May 7 • IBG

Causas, consecuencias y lecciones del gran apagón eléctrico del 28 de abril de 2025

Un colapso eléctrico sin precedentes expone las debilidades del sistema energético ibérico y plantea la necesidad urgente de reforzar la resiliencia de la red en plena transición hacia las energías renovables.

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. La paralización de servicios esenciales fue inmediata y generalizada: las telecomunicaciones colapsaron, los sistemas de transporte se detuvieron bruscamente, las transacciones financieras se interrumpieron y los servicios de emergencia enfrentaron dificultades extremas. La gravedad de la situación llevó a los gobiernos de España y Portugal a declarar el estado de emergencia nacional y a convocar gabinetes de crisis.

El presente informe tiene como objetivo realizar un análisis exhaustivo y riguroso de las causas técnicas que subyacen al apagón ibérico del 28 de abril de 2025, evaluar sus profundas repercusiones humanas y económicas, y proponer recomendaciones concretas de política energética para España. Estas recomendaciones buscan fortalecer la robustez de la red eléctrica nacional y prevenir la recurrencia de eventos similares, especialmente en el contexto de la transición energética y los ambiciosos objetivos de descarbonización del país. Se examinarán los factores técnicos, las vulnerabilidades sistémicas, las lecciones aprendidas de incidentes pasados y las soluciones tecnológicas disponibles para construir un futuro energético más seguro y fiable para España.

Sección 1: Anatomía del Apagón Ibérico

1.1 La Cascada: Secuencia de Eventos hacia el Colapso

El colapso del sistema eléctrico ibérico se desarrolló con una velocidad alarmante, desplegándose en una secuencia de eventos interconectados que culminaron en un apagón total en cuestión de segundos. Aproximadamente a las 12:33 CEST, los sistemas de Red Eléctrica de España (REE) detectaron una primera "pérdida de generación" en la región suroeste de la península. Aunque los sistemas automáticos de protección del sistema lograron gestionar esta perturbación inicial, apenas 1.5 segundos después se produjo una segunda pérdida de generación, esta vez de consecuencias catastróficas. Las investigaciones preliminares sugieren que estos eventos de pérdida de generación podrían haber involucrado grandes instalaciones solares fotovoltaicas.

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.   

Un paso crítico en esta secuencia fue la desconexión automática del sistema eléctrico ibérico del resto de la red europea continental. El sistema francés detectó las anomalías de frecuencia en la red española y se separó para proteger su propia estabilidad y la del resto de Europa. Esta separación, si bien necesaria como medida de protección, aisló eléctricamente a la Península Ibérica (un fenómeno conocido como "islanding"), eliminando cualquier posible apoyo estabilizador externo en el momento más crítico. El Principado de Andorra también se vio afectado brevemente antes de que su sistema de recuperación automática lo conectara a la red francesa.   

Este tipo de fallos en cascada, donde un evento inicial desencadena una secuencia de desconexiones que se propagan por la red, no es desconocido en Europa. Incidentes previos, como la separación del sistema europeo en enero de 2021 , el apagón de 2006 originado en Alemania , el apagón italiano de 2003 o incluso una separación previa de la Península Ibérica en julio de 2021 debido a un incendio , ofrecen paralelismos y lecciones sobre la dinámica de estos colapsos.   

La velocidad con la que se produjo el colapso, perdiendo 15 GW en apenas cinco segundos, es una clara indicación de la falta de robustez inherente del sistema en ese momento. La ausencia de una "amortiguación" suficiente, proporcionada tradicionalmente por la inercia de las grandes máquinas síncronas, permitió que la perturbación inicial se magnificara rápidamente, superando la capacidad de respuesta de los sistemas de control y protección antes de que pudieran contener el evento. Esto pone de manifiesto un cambio fundamental en la dinámica de la red en comparación con sistemas dominados por generación convencional más lenta en su respuesta.

1.2 Midiendo el Impacto: Escala, Alcance y Duración

El apagón del 28 de abril de 2025 tuvo un alcance geográfico y demográfico masivo. Afectó a prácticamente toda la Península Ibérica, impactando a una población estimada de 55 millones de personas en España y Portugal. La interrupción también se extendió a zonas fronterizas del suroeste de Francia y afectó momentáneamente a Andorra.  

