Causas, consecuencias y lecciones del gran apagón eléctrico del 28 de abril de 2025
Sección 1: Anatomía del Apagón Ibérico
1.2 Midiendo el Impacto: Escala, Alcance y Duración
1.3 Interrupciones Inmediatas: Servicios Críticos Paralizados
1.4 El proceso de restauración del sistema
Sección 2: Desentrañando las Causas: Factores Técnicos y Vulnerabilidades de la Red
2.2 El Déficit de Inercia: ¿Qué es la Inercia y Por Qué Importa?
2.3 Generación Síncrona vs. Generación Basada en Inversores (IBR)
2.4 El Impacto de la Baja Inercia en la Frecuencia (RoCoF)
2.5 Inestabilidad de Frecuencia y Tensión: Oscilaciones y Respuestas de Protección
2.6 El Papel de las Interconexiones: Aislamiento de la Red Europea
2.7 Otros posibles factores contribuyentes
Sección 3: El Coste Humano y Económico
3.2 Hospitales Sitiados: Fallo de Infraestructura Crítica
3.3 Consecuencias Socioeconómicas Más Amplias
Sección 4: La Transición Energética en España: Contexto y Desafíos
4.2 El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2023-2030
4.3 La Cuestión Nuclear: Cierre Programado vs. Necesidades de Estabilidad
Sección 5: Recomendaciones de Política Energética para España
5.2 Refuerzo de la Estabilidad del Sistema
5.3 Adaptación de la Política Energética
5.4 Mejora de la Coordinación y la Preparación
Sección 6: Conclusión
Introducción
Poco después de las 12:30 hora española del 28 de abril de 2025, un evento sin precedentes sacudió la Península Ibérica: un apagón eléctrico masivo y repentino sumió en la oscuridad a millones de hogares y empresas en España y Portugal. La interrupción del suministro eléctrico se extendió rápidamente, afectando incluso a zonas fronterizas de Francia y al Principado de Andorra, que aunque brevemente desconectado, pudo redirigir su suministro a través de la red francesa. Este suceso, por su escala y rapidez, marcó un hito alarmante en la historia moderna de los sistemas eléctricos ibéricos, tradicionalmente considerados robustos.
Es crucial entender que el apagón del 28 de abril no fue una simple anécdota o una molestia pasajera. Se trató de un fallo catastrófico de una infraestructura crítica con consecuencias devastadoras. Los informes iniciales ya apuntaban a una trágica pérdida de vidas humanas, con al menos siete fallecidos en España y uno en Portugal, atribuibles a circunstancias directamente relacionadas con la falta de suministro eléctrico, como incendios provocados por velas o intoxicaciones por monóxido de carbono de generadores de emergencia.
Sección 1: Anatomía del Apagón Ibérico
1.1 La Cascada: Secuencia de Eventos hacia el Colapso
El impacto de esta segunda pérdida fue inmediato y masivo. En tan solo cinco segundos, el sistema eléctrico español perdió aproximadamente 15 gigavatios (GW) de capacidad de generación, lo que representaba cerca del 60% de la demanda eléctrica nacional en ese instante. Este desequilibrio extremo entre la oferta y la demanda provocó una severa caída de la frecuencia del sistema, descendiendo desde los 50 Hz estándar hasta niveles cercanos a 49.2 Hz según algunos registros.
Esta drástica caída de frecuencia activó en cascada los protocolos automáticos de protección diseñados para salvaguardar los equipos ante condiciones anómalas. Se produjeron desconexiones masivas de unidades de generación en toda la península, incluyendo la parada de emergencia (SCRAM) de las centrales nucleares para prevenir sobrecalentamientos. Simultáneamente, se activaron esquemas de deslastre de carga (cortes selectivos de suministro a consumidores) en un intento por reequilibrar el sistema. Como explicó Eduardo Prieto, Director de Servicios de REE, "un segundo y medio puede no parecer mucho, no es nada para la acción humana. En el mundo eléctrico, es mucho tiempo" , ilustrando la rapidez con la que se desencadenó la crisis.
1.2 Midiendo el Impacto: Escala, Alcance y Duración
La duración del apagón varió. La restauración del suministro fue un proceso gradual que comenzó varias horas después, alrededor de las 17:00 hora local del mismo día. La recuperación progresó durante la noche, y para la mañana del 29 de abril, Red Eléctrica informó que se había restablecido el 99% de la demanda nacional. Aunque la mayoría de los usuarios recuperaron el suministro en un plazo de 10 a 14 horas, la recuperación completa y la estabilización total del sistema podrían haber requerido más tiempo, potencialmente hasta una semana en algunas áreas según advertencias iniciales del operador portugués REN.
