo sitio, solo desplazará a un ciclo combinado, y si está muy dispersa por España, no consigues desplazar a ninguno. Probablemente habrá un impacto mayor sobre las plantas de gas de Castilla-La Mancha o Huelva, donde hay mucha fotovoltaica".

Según dijo también Concha Sánchez este miércoles, esa operación en modo seguro que se activó tras el apagón encareció en 516 millones de euros la gestión del sistema en 2025, una subida de la luz del 2%, o unos 3 euros al mes para un consumidor medio. Otro estudio de la consultora energética Nera cifraba ese coste en 1.100 millones, el número que también han replicado las compañías eléctricas y el doble de lo que afirma Red Eléctrica, pero Sánchez cargó contra esos cálculos argumentando que "tienen otra terminología (sic)". 

El Ayuntamiento de Madrid ha cesado este jueves al director general de la Policía Municipal, Pablo Enrique Rodríguez, cuya destitución solicitaba la oposición municipal desde el 28 de abril de 2025 cuando el coche oficial en el que viajaba atropelló a una menor, según informa EFE. 

Su cargo lo ocupará Antonio Domingo Ayuso, Subdirector General de Coordinación y Planificación en el Ayuntamiento de Madrid, una "persona de casa" que llega para dar un "nuevo impulso" según ha trasladado esta mañana la vicealcaldesa de Madrid, Inma Sanz, durante la rueda de prensa celebrada tras la Junta de Gobierno donde ha dicho que terminaba una etapa tras un "trabajo extraordinario" de Pablo Enrique Rodríguez. 

El nombre de Rodríguez saltó a la palestra cuando el 28 de abril de 2025, día del apagón, cuando el coche oficial en el que viajaba atropelló a una menor, que provocó el siniestro tras sufrir una caída, según los testimonios de dos testigos y del propio conductor del vehículo. El suceso provocó un enfrentamiento entre la oposición, que pedía el cese del director general, y el Ayuntamiento, que no lo ha hecho hasta ahora.

El hasta ahora director general de la Policía Municipal de Madrid también volvió a estar involucrado en la polémica después de que decenas de opositores al cuerpo hayan quedado fuera del proceso selectivo tras superar el examen teórico y enfrentarse a la prueba psicotécnica y de personalidad, en la que se ha fijado una nota de corte de 8,7, la más alta registrada en las últimas promociones.

Tras darse a conocer el cese de Enrique, desde el PSOE, su concejal Enrique Rico, portavoz del Área de Seguridad, ha sostenido que la "acumulación de escándalos denunciados desde hace tiempo ha provocado una situación insostenible". Afirma que la decisión de la vicealcaldesa de ejecutar el cese llega "tarde y no responde" a una iniciativa propia, sino a la presión política y al temor por su futuro.

Apenas mes y medio después del histórico apagón de abril, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) aprobó de urgencia un reglamento para minimizar el riesgo de un nuevo cero eléctrico. El conjunto de problemas que atacaron la red eléctrica aquella mañana provocó subidas y bajadas de tensión tan fuertes que terminaron tirando el sistema, y el 12 de junio el regulador decidió incrementar drásticamente el número de plantas que pueden corregir los picos de tensión en la red, permitiendo hacer esa tarea a las instalaciones de energía renovable. Pero no fue hasta el pasado 1 de enero de 2026 cuando la nueva normativa comenzó a funcionar, en vista de que la próxima primavera podría regresar la amenaza.

Con el comienzo del nuevo año, todas las plantas que generan electricidad renovable conectadas a la red de transporte pueden participar del llamado sistema de control dinámico de tensión. En realidad, algunas tenían permiso para hacerlo desde otoño, pero el no fue hasta el 1 de enero cuando se las empezó a remunerar por esta tarea. Sin embargo, todavía ninguna planta fotovoltaica ha recibido la orden de Red Eléctrica (REE) –la encargada de responder a los desequilibrios de la red– de aportar control de tensión, según afirman desde UNEF, la patronal solar.

Hasta el cambio normativo de junio, el control de la tensión de la red eléctrica en tiempo real era una tarea exclusiva de las grandes centrales térmicas españolas, fundamentalmente de los ciclos combinados de gas, que reciben cientos de millones de euros cada año por este trabajo.