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

Las consecuencias inmediatas del apagón fueron la parálisis generalizada de los servicios esenciales que sustentan la sociedad moderna. Las redes de telecomunicaciones, incluyendo internet y telefonía móvil, quedaron fuera de servicio, dificultando la comunicación y el acceso a la información. El transporte público se detuvo abruptamente, con miles de pasajeros atrapados en trenes y metros. Los semáforos dejaron de funcionar, generando caos en el tráfico rodado, y los aeropuertos experimentaron interrupciones.  

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

La restauración del suministro eléctrico tras un colapso total del sistema es un proceso complejo conocido como "arranque en negro" (black start). Este proceso requiere iniciar la generación desde cero, utilizando inicialmente fuentes de energía capaces de arrancar de forma autónoma, como las centrales hidroeléctricas, para energizar progresivamente la red.

Las interconexiones internacionales, aunque implicadas en la fase de aislamiento, jugaron un papel fundamental en la fase de recuperación. Una vez que se pudo restablecer la conexión de forma segura, Marruecos aportó hasta 900 MW y Francia hasta 2 GW de potencia para ayudar a estabilizar y reenergizar la red ibérica. Este apoyo externo fue crucial para acelerar el proceso de restauración.

La recuperación fue gradual y desigual entre regiones. A pesar de la complejidad y la escala del incidente, la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E) felicitó a los operadores de España (REE) y Portugal (REN) por la rápida recuperación lograda, destacando la alta preparación y eficiencia demostradas, fruto de años de cooperación y desarrollo de herramientas de monitorización y coordinación como la plataforma European Awareness System (EAS).

La interconexión, por tanto, demostró su naturaleza de doble filo: un posible vector de propagación de perturbaciones o un punto de aislamiento durante la crisis, pero un recurso indispensable para la recuperación posterior. Esto subraya la necesidad no solo de tener interconexiones, sino de gestionarlas con márgenes de estabilidad adecuados y una coordinación adecuada, manteniendo al mismo tiempo una robustez interna en la red nacional.

Inmediatamente después del evento, y de acuerdo con la legislación europea para incidentes de esta gravedad, ENTSO-E estableció un panel de expertos, con participación de los TSOs implicados y otros expertos europeos, para llevar a cabo una investigación exhaustiva sobre las causas raíz del apagón y formular recomendaciones para prevenir futuros sucesos.

Sección 2: Desentrañando las Causas: Factores Técnicos y Vulnerabilidades de la Red

2.1 El Contexto del Mix Energético

Para comprender las causas del apagón del 28 de abril, es esencial analizar el estado del sistema eléctrico español en ese momento. Justo antes del colapso, la red ibérica operaba con una proporción excepcionalmente alta de energías renovables, estimada en torno al 78% de la generación instantánea. La energía solar fotovoltaica dominaba claramente, aportando cerca del 60% (o 53% según datos de REE ) del total, mientras que la eólica contribuía con aproximadamente un 11%. En contraste, la generación síncrona convencional (nuclear, ciclos combinados de gas, hidráulica) representaba una fracción minoritaria, en torno al 15-20% del mix.

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?

Un concepto clave para entender la vulnerabilidad del sistema es la inercia eléctrica. Se refiere a la energía cinética almacenada en las grandes masas rotativas de los generadores síncronos (presentes en centrales térmicas, nucleares e hidráulicas tradicionales) y algunos motores industriales. Esta energía almacenada confiere al sistema una resistencia natural a los cambios bruscos de frecuencia. Cuando ocurre una perturbación importante, como la pérdida repentina de una gran central o una línea de transmisión, la frecuencia de la red tiende a desviarse (a bajar si se pierde generación, a subir si se pierde demanda). La inercia actúa como un amortiguador, liberando o absorbiendo energía instantáneamente para frenar la velocidad de cambio de la frecuencia (conocida como RoCoF, Rate of Change of Frequency). Este efecto "amortiguador" es vital porque concede un tiempo precioso (del orden de segundos) para que los sistemas de control más lentos de otras centrales (reguladores de velocidad) detecten la desviación de frecuencia y ajusten su producción para restaurar el equilibrio entre generación y demanda. Si la frecuencia cae demasiado rápido (RoCoF alto) por falta de inercia, puede descender por debajo de los umbrales críticos antes de que los controles puedan actuar, activando protecciones de mínima frecuencia o esquemas de deslastre de carga (UFLS) para evitar un colapso total.