1.3 Interrupciones Inmediatas: Servicios Críticos Paralizados
Los sistemas financieros también se vieron gravemente afectados, con cajeros automáticos inoperativos y la imposibilidad de realizar pagos digitales. Los servicios de emergencia, aunque prioritarios, enfrentaron enormes desafíos para operar sin un suministro eléctrico fiable. En los hospitales, la situación fue especialmente crítica, obligando a la suspensión de operaciones quirúrgicas programadas y dependiendo totalmente de los generadores de respaldo para mantener en funcionamiento los equipos vitales. Esta dependencia total de la electricidad y la rapidez con la que la sociedad moderna puede quedar paralizada ante su ausencia, eleva la consideración de un apagón de esta magnitud de un mero problema técnico a una crisis de seguridad nacional.
1.4 El proceso de restauración del sistema
Sección 2: Desentrañando las Causas: Factores Técnicos y Vulnerabilidades de la Red
2.1 El Contexto del Mix Energético
Esta situación operativa puntual se enmarca en una tendencia general de alta penetración renovable en España. En el año 2024, las fuentes renovables generaron un récord del 56.8% de toda la electricidad en España, con la eólica (23.2%) y la solar fotovoltaica (17%) a la cabeza, superando incluso a la nuclear (20%) y al gas (13.6%).
La alta penetración de estas fuentes, principalmente las conectadas a través de inversores (como la solar y la eólica moderna), sin una adaptación paralela y suficiente de la infraestructura y los mecanismos de gestión de la red, creó un escenario de vulnerabilidad sistémica. La red, en ese momento específico, carecía de la robustez necesaria para soportar las perturbaciones que se produjeron.

2.2 El Déficit de Inercia: ¿Qué es la Inercia y Por Qué Importa?
2.3 Generación Síncrona vs. Generación Basada en Inversores (IBR)
Los inversores estándar, denominados "seguidores de red" (grid-following), están diseñados para sincronizarse con la frecuencia y la tensión existentes en la red y para inyectar potencia activa y reactiva según se les ordene. Al no poseer masas rotativas significativas acopladas directamente a la frecuencia de la red, no contribuyen inherentemente a la inercia del sistema. A medida que la penetración de IBRs aumenta y desplaza a la generación síncrona convencional, la inercia total del sistema disminuye.
2.4 El Impacto de la Baja Inercia en la Frecuencia (RoCoF)
Una consecuencia directa de la reducción de la inercia es que, ante una misma perturbación (p.ej., la pérdida de una cantidad X de generación), la frecuencia de la red cambiará mucho más rápido (el RoCoF será mayor).
En el caso del apagón del 28 de abril, la combinación de una altísima penetración de generación solar (IBR sin inercia inherente) y una baja contribución de generación síncrona convencional resultó en un sistema con muy baja inercia.
2.5 Inestabilidad de Frecuencia y Tensión: Oscilaciones y Respuestas de Protección
Además del problema de la baja inercia, otros fenómenos de inestabilidad contribuyeron al colapso. En los 30 minutos previos al apagón, se observaron oscilaciones de baja frecuencia (en torno a 0.217 Hz) entre la Península Ibérica y el resto de la red europea continental. Estas oscilaciones inter-área, aunque inicialmente amortiguadas, indican una debilidad en el acoplamiento entre las dos regiones y potencialmente pusieron bajo tensión las líneas de interconexión, pudiendo haber contribuido a su eventual desconexión. Fenómenos similares, aunque con consecuencias menos graves, se habían registrado en 2016 y julio de 2021.
La rápida caída de frecuencia tras la segunda pérdida de generación llevó la frecuencia por debajo de los límites operativos reglamentarios (el límite inferior suele estar en 49.5 Hz, y se reportaron valores de hasta 49.2 Hz). Estos umbrales activan protecciones en muchos equipos: los inversores pueden desconectarse para protegerse , y las centrales convencionales también pueden hacerlo si la desviación es demasiado grande o rápida.
Este escenario ilustra el concepto de fallo en cascada. Un evento inicial (pérdida de generación, fallo de línea) provoca una redistribución de flujos que sobrecarga otros elementos de la red. Estos elementos sobrecargados pueden desconectarse por la acción de sus protecciones (térmicas, de distancia, de sobrecorriente), lo que a su vez provoca nuevas sobrecargas en otros puntos, generando un efecto dominó que puede llevar al colapso de una gran parte o la totalidad del sistema. Las redes eléctricas suelen diseñarse bajo el criterio N-1, es decir, para soportar la pérdida de un solo elemento importante sin perder la estabilidad. Sin embargo, los grandes apagones suelen ser el resultado de una secuencia de múltiples fallos o contingencias interactuando entre sí.