Sin embargo, tener esas instalaciones quemando gas sin generar electricidad –solo por si es necesario controlar la tensión– era extremadamente caro porque reciben una retribución especial, y permitir a las renovables hacer ese trabajo aumenta la seguridad porque el trabajo se reparte entre miles de instalaciones, en vez de entre unas docenas. El proceso no solo resulta más caro, sino que además es ineficiente: tras el apagón del 28 de abril, el Gobierno señaló que las diez plantas destinadas aquel día a controlar la tensión –y remuneradas por ello– fallaron en su tarea, como confirmó después la investigación europea.

Las instalaciones renovables, al estar también mejor repartidas por el territorio nacional, tienen una mayor probabilidad de que alguna se ubique cerca de los problemas de tensión, que son regionales y se resuelven mejor in situ. "Hasta ahora España tenía un problema y es que la inercia –las plantas térmicas convencionales– estaban en el norte, y la generación renovable en el sur. El cambio en los procesos de operación permite equilibrar el control de tensión en el territorio", afirma Ricardo Guerrero, asesor de la Agencia Internacional de la Energía. 

Marcos Vallés, fundador de la consultora energética Quinto Armónico y miembro de la Junta Directiva de UNEF destaca también que ese control será ahora más barato con las renovables, y eso reducirá el coste de la factura de hogares y empresas. "Mantener una central de gas es más caro porque tiene que estar arrancada independientemente de que sea habilitada o no. Nuestro coste es mucho menor porque si no me habilitan para controlar tensión no me cuesta nada", subraya.

El control constante de la tensión es imprescindible para evitar apagones. La tensión es un parámetro muy sensible de la red eléctrica que tiene que mantenerse dentro de un umbral (medido en kV) y si se dispara por arriba o por abajo puede provocar averías en todo el sistema, de manera que productores y consumidores de luz se desconectan automáticamente por seguridad cuando se descontrola. Eso es lo que ocurrió el 28 de abril: una subida salvaje de la tensión provocó una cascada de desconexiones por seguridad de plantas de producción eléctrica –algunas antes de tiempo, que están siendo investigadas– hasta que se produjo un cero.

La CNMC se apresuró tras el apagón a modificar el proceso de operación 7.4, el que regula qué plantas pueden regular la tensión. Llevaba cinco años en estudio y estaba previsto sacarlo adelante en 2026, pero la catástrofe energética aceleró los plazos, hasta el punto de que en otoño ya se comenzó a habilitar a las primeras plantas fotovoltaicas y eólicas para hacer este trabajo.

Según el calendario de Red Eléctrica, desde el 1 de enero ya podrían empezar a cobrar por ese control, pero todavía no se ha dado la orden a ninguna planta renovable de hacerlo. Lo hará antes del 26 de junio de 2026, según sus previsiones, aunque el sector cree que llegará mucho antes, probablemente antes de abril. Ese mandato de control se puede dar con un día de antelación –si el programa de REE prevé problemas de tensión en las siguientes horas– o decretarse de urgencia por un problema concreto, y se puede ordenar a una planta específica o a toda una zona.

Los datos de UNEF demuestran que hay un gran interés entre las plantas fotovoltaicas en entrar en este nuevo sistema de control de tensión, hasta el punto de que a mediados de que en diciembre se habían habilitado ya instalaciones por valor de 2,2 gigavatios para hacerlo, el 10% de la potencia fotovoltaica conectada a la red de transporte. 

Marcos Vallés señala que la retribución que van a recibir no es gran cosa, pero sirve para cubrir los costes de esa operación. "Pero está bien, no es negocio para ganar dinero, sino para garantizar que el sistema funcione. Nadie quiere que la carretera esté llena de baches", opina. En concreto, las fotovoltaicas que controlen tensión recibirán un euro por cada megavoltio amperio activo por hora (MVArh) que absorban o inyecten a la red eléctrica. Los MVArh son unidades de potencia reactiva, un tipo de energía que hay que controlar para evitar subidas y bajadas de tensión en la red.