2.3 Generación Síncrona vs. Generación Basada en Inversores (IBR)

Históricamente, las redes eléctricas se basaban en generadores síncronos, que proporcionan inercia de forma inherente como un subproducto de su funcionamiento. La cantidad de inercia depende de la masa y velocidad de rotación de estas máquinas. Sin embargo, la creciente integración de fuentes de energía renovable como la solar fotovoltaica y la eólica moderna, así como los sistemas de almacenamiento en baterías, se realiza a través de inversores basados en electrónica de potencia (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). Un RoCoF elevado puede tener múltiples efectos negativos: puede someter a estrés mecánico a las turbinas de los generadores síncronos restantes, puede provocar el disparo de protecciones en otros generadores e IBRs que no estén diseñados para soportar cambios tan rápidos, y puede impedir que los esquemas de deslastre de carga por baja frecuencia (UFLS) actúen a tiempo para evitar un colapso.

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. Esta falta de "amortiguación" intrínseca fue un factor clave que impidió al sistema absorber el impacto de las pérdidas iniciales de generación, llevando a la rápida caída de frecuencia y al subsiguiente colapso en cascada. La inercia, por tanto, dejó de ser un subproducto abundante y gratuito para convertirse en un servicio esencial cuya ausencia comprometió la estabilidad del sistema.

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.   


Esta baja capacidad de interconexión tiene dos consecuencias principales en el contexto de un incidente como el del 28 de abril:
  • 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 , se mencionaron otros factores en los análisis preliminares.

  • Altas exportaciones: Se señaló que justo antes del incidente, España estaba exportando cantidades significativas de electricidad hacia Francia e Italia (posiblemente debido a altas temperaturas en esos países), lo que podría haber llevado las líneas de transmisión cerca de sus límites operativos, reduciendo los márgenes de seguridad.   
  • Advertencias previas: Informes indican que REE había advertido previamente sobre posibles fallos del sistema debido a la creciente penetración de renovables y el cierre de centrales convencionales, señalando riesgos de "desconexiones severas".


    • 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

    El apagón del 28 de abril de 2025 trascendió la categoría de incidente técnico para convertirse en una tragedia humana y un desastre socioeconómico. Subrayar la gravedad de sus consecuencias es fundamental para comprender la necesidad imperativa de garantizar la resistencia de la red eléctrica nacional.

    3.1 Fatalidades: El Trágico Peaje Humano del Apagón

    Lejos de ser un mero inconveniente, la falta de suministro eléctrico tuvo consecuencias letales. Los informes confirmaron la muerte de al menos ocho personas (siete en España y una en Portugal) directamente relacionadas con el apagón. Es crucial analizar las causas de estas muertes para entender las vulnerabilidades que expone un evento de esta naturaleza:

    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

    Los hospitales, centros neurálgicos para la salud y la vida, se encontraron en una situación de extrema vulnerabilidad durante el apagón. Su dependencia de un suministro eléctrico continuo es absoluta, y la interrupción puso en jaque su capacidad operativa y la seguridad de los pacientes.

    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

    Más allá del trágico coste humano y la crisis hospitalaria, un apagón de la magnitud del ocurrido el 28 de abril genera ondas de choque en toda la economía y la sociedad:

    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).

    Parálisis de la Actividad Económica y Social: La interrupción generalizada del transporte, las comunicaciones, el comercio y la industria detiene la actividad económica y altera profundamente la vida cotidiana de millones de personas.

    Daño Reputacional y Pérdida de Confianza: Eventos de esta magnitud erosionan la confianza pública en las compañías eléctricas, los operadores de red y, potencialmente, en las autoridades gubernamentales responsables de garantizar la seguridad del suministro.