En el apagón ibérico, diversas protecciones automáticas actuaron correctamente según su diseño individual para proteger los equipos (protecciones de frecuencia, RoCoF, tensión, distancia, pérdida de sincronismo), pero su acción coordinada en respuesta a una perturbación masiva en un sistema debilitado por la baja inercia contribuyó al colapso generalizado. La dependencia de inversores seguidores de red (grid-following), que necesitan una señal de red estable para operar, se convierte en una vulnerabilidad cuando la propia red se desestabiliza por falta de inercia y perturbaciones severas. Esto apunta a la necesidad de capacidades diferentes en los inversores, conocidas como "formadoras de red" (grid-forming), que puedan establecer activamente la tensión y frecuencia, comportándose de manera más similar a los generadores síncronos y contribuyendo a la estabilidad.
2.6 El Papel de las Interconexiones: Aislamiento de la Red Europea
La desconexión de las líneas de interconexión con Francia fue un momento decisivo en la secuencia del apagón. Este aislamiento convirtió a la Península Ibérica en una "isla eléctrica", separada del soporte estabilizador de la vasta red europea continental.
Esta situación de isla pone de relieve una vulnerabilidad estructural del sistema eléctrico español: su limitada capacidad de interconexión con el resto de Europa. La capacidad de intercambio eléctrico entre España y Francia es notoriamente baja, estimada en torno al 3-5% de la capacidad instalada en España, muy por debajo del objetivo del 15% fijado por la Unión Europea para 2030. Barreras geográficas como los Pirineos dificultan la construcción de nuevas líneas.
- Limita el apoyo externo: En caso de una gran perturbación interna (como la pérdida masiva de generación), la red europea no puede inyectar suficiente potencia estabilizadora (inercia, reserva de frecuencia) para ayudar a contener el problema.
- Restringe la exportación: Limita la capacidad de España para exportar excedentes de energía renovable cuando la producción interna supera la demanda, lo que puede llevar a situaciones de vertido (curtailment) o precios muy bajos/negativos, como los que aparentemente contribuyeron a la alta dependencia solar justo antes del apagón.
Por lo tanto, la combinación de una alta generación renovable interna y una baja capacidad de intercambio externo crea un desajuste que incrementa la vulnerabilidad del sistema ibérico a perturbaciones internas significativas.
2.7 Otros posibles factores contribuyentes
Aunque la investigación oficial por parte de ENTSO-E determinará las causas exactas
En conclusión, el apagón del 28 de abril parece haber sido el resultado de una confluencia de factores: una perturbación inicial significativa (pérdida de generación solar), magnificada por un estado operativo vulnerable del sistema (muy baja inercia debido a la alta penetración de IBRs y poca generación síncrona), la posible contribución de oscilaciones preexistentes, y la limitación estructural de las interconexiones que llevó al aislamiento de la península.
Sección 3: El Coste Humano y Económico
3.1 Fatalidades: El Trágico Peaje Humano del Apagón
Intoxicación por Monóxido de Carbono (CO) de Generadores: Varios fallecimientos, como el trágico caso de una pareja de ancianos y su hijo en Ourense, se atribuyeron a la inhalación de humos tóxicos procedentes de generadores portátiles utilizados para obtener electricidad de emergencia. Estos incidentes resaltan el peligro mortal del uso inadecuado de generadores en espacios cerrados o mal ventilados, un riesgo que se incrementa cuando la población recurre a ellos desesperadamente durante un apagón prolongado. La situación es aún más crítica para personas dependientes de equipos médicos eléctricos, como respiradores, que pueden verse obligadas a usar generadores sin las debidas precauciones.
Incendios por Fuentes de Iluminación Alternativas: La falta de luz eléctrica llevó a muchos hogares a recurrir a velas u otras fuentes de llama abierta para iluminarse. En Madrid, un incendio en un apartamento, presuntamente iniciado por una vela, causó la muerte de una mujer de mediana edad y afectó a otras trece personas por inhalación de humo. Esto evidencia cómo la ausencia de un servicio básico como la electricidad puede derivar en accidentes domésticos fatales.
Impacto en Personas Médicamente Vulnerables: Más allá de los accidentes directos, el apagón tuvo un impacto severo en personas con condiciones médicas preexistentes o dependientes de equipos eléctricos para su supervivencia. Se reportaron fallecimientos en Galicia de personas mayores con patologías previas, donde la falta de electricidad pudo haber exacerbado su estado o impedido el funcionamiento de dispositivos médicos domiciliarios esenciales. Equipos como concentradores de oxígeno, máquinas de diálisis domiciliaria, respiradores o sillas de ruedas eléctricas quedaron inoperativos, poniendo en riesgo directo la vida de sus usuarios. La interrupción del suministro eléctrico también provocó un aumento de las llamadas a los servicios de emergencia y una sobrecarga en hospitales y refugios por parte de personas buscando acceso a energía para sus dispositivos médicos. Estudios sobre apagones anteriores, como el de Nueva York en 2003, han demostrado un aumento significativo de la mortalidad durante y después del evento, no solo por causas accidentales sino también por el empeoramiento de enfermedades preexistentes, subrayando que las muertes no son solo un adelanto de fallecimientos inminentes.