"En realidad, lo interesante no está en la remuneración", afirma Vallés, "sino que te dan prioridad de despacho". Se refiere a que la normativa obliga a que las instalaciones que aporten seguridad a la red, como un control de tensión, sean las últimas a las que se puede ordenar apagarse si hay demasiada producción de electricidad. Ocurre a menudo en las horas de mucho sol y baja demanda, en las que algunas plantas solares se desconectan de manera forzosa porque no hay demanda suficiente de energía.

Según detalla el experto, participar en el nuevo control de tensión tampoco supone un gasto para las compañías porque las plantas fotovoltaicas modernas –posteriores a 2020– tienen inversores (la maquinaria que permite controlar la tensión) capaces de hacer esta tarea, y basta con homologar el software de la planta y rellenar un intenso papeleo para empezar a regular tensión. Las anteriores a 2020, añade, tendrán que esperar a renovar sus inversores –tienen una vida útil de entre siete y diez años– para sumarse.

El juez de la Audiencia Nacional José Luis Calama ha archivado la investigación abierta por el apagón eléctrico ocurrido en la península el pasado 28 de abril, al considerar que no existe "un mínimo indicio" de que se tratase de un "sabotaje terrorista", según recoge EFE.

Tras recibir los informes técnicos solicitados a lo largo de estos meses, el juez ha descartado "de forma absoluta la existencia de indicios que permitan inferir que el origen de los hechos investigados se encuentre en una acción de terrorismo informático".

El Tribunal Supremo ha acordado que es la Audiencia Nacional quien debe revisar la cobertura jurídica del comité creado por el Gobierno tras el apagón del 28 de abril, rechazando así la solicitud de Iberdrola, según informa EFE.

En un auto fechado el pasado 4 de diciembre al que ha tenido acceso EFE, la sala de lo contencioso se ha pronunciado sobre cuál es el órgano jurisdiccional competente para examinar la cobertura jurídica del comité, y concluye que es la Audiencia Nacional.

El pasado mes de mayo, Iberdrola presentó ante el Supremo un escrito para solicitar información sobre la cobertura jurídica del comité de análisis creado por el Gobierno para investigar el cero energético del 28 de abril, que dejó a la Península Ibérica sin luz durante horas.

La empresa buscaba conocer si existía cobertura jurídica para dicho comité, cuyo objetivo era analizar las causas del apagón, para lo cual solicitó información a las empresas y envió técnicos a sus instalaciones, y sobre el cual Iberdrola dudaba de su cobertura legal. 

El Supremo no comparte la tesis de Iberdrola, que considera que la creación del citado Comité se produjo por el Consejo de Seguridad Nacional que tiene la consideración de Comisión Delegada del Gobierno. 

El Consejo de Seguridad Nacional se limitó, en su reunión de 30 de abril de 2025, a adoptar unas directrices para la creación del comité efectuadas al amparo de lo dispuesto en la ley de Seguridad Nacional, señala el auto.

El citado comité fue creado mediante una orden comunicada de la Vicepresidenta tercera del Gobierno y Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico que, "en ejecución de las directrices acordadas por el Consejo de Seguridad Nacional, determinó su régimen jurídico, composición y la fecha de comienzo de su actividad".

En definitiva, la actuación material constitutiva de vía de hecho que afecta a la creación y funcionamiento del citado comité debe atribuirse a la Vicepresidenta tercera y Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

Por ello no corresponde al Supremo revisar su actuación, sino a la sala de lo contencioso administrativo de la Audiencia Nacional, ya que se trata de una actuación administrativa desarrollada por un ministro previa directriz del Consejo de Seguridad Nacional, que no afecta a la determinación de la competencia del órgano jurisdiccional competente para su revisión, concluye el alto tribunal.

El apagón del pasado mes de abril obligó al operador del sistema eléctrico (Red Eléctrica) a activar la conocida como operación en 'modo seguro', un cambio en la manera en que se programa el sistema eléctrico que mantiene más centrales térmicas de gas encendidas para controlar la tensión. La primera consecuencia fue el encarecimiento de la factura de la luz, pero con el paso de los meses también se observa un incremento notable de las emisiones de CO₂ en la producción eléctrica: crecieron un 17% entre mayo y octubre respecto al año pasado. Si se miden solo las emisiones generadas por las plantas de ciclo combinado de gas, se dispararon un 49%.