    Complejidad del Aseguramiento: La naturaleza sistémica e interdependiente de los riesgos asociados a grandes apagones dificulta su cobertura por los mecanismos de seguro tradicionales, dejando a empresas y particulares expuestos a pérdidas significativas no aseguradas.

    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

    Es imprescindible entender el contexto energético actual de España, sus objetivos políticos de transición y los desafíos inherentes a este proceso, particularmente a la luz de las vulnerabilidades expuestas por el apagón.

    4.1 El Panorama Energético Español: La Foto de 2024

    El año 2024 marcó un hito para el sistema eléctrico español, con una participación récord de las energías renovables en el mix de generación.
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    Contribución de Tecnologías Energéticas

    Contribución (%) por Tecnología Energética

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    Fuente: Elaboración propia a partir de datos de Red Eléctrica de España (REE).   

    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%). Como resultado de este impulso renovable y el declive de los combustibles fósiles (la generación con carbón y ciclo combinado cayó un 24% ), las emisiones de CO2 equivalentes del sector eléctrico alcanzaron un mínimo histórico. Además, España se consolidó como exportador neto de electricidad por tercer año consecutivo.

    4.2 El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2023-2030

    El PNIEC es el documento político estratégico que guía la transición energética de España hasta 2030, estableciendo objetivos en línea con las directrices de Bruselas. La actualización del plan, presentada en 2023 y aprobada formalmente más tarde, elevó significativamente la ambición respecto a la versión inicial de 2021.

    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 Eléctricos5.5 millones5 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

    En medio de esta ambiciosa transición hacia las renovables, España mantiene un plan para el cierre progresivo de su parque nuclear. Los siete reactores nucleares operativos, que en 2024 aportaron un significativo 20% de la electricidad , tienen previsto su cierre escalonado entre 2027 (comenzando con Almaraz) y 2035.

    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. Sus objetivos principales son:
    • 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.
    La baja capacidad de interconexión representa, por tanto, una vulnerabilidad estratégica clave para España. A medida que aumenta la dependencia de fuentes renovables variables internas, la capacidad de intercambiar energía y recibir apoyo de estabilidad del resto de Europa se vuelve más crítica. La finalización exitosa y puntual de proyectos como el del Golfo de Vizcaya, y la planificación de futuras ampliaciones, son imperativos no solo para la integración del mercado, sino para la robustez fundamental del sistema eléctrico español. La incertidumbre política o los retrasos en la implementación de los planes PNIEC y de desarrollo de red (incluyendo almacenamiento y modernización) pueden disuadir las inversiones masivas necesarias, creando un riesgo significativo para la seguridad del suministro durante la transición.

    Sección 5: Recomendaciones de Política Energética para España

    El análisis del apagón ibérico del 28 de abril señalan la necesidad urgente de que España adopte una serie de medidas de política energética proactivas y coordinadas para garantizar la seguridad y robustez de su sistema eléctrico durante la transición hacia un modelo descarbonizado. Las siguientes recomendaciones se estructuran en torno a cuatro ejes principales: fortalecimiento de la infraestructura de red, refuerzo de la estabilidad del sistema, adaptación de la política energética y mejora de la coordinación y preparación.

    5.1 Fortalecimiento de la Red Troncal

    La red de transporte y distribución es la columna vertebral del sistema eléctrico. Su modernización y expansión son condiciones indispensables para integrar de forma segura los objetivos del PNIEC.

    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:

    1. 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.   
    2. 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.   
    3. 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

    La estabilidad de la red (frecuencia, tensión) en un sistema con baja inercia y alta penetración de IBRs requiere soluciones tecnológicas y regulatorias específicas.

    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:

  • Identificar ubicaciones óptimas: Realizar estudios para determinar las ubicaciones más efectivas para instalar SynCons (nuevos o reconvertidos de centrales térmicas retiradas) con el fin de maximizar su impacto en la estabilidad regional y del sistema.  
  • Implementar los planes existentes: Ejecutar los planes ya contemplados por REE para instalar SynCons en los sistemas insulares (Canarias, Baleares).  
  • Análisis coste-beneficio: Evaluar comparativamente la instalación de SynCons frente a otras soluciones como BESS con GFM o mejoras de red, para asegurar la opción más eficiente en cada caso.