Estos trágicos sucesos demuestran que el coste humano de un apagón masivo va mucho más allá de las estimaciones económicas. Las muertes por monóxido de carbono, incendios o fallos de equipos médicos son consecuencias directas y prevenibles de la pérdida de un servicio esencial y de la falta de preparación para afrontarla de forma segura.
3.2 Hospitales Sitiados: Fallo de Infraestructura Crítica
La Línea Vital de los Generadores de Respaldo: Capacidades y Limitaciones: Si bien los hospitales están obligados a disponer de generadores de respaldo, estos sistemas no son infalibles y presentan limitaciones críticas:
- Suministro de combustible finito: Los generadores consumen combustible (generalmente diésel), cuyas reservas son limitadas. Están diseñados para cubrir cortes de unas horas o pocos días, pero un apagón prolongado y generalizado agotaría sus reservas. La logística para reabastecer de combustible a múltiples hospitales durante una crisis generalizada es un desafío formidable.
- Fiabilidad y mantenimiento: Los sistemas de respaldo pueden fallar, especialmente si no se someten a un mantenimiento y pruebas rigurosas. Un fallo del generador durante un apagón puede tener consecuencias catastróficas, como ilustran algunos casos prácticos.
- Capacidad limitada: A menudo, los generadores de respaldo no tienen capacidad para alimentar la totalidad de las instalaciones hospitalarias. Esto obliga a tomar decisiones críticas sobre qué servicios priorizar: ¿las unidades de cuidados intensivos (UCI) y quirófanos, o también la climatización (HVAC), la esterilización, los sistemas de registros electrónicos y las cocinas?. Esta priorización forzosa implica inevitablemente una degradación de otros servicios esenciales.
Seguridad del paciente en riesgo: cuidados críticos, cirugía y soporte vital: La interrupción del suministro eléctrico, incluso momentánea antes de que arranquen los generadores, supone un riesgo inmediato y grave para los pacientes más vulnerables:
- Interrupción de Cirugías: Realizar procedimientos quirúrgicos sin una iluminación fiable y sin el funcionamiento garantizado de todo el equipamiento asociado es inviable y extremadamente peligroso. Las cirugías programadas deben cancelarse, y las que están en curso enfrentan complicaciones graves.
- Traslados de Pacientes: En situaciones extremas o prolongadas, puede ser necesario evacuar a los pacientes a otros centros con suministro estable, lo que conlleva enormes desafíos logísticos y riesgos durante el traslado, especialmente para pacientes críticos. Un caso documentado reportó complicaciones en un paciente crítico debido al retraso en el tratamiento causado por un apagón.
Apagones Prolongados: Medicamentos, Esterilización y Pesadillas Logísticas:
- Pérdida de Medicamentos y Vacunas: La falta de refrigeración compromete la viabilidad de medicamentos, vacunas y hemoderivados termosensibles, generando pérdidas económicas y escasez de suministros esenciales.
- Imposibilidad de Esterilización: La falta de energía impide el funcionamiento de los autoclaves y otros sistemas de esterilización, comprometiendo la seguridad de los procedimientos médicos.
- Fallo de Sistemas Auxiliares: La climatización (HVAC) es crucial para el confort del paciente, el control de infecciones y el correcto funcionamiento de algunos equipos. Su fallo prolongado agrava la situación.
- Colapso de Sistemas de Información y Comunicación: La caída de los sistemas informáticos impide el acceso a los historiales clínicos electrónicos (EHR), vitales para la toma de decisiones médicas. Los sistemas de comunicación internos y externos también fallan, dificultando la coordinación del personal y la solicitud de ayuda externa.
La experiencia del apagón demuestra la profunda interdependencia entre la red eléctrica y el sistema sanitario. Un fallo en la primera provoca una cascada de fallos en el segundo, con consecuencias directas sobre la vida y la salud de los pacientes. La dependencia de los generadores de respaldo, aunque necesaria, es una estrategia de mitigación con vulnerabilidades inherentes, especialmente ante eventos prolongados o muy extendidos.
3.3 Consecuencias Socioeconómicas Más Amplias
Costes Económicos Directos e Indirectos: Cuantificar el impacto económico total es complejo, pero análisis de apagones comparables ofrecen una perspectiva. El apagón italiano de 2003 se estimó entre 640 millones y 1,18 mil millones de euros , mientras que el del noreste de EE.UU. en 2003 se cifró entre 6 y 10 mil millones de dólares. Estos costes incluyen pérdidas directas (producción industrial perdida, deterioro de alimentos, salarios por horas no trabajadas, costes de servicios de emergencia) e indirectas (efectos multiplicadores en las cadenas de suministro, interrupción del comercio).
En definitiva, el apagón del 28 de abril no puede considerarse un evento aislado o anecdótico. Sus consecuencias humanas, sanitarias y económicas fueron profundas y generalizadas, evidenciando la criticidad extrema de la red eléctrica y la necesidad de priorizar su robustez como un asunto de seguridad nacional y bienestar social.