La generación de luz es la primera fuente de contaminación antropogénica en el mundo, y España está inmersa en un proceso de descarbonización muy intenso de este sector, con el cierre del carbón y el despliegue de renovables, pero el bache de este año paralizará temporalmente ese proceso. Hace un mes se volvieron a reportar subidas de tensión problemáticas en la red española, de manera que es necesario mantener por ahora esta operación reforzada para evitar que se repita el apagón. Se espera que a comienzos del año que viene se pueda regresar a la operación habitual.

Este modo seguro obliga a tener diariamente más centrales de ciclo combinado de gas encendidas, pero no para producir electricidad, sino para realizar un control de tensión dinámico en las plantas de gas que considere Red Eléctrica. Antes del apagón, las centrales térmicas también hacían este trabajo, pero se implicaba a menos plantas. Sin embargo, al sumar más instalaciones, se han disparado las emisiones y el coste de operación.

Entre mayo y julio de 2024, las plantas de gas españolas expulsaron 6,6 millones de toneladas de CO₂ equivalentes a la atmósfera, y en los mismos meses de 2025 emitieron 9,8 millones, un 49% más. Si se tiene en cuenta la contaminación global del sector eléctrico, en 2024 se emitieron 13,1 millones de toneladas de CO₂ y 15,4 millones en 2025.

OTEA, el Observatorio de la Transición Energética y la Acción Climática, publicó hace un mes la estimación de emisiones globales de carbono de la economía española para el primer semestre de 2025, y revela que esta operación reforzada está comprometiendo la reducción de la contaminación del conjunto de la economía. Entre enero y junio las emisiones cayeron respecto a 2024 apenas un 0,7%, porque el sector eléctrico subió un 20,3%. El transporte tampoco hizo los deberes (+0,8%), a diferencia del sector industrial, residencial y servicios (-4%).

"Si bien durante el primer trimestre de 2025 las emisiones del sector eléctrico ya aumentaron, tras el apagón del 28 de abril las emisiones crecieron a mayor velocidad debido a la operación reforzada del sistema eléctrico", concluyen los investigadores de este observatorio. También influyó el incremento de la demanda de luz en España, que hasta finales de octubre creció un 2,1%, lo que obligó a incrementar la producción de energía y a encender centrales menos eficientes que el año pasado estuvieron apagadas.

En todo caso, hay una –relativa– buena noticia porque en el primer semestre cayeron un 0,7% las emisiones en España en comparación con el año anterior. En el conjunto de 2024, la caída fue de solo un 0,5%, un porcentaje ínfimo en comparación con el compromiso necesario para cumplir con el objetivo del Plan Nacional de Energía y Clima (PNIEC) para 2030 del Gobierno: recortar las emisiones de CO₂ un 32% frente a 1990. En este momento, las emisiones son un 3,2% inferiores a ese año, de manera que para cumplir la meta habría que reducirlas anualmente un 5,6%, según calculó OTEA el año pasado.

El modo garantista activado por Red Eléctrica también encarece el recibo a todos los hogares y empresas, ya que ese coste extra de encender más plantas se traslada directamente a la factura de los clientes con una tarifa regulada (PVPC). Quien tenga una tarifa libre, podría sufrir una subida cuando caduque la oferta contratada.

Según Red Eléctrica, en el mes de octubre, un hogar con un consumo medio mensual de 300 KWh, sufrió un encarecimiento de la luz de 3 céntimos al día. En estos seis meses el cambio operativo ha costado en total al sistema 422 millones de euros, puesto que las energéticas reciben un pago por ofrecer este servicio de tensión.

El operador del sistema también comunicó este miércoles que mantendrá este funcionamiento seguro permita hasta que "se aprueben e implementen todas las medidas normativas, varias de ellas propuestas" y "hasta que el comportamiento de los sujetos del sistema sea acorde a los requisitos normativos de control de tensión". El primer requisito consiste, básicamente, en que las plantas de energías renovables puedan controlar tensión –como ahora hacen las térmicas– y esto se espera que empiece a hacerse a comienzos de 2026 ahora que ya se ha cambiado la normativa. Sobre el correcto funcionamiento de los actores del sistema, es necesario que la CNMC revise a fondo en los próximos seis meses las plantas de gas y las nucleares para confirmar si están adaptadas técnicamente para cumplir con sus obligaciones.

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.