    • Expansión del Almacenamiento para Servicios de Red: El objetivo de 22.5 GW de almacenamiento del PNIEC es ambicioso pero necesario. Es crucial:

  • Asegurar el cumplimiento del objetivo: Implementar los mecanismos de apoyo (subastas, ayudas ) necesarios para alcanzar y potencialmente superar la meta de 22.5 GW para 2030, combinando baterías y bombeo reversible.  
  • Priorizar servicios de red: Orientar el despliegue de BESS no solo al arbitraje de energía, sino a la provisión de servicios rápidos y flexibles para la red: FFR, regulación de frecuencia primaria y secundaria, control de tensión y, crecientemente, capacidades GFM.
  • Agilizar permisos para hibridación: Simplificar y acelerar los procesos administrativos para proyectos que combinen generación renovable y almacenamiento.

    • 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. Se debe:

  • Desarrollar mercados o mecanismos: Crear mercados de servicios auxiliares o mecanismos regulados que incentiven la provisión de estos ERS por parte de todas las tecnologías capaces (generadores síncronos, IBRs con controles avanzados, BESS, SynCons, respuesta de la demanda). Inspirarse en modelos internacionales (Australia, Reino Unido, Irlanda).  
  • Revisar la operación del mercado: Adaptar las reglas de operación del mercado eléctrico para que reflejen el valor de la flexibilidad y la estabilidad, y no solo el coste marginal de la energía.

    • 5.3 Adaptación de la Política Energética

    La política energética debe evolucionar para reflejar las nuevas realidades técnicas y los riesgos evidenciados.

    • 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

    La prevención y gestión de crisis requieren una coordinación impecable y una preparación robusta.

    • 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

    El análisis del apagón ibérico del 28 de abril de 2025 revela una cruda realidad: la transición hacia un sistema eléctrico dominado por energías renovables, si bien es esencial para la descarbonización, introduce nuevas y complejas vulnerabilidades si no se gestiona con la debida previsión y las inversiones adecuadas. El evento analizado, caracterizado por un colapso sistémico en cuestión de segundos, fue la consecuencia de operar una red con muy baja inercia y alta penetración de generación basada en inversores (principalmente solar en ese momento), exacerbada por la limitada capacidad de interconexión de la Península Ibérica con el resto de Europa. Las consecuencias, lejos de ser triviales, fueron devastadoras, incluyendo la pérdida de vidas humanas, la paralización de servicios críticos como hospitales y transportes, y un impacto socioeconómico masivo. Este escenario subraya que la fiabilidad y la resiliencia de la red eléctrica no son negociables.

    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.

    España se encuentra en una encrucijada: puede continuar por la senda de una rápida expansión renovable sin abordar de forma paralela y decidida las necesidades de estabilidad de su red, asumiendo un riesgo creciente de incidentes graves; o puede adoptar un enfoque proactivo, invirtiendo sustancialmente y de forma anticipada en la modernización de la red, en tecnologías de estabilización y en nuevos marcos operativos y de mercado.

    Lograr los ambiciosos objetivos de descarbonización del PNIEC requiere no solo instalar gigavatios de energía eólica y solar, sino construir un sistema eléctrico capaz de gestionarlos de forma fiable y segura en todo momento. Esto exige una visión integral que considere la generación, la transmisión, la distribución, el almacenamiento y la demanda como un todo interconectado, priorizando la seguridad y la robustez del sistema junto con la sostenibilidad y la asequibilidad para el usuario. La inacción, la ideologización, o la inversión insuficiente en la robustez de la red no solo amenaza con futuros apagones de consecuencias potencialmente aún más graves, sino que podría socavar el apoyo público y la viabilidad misma de la transición energética en España hacia la descarbonización. La inversión en una red eléctrica estable y resistente es, en última instancia, una inversión en el futuro seguro y próspero del país.

    Bibliografía