Sección 4: La Transición Energética en España: Contexto y Desafíos
4.1 El Panorama Energético Español: La Foto de 2024
Contribución (%) por Tecnología Energética
Estos datos reflejan un avance significativo en la descarbonización del sector eléctrico español. La potencia instalada también experimentó un crecimiento récord en 2024, con 7.3 GW añadidos, principalmente de solar fotovoltaica (6 GW) y eólica (1.3 GW). La fotovoltaica se convirtió en la tecnología líder en capacidad instalada (25.1%), seguida de cerca por la eólica (24.9%).
4.2 El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2023-2030
Indicador | Objetivo 2030 (PNIEC Actualizado) | Objetivo PNIEC Anterior (Referencia) |
Reducción Emisiones GEI (vs 1990) | 32% | 23% |
Penetración Renovables (Consumo Final Bruto) | 48% | 42% |
Penetración Renovables (Generación Eléctrica) | 81% | 74% |
Mejora Eficiencia Energética | 43% - 44% | 39.5% - 41.7% |
Potencia Eólica Instalada | 62 GW (incl. 3 GW offshore) | 50 GW |
Potencia Solar FV Instalada | 76 GW (incl. 19 GW autoconsumo) | 39 GW |
Capacidad Almacenamiento Instalada | 22.5 GW | 20 GW (inicialmente 2.5 GW) |
Electrolizadores Hidrógeno Verde | 11 - 12 GW | 4 GW |
Vehículos Eléctricos | 5.5 millones | 5 millones |
Fuente: Elaboración propia a partir de diversas fuentes que citan la actualización del PNIEC. Nota: Las cifras pueden variar ligeramente según la fuente y el momento de la publicación.
Estos objetivos implican una transformación masiva del sistema energético, con una inversión estimada de 308 mil millones de euros entre 2021 y 2030. Se espera que esta transición genere beneficios económicos (crecimiento adicional del PIB, ahorro en importaciones de combustibles fósiles) y sociales (creación de cientos de miles de empleos, mejora de la salud pública).
4.3 La Cuestión Nuclear: Cierre Programado vs. Necesidades de Estabilidad
Este plan de cierre, acordado en 2019, genera un intenso debate, especialmente agudizado tras el apagón hipotético:
Argumentos en contra del cierre (a favor de la extensión):
- Estabilidad y Fiabilidad: La energía nuclear proporciona una generación de base constante, predecible y baja en carbono, funcionando un alto número de horas al año (alto factor de capacidad). Su eliminación privaría al sistema de una fuente de generación firme y síncrona.
- Inercia: Los generadores síncronos de las centrales nucleares aportan una cantidad significativa de inercia al sistema, crucial para la estabilidad de frecuencia, especialmente en un escenario con alta penetración de IBRs. Su retirada agravaría el déficit de inercia.
- Costes y Competitividad: Se argumenta que el cierre podría encarecer la electricidad y reducir la competitividad económica de España. Incluso grandes empresas eléctricas como Iberdrola han expresado la necesidad de mantener operativas las centrales existentes.
- Tendencia Internacional: Muchos países están optando por extender la vida útil de sus reactores como una forma rentable de mantener generación baja en carbono.
- Apoyo Político y Social: Existe un debate político activo, con mociones parlamentarias (aunque no vinculantes) pidiendo la reconsideración del cierre. Sectores industriales también abogan por la continuidad.
Argumentos a favor del cierre (o postura gubernamental):
- Cumplimiento del Acuerdo: El gobierno mantiene su compromiso con el calendario de cierre pactado en 2019.
- Coste-Eficiencia de las Renovables: Se argumenta que invertir en nueva capacidad renovable es más rentable y rápido que extender la vida de reactores envejecidos o construir nuevos.
- Gestión de Residuos y Seguridad: Persisten las preocupaciones sobre la gestión a largo plazo de los residuos radiactivos y los costes asociados al desmantelamiento y la seguridad de centrales envejecidas.
- Carga Fiscal: Las centrales nucleares soportan una carga fiscal elevada por decisión política, lo que afecta su viabilidad económica.
El apagón del 28 de abril actúa como un catalizador en este debate, reforzando los argumentos de quienes alertan sobre los riesgos de eliminar una fuente clave de estabilidad (inercia) sin tener completamente aseguradas las alternativas. La paradoja reside en que el PNIEC impulsa masivamente las renovables (que reducen la inercia) mientras programa la eliminación de la nuclear (que la proporciona). Esto crea una tensión que solo puede resolverse mediante una implementación extremadamente eficaz y sincronizada de las medidas de almacenamiento, modernización de red y provisión de servicios de estabilidad contempladas en el propio PNIEC. Cualquier desfase temporal entre el despliegue renovable/cierre nuclear y la maduración de las soluciones de estabilidad incrementa significativamente el riesgo de incidentes.
Infraestructura de Red: Necesidades de Modernización y Cuellos de Botella en Interconexiones
La transición energética exige una profunda transformación de la infraestructura de red eléctrica para poder gestionar de forma segura y eficiente un sistema con alta penetración renovable, generación distribuida y nuevos consumos como el vehículo eléctrico o el hidrógeno verde.
Planificación de la Red de Transporte (REE 2021-2026): Red Eléctrica de España (REE), como operador del sistema y transportista, ejecuta la planificación de la red de alta tensión. El plan vigente para 2021-2026, aprobado en 2022, contempla una inversión crucial de 6.964 millones de euros.
- Facilitar la evacuación e integración de la nueva generación renovable prevista en el PNIEC (objetivo del 67% de generación renovable para 2026).
- Garantizar la seguridad y calidad del suministro en todo el territorio.
- Mejorar la eficiencia del sistema, con ahorros estimados de más de 1.600 millones de euros anuales.
- Minimizar el impacto ambiental y territorial, priorizando el aprovechamiento de infraestructuras existentes.
- El plan incluye inversiones específicas en compensadores síncronos para las islas Canarias y Baleares para mejorar la estabilidad en estos sistemas aislados o débilmente interconectados.
Modernización y Redes Inteligentes: Tanto el PNIEC como la estrategia de REE ponen énfasis en la necesidad de modernizar la red, incorporando tecnologías digitales y de redes inteligentes (smart grids). Esto incluye la sensorización avanzada, la automatización, la gestión de datos, la mejora de las previsiones y el control optimizado de los recursos distribuidos y la demanda flexible. Fondos europeos como los NextGenerationEU apoyan estas inversiones.
El Desafío de las Interconexiones: Como se mencionó anteriormente, España sufre de un bajo nivel de interconexión eléctrica con el resto de Europa, actuando en la práctica como una "isla eléctrica". La capacidad actual (en torno al 3-5%) está lejos del objetivo europeo del 15% para 2030. Esta limitación no solo restringe las oportunidades de mercado (exportar renovables, importar a precios más bajos), sino que, como evidenció el apagón, compromete la seguridad y la estabilidad del sistema al limitar el apoyo externo en momentos de crisis.
Proyecto del Golfo de Vizcaya: El proyecto más emblemático para paliar esta situación es la nueva interconexión submarina con Francia a través del Golfo de Vizcaya. Este enlace de corriente continua de alta tensión (HVDC) duplicará la capacidad de intercambio actual hasta los 5,000 MW. El proyecto, gestionado por la empresa conjunta Inelfe (REE y RTE), está en fase de construcción. Sin embargo, ha enfrentado desafíos significativos, incluyendo importantes sobrecostes (el presupuesto estimado ha pasado de 1.75 mil millones de euros en 2017 a 2.85 mil millones en 2023) y complejidades técnicas y ambientales. Se ha alcanzado un acuerdo para el reparto de estos sobrecostes entre España y Francia, y el proyecto cuenta con una subvención europea de 578 millones de euros. Su finalización, prevista ahora para 2028, es estratégica para la seguridad energética española.
Sección 5: Recomendaciones de Política Energética para España
5.1 Fortalecimiento de la Red Troncal
Acelerar la Modernización y Expansión de la Red: Es fundamental asegurar la ejecución completa y puntual del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Electricidad 2021-2026 de REE y planificar las siguientes fases con la ambición requerida por los objetivos del PNIEC 2030. Se deben priorizar las inversiones que aumenten la flexibilidad, refuercen las interconexiones y faciliten la conexión de nueva generación renovable en zonas de alto recurso, abordando al mismo tiempo la necesidad de renovar infraestructuras envejecidas.
Invertir en Capacidades de Red Inteligente (Smart Grid): España debe priorizar el despliegue a gran escala de tecnologías de red inteligente. Esto incluye la instalación masiva de sensores avanzados en la red, redes de comunicación robustas y seguras (fibra óptica, 5G), y la implementación de sistemas de gestión avanzada de la distribución (ADMS) y de gestión de recursos energéticos distribuidos (DERMS). El uso de inteligencia artificial y aprendizaje automático para mejorar la previsión de generación renovable y demanda, así como para optimizar el control de la red en tiempo real, es crucial para gestionar la creciente complejidad y variabilidad.
Potenciar las Interconexiones: La baja capacidad de interconexión es una vulnerabilidad estratégica. Es imperativo:
- Finalizar el proyecto del Golfo de Vizcaya: Asegurar la finalización del enlace submarino con Francia en el plazo previsto (2028) es prioritario para duplicar la capacidad de intercambio.
- Planificar y ejecutar nuevas interconexiones: España debe impulsar activamente nuevos proyectos de interconexión con Francia (más allá del Golfo de Vizcaya, explorando otras rutas pirenaicas ), Portugal, Marruecos y Argelia (con quién habría que reconstruir relaciones), para superar el objetivo del 15% de la UE y reducir el aislamiento eléctrico.
- Abogar por mecanismos europeos: Promover a nivel europeo mecanismos de reparto de costes transfronterizos (CBCA) más ágiles y eficientes que faciliten la financiación y ejecución de estos proyectos estratégicos.
5.2 Refuerzo de la Estabilidad del Sistema
Impulsar las Capacidades Formadoras de Red (Grid-Forming - GFM): Los inversores GFM son una tecnología clave para el futuro. Se recomienda:
- Establecer requisitos técnicos: Desarrollar y exigir en los códigos de red españoles especificaciones técnicas claras para capacidades GFM en nuevas instalaciones de IBRs, especialmente en sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) y potencialmente en grandes plantas eólicas y solares.
- Crear incentivos: Implementar mecanismos de mercado o ayudas específicas que incentiven el despliegue de GFM en zonas de red débil o donde aporten mayor valor para la estabilidad.
- Alinear con estándares internacionales: Seguir las recomendaciones y experiencias de ENTSO-E, NERC (Norteamérica) y AEMO (Australia) en la definición y validación de estas capacidades.
Despliegue Estratégico de Compensadores Síncronos (SynCons): Los SynCons son una tecnología probada para aportar inercia, fortaleza de red (corriente de cortocircuito) y control de tensión. Se recomienda:
Expansión del Almacenamiento para Servicios de Red: El objetivo de 22.5 GW de almacenamiento del PNIEC es ambicioso pero necesario. Es crucial:
Valorar los Servicios Esenciales de Confiabilidad (ERS): La transición exige un cambio de paradigma: la inercia, la fortaleza de red y la capacidad de respuesta rápida en frecuencia ya no son subproductos gratuitos, sino servicios esenciales que deben ser explícitamente definidos, medidos, requeridos y remunerados.
5.3 Adaptación de la Política Energética
- Reevaluar el Calendario de Cierre Nuclear: Es indispensable realizar una evaluación técnica y económica independiente y rigurosa sobre el impacto en la estabilidad de la red del cierre nuclear programado, considerando explícitamente los objetivos del PNIEC y los riesgos de apagón demostrados. Se debería considerar seriamente la posibilidad de retrasar los cierres hasta que se demuestre fehacientemente que existen y están operativas suficientes alternativas para proporcionar los servicios de estabilidad (inercia, fortaleza de red) que aportan las nucleares. Si se decide mantenerlas operativas por motivos de seguridad de suministro, debe abordarse su carga fiscal para asegurar su viabilidad económica.
- Integrar la Estabilidad en la Implementación del PNIEC: La planificación y ejecución del PNIEC debe ir más allá del mero cumplimiento de los objetivos de GW renovables. Debe establecerse una vinculación explícita y monitorizada entre el despliegue de nueva generación renovable y el despliegue paralelo y suficiente de infraestructuras de red, almacenamiento y servicios de estabilidad necesarios para integrarla de forma segura. Se debe evitar a toda costa que la capacidad renovable supere la capacidad de la red para gestionarla de forma fiable.
- Fomentar la Flexibilidad de la Demanda: Es necesario un impulso decidido a la gestión activa de la demanda. Esto requiere implementar tarifas dinámicas, incentivos y plataformas tecnológicas que permitan a los consumidores (industriales, comerciales y residenciales) ofrecer flexibilidad a la red, por ejemplo, ajustando su consumo en respuesta a señales de precio o de necesidad del sistema (vehículos eléctricos con carga inteligente, climatización flexible, procesos industriales adaptables).
5.4 Mejora de la Coordinación y la Preparación
- Reforzar la Coordinación TSO y ENTSO-E: Intensificar la colaboración y el intercambio de datos en tiempo real entre REE y los TSOs vecinos (REN en Portugal, RTE en Francia, ONEE en Marruecos, GRTE en Argelia), así como la participación activa en los mecanismos de coordinación de ENTSO-E, como el EAS. Es crucial implementar las recomendaciones relevantes de los informes de incidentes pasados de ENTSO-E (enero 2021, julio 2021) que afectan a la coordinación y la seguridad operativa.
- Actualizar Protocolos de Emergencia y Arranque Autónomo: Revisar y adaptar los planes de defensa del sistema (incluyendo los ajustes de los relés de UFLS) y las estrategias de arranque autónomo (black start) para un entorno de baja inercia. Evaluar e integrar el potencial de los IBRs (especialmente BESS con GFM) para participar en la restauración del sistema, desarrollando los protocolos técnicos y de coordinación necesarios.
- Mejorar la Comunicación con Servicios de Emergencia e Instalaciones Críticas: Establecer canales de comunicación más robustos y protocolos claros entre REE, los servicios de protección civil, emergencias sanitarias y las instalaciones críticas (hospitales, sistemas de agua, etc.), especialmente para alertar sobre riesgos ambientales (incendios, tormentas severas) que puedan afectar a la red y para coordinar la respuesta y la información durante un apagón. Asegurar que estas instalaciones críticas dispongan de sistemas de comunicación redundantes y planes de contingencia energética bien probados.
La implementación de estas recomendaciones requiere un enfoque proactivo y coordinado. Esperar a que ocurra una catástrofe para reaccionar es inaceptable. La política energética debe anticipar los desafíos de la transición, dirigiendo las inversiones y la regulación no solo hacia el despliegue de renovables, sino también, y con igual urgencia, hacia la construcción de una red eléctrica moderna, flexible y robusta capaz de garantizar la seguridad del suministro en el nuevo paradigma energético. Esto puede requerir intervenciones más directas a corto plazo (mandatos técnicos, subastas específicas para servicios de estabilidad) mientras maduran los mecanismos de mercado. Finalmente, es crucial reconocer que la robustez de la red tiene una dimensión socio-política fundamental: mantener la confianza ciudadana en la transición energética exige demostrar que se puede llevar a cabo de forma segura y fiable, justificando las inversiones necesarias en estabilidad como una salvaguarda esencial contra costes humanos y económicos potencialmente mucho mayores.
Sección 6: Conclusión
Para evitar que un escenario similar se materialice y para asegurar una transición energética exitosa y segura para España, emergen varios imperativos políticos clave:
- Infraestructura Robusta: Acelerar la modernización y expansión de las redes de transporte y distribución, incluyendo el despliegue de tecnologías inteligentes y el fortalecimiento urgente de las interconexiones internacionales.
- Gestión Proactiva de la Estabilidad: Reconocer la inercia y otros servicios de estabilidad como elementos críticos a gestionar activamente. Esto implica el despliegue estratégico de tecnologías como compensadores síncronos, el impulso decidido a los inversores formadores de red (GFM), la expansión del almacenamiento energético orientado a servicios de red, y el desarrollo de mercados o mecanismos que valoren y remuneren adecuadamente estos servicios esenciales.
- Política Energética Coherente y Adaptativa: Reevaluar críticamente el calendario de cierre nuclear a la luz de las necesidades de estabilidad de la red, asegurar que el despliegue de renovables del PNIEC vaya acompasado con las inversiones necesarias en red y flexibilidad, y fomentar activamente la gestión de la demanda.
- Coordinación y Preparación Reforzadas: Mejorar la coordinación operativa entre TSOs a nivel nacional e internacional, actualizar los planes de defensa y restauración del sistema para escenarios de baja inercia, y fortalecer la comunicación y preparación conjunta con los servicios de emergencia y las infraestructuras críticas.
Bibliografía
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Información institucional clave sobre el apagón ibérico y regulación energética europea.-
ENTSO-E - European Network of Transmission System Operators for Electricity
Documentos técnicos, análisis y reportes oficiales sobre los fallos de sistema eléctrico en Europa. -
Red Eléctrica de España (REE)
Fuente oficial española sobre el sistema eléctrico nacional y planificación de redes. -
MITECO - Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico
Responsable del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) y estrategia energética nacional. -
Wikipedia - 2025 Iberian Peninsula blackout
Buena síntesis enciclopédica del evento con enlaces cruzados y referencias. -
Science Media Centre UK
Reacción de expertos y contexto científico sobre el apagón. -
National Renewable Energy Laboratory (NREL)
Investigación puntera en integración de renovables y estabilidad de red. -
Baker Institute for Public Policy - Rice University
Análisis académico y geopolítico del apagón en la península. -
Electric Choice
Artículo accesible que aborda la polémica sobre si las renovables causaron el apagón. -
Renewable Energy World
Explicaciones técnicas claras sobre la importancia de la inercia en redes renovables. -
PVcase
Plataforma técnica centrada en soluciones para la estabilidad de redes con alta penetración renovable. -
Al Jazeera
Cobertura periodística internacional sobre la negación de culpa de las renovables en el apagón. -
Reccessary News
Noticias energéticas con foco en el fallo de red en España y Portugal. -
Eurelectric
Asociación del sector eléctrico europeo, con informes sobre el apagón. -
IEA (Informe en Azure)
Estabilidad de la red en la transición energética. -
Fat Finger
Aplicación industrial con análisis práctico de los retos operativos en la integración renovable. -
AInvest
Enfoque financiero sobre la resiliencia de la red española y sus implicaciones en inversión. -
RWTH Aachen University
Perspectiva académica europea sobre el impacto del apagón ibérico en la red continental. -
SolarPower Europe
Declaración oficial sobre el apagón de abril de 2025 y el papel de la energía solar. -
Bruegel
Think tank europeo de primer nivel que analiza la modernización de las redes eléctricas.

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