apagón
ENTSO-E publica el informe final del panel de expertos sobre el apagón del 28 de abril de 2025 en España y Portugal
El informe final del Panel de Expertos sobre el apagón del 28 de abril de 2025 en España continental y Portugal identifica sus causas y presenta recomendaciones para reforzar la resiliencia del sistema eléctrico interconectado europeo. Fue elaborado por un panel de 49 miembros, entre los que se incluyen representantes de los Operadores de Sistemas de Transmisión (TSO), los Centros de Coordinación Regional (RCC), la ACER y las Autoridades Reguladoras Nacionales (ARN), y estuvo presidido por expertos de dos TSO que no se vieron afectados. ENTSO-E, la Red Europea de Operadores de Sistemas de Transmisión de Electricidad, es la asociación que agrupa a los operadores de sistemas de transmisión (TSO) europeos.
La investigación concluye que el apagón fue consecuencia de la interacción de múltiples factores, entre ellos oscilaciones, fallos en el control de tensión y potencia reactiva, diferencias en las prácticas de regulación de tensión, rápidas reducciones de producción y desconexiones de generadores en España, así como capacidades de estabilización desiguales. Estos factores provocaron rápidos aumentos de tensión y desconexiones en cascada de la generación, lo que derivó en el apagón en la España peninsular y Portugal.
Con base en estos hallazgos, el Panel de Expertos formula recomendaciones para abordar cada uno de los factores identificados en el informe, con el fin de prevenir eventos similares en el futuro. Estas recomendaciones incluyen el fortalecimiento de las prácticas operativas, una mejor supervisión del comportamiento del sistema y una mayor coordinación e intercambio de datos entre los actores del sistema eléctrico. Los resultados de la investigación también subrayan la necesidad de que los marcos regulatorios se adapten para respaldar la naturaleza cambiante del sistema eléctrico.
El apagón del 28 de abril de 2025 fue un evento sin precedentes, y las recomendaciones buscan fortalecer la resiliencia del sistema con soluciones tecnológicamente viables. Este apagón pone de manifiesto cómo los acontecimientos a nivel local pueden tener repercusiones en todo el sistema y subraya la importancia de mantener una estrecha coordinación entre el comportamiento y la gestión de los sistemas locales y europeos, garantizando al mismo tiempo que los mecanismos de mercado, los marcos regulatorios y las políticas energéticas se mantengan alineados con los límites físicos del sistema.
“No se trata de las energías renovables, se trata del control de tensión (…). No hay nada en las recomendaciones que no pueda implementarse mañana (…) El control de tensión se conoce desde hace mucho tiempo”, declaró el presidente de ENTSO-E, Damián Cortinas, durante la presentación del informe final de la organización.
Según UNEF, “el informe completo de ENTSO-E sobre las causas del apagón ibérico proporciona mayor claridad tras meses de especulación y rumores poco útiles y pone de manifiesto la necesidad de evitar la asignación precipitada de culpas tras incidentes de este tipo.en el futuro.
Es fundamental que el incidente se reconozca en el contexto correcto. La generación solar ha crecido rápidamente en toda Europa, más rápido de lo que la regulación de la red ha podido adaptarse. La energía solar y eólica son ahora la mayor fuente de electricidad en la UE¹ y cuentan con capacidades técnicas para proporcionar control de tensión..
El 12 de junio de 2025, España actualizó el Procedimiento Operativo 7.4 para permitir que las renovables contribuyan al control de tensión. La implementación completa de este procedimiento se completó el 17 de marzo de 2026 y va a permitir contar con un sistema más robusto y mejor preparado para prevenir este tipo de incidentes.
Con los marcos adecuados, la energía solar y los sistemas de almacenamiento con baterías pueden mejorar la estabilidad de la red². Una mayor resiliencia de la red ayuda a suministrar electricidad más limpia y barata, y reduce la dependencia de Europa de los combustibles fósiles importados”.
La programación reforzada “antiapagones” representa el 0,8% del volumen de energía renovable no gestionable este año
La denominada programación “reforzada” ha representado de mayo a octubre un 2,34% de los costes totales del sistema eléctrico español, que en este periodo han superado los 18.000 millones de euros. De ese volumen, la programación reforzada ha supuesto 422 millones de euros.
En concreto, el análisis del mes de octubre resulta en los siguientes datos:
-El coste de la programación reforzada ha supuesto un 2,9 % sobre el precio final de la energía de este mes (95,01 €/MWh).
-Esto implica que, para un usuario sujeto a PVPC con un consumo medio mensual de 300 kWh, la operación reforzada ha tenido un coste en octubre de 3 céntimos al día según estimaciones de Red Eléctrica.
Es importante tener en cuenta que es incorrecto realizar comparativas directas con el año 2024, ya que el sistema eléctrico está en evolución y cada día se enfrenta a nuevas situaciones de operación no equivalentes a las del año anterior.
Por otro lado, en los primeros nueve meses del año, la programación reforzada representa el 0,8% del volumen de energía renovable no gestionable que no se integró en el sistema por motivos de seguridad. Son los llamados “vertidos técnicos” o por restricciones técnicas de red, cuyo aumento este año se debe fundamentalmente al incremento de la potencia instalada renovable.
Red Eléctrica no dispone de estimaciones de los denominados “vertidos económicos”, que es la energía que no se integra en el sistema porque no casa en los mercados por motivos ajenos a Red Eléctrica.
Según Red Eléctrica de España, El OS aplica este criterio de programación desde el pasado 30 de abril siendo su intención mantenerlo, con las necesarias adaptaciones a un sistema en constante transición, hasta que se aprueben e implementen todas las medidas normativas, varias de ellas propuestas en su informe de análisis del incidente; hasta tener claro el fenómeno que causó la oscilación anómala y forzada, y hasta que el comportamiento de los sujetos del sistema sea acorde a los requisitos normativos de control de tensión; pudiendo así mitigar tanto las variaciones rápidas de tensión como sus consecuencias, especialmente respecto a la eventual desconexión de instalaciones de generación conectadas a redes de distribución a las que no alcanza la observabilidad del OS y que se puso de manifiesto en el incidente del 28 de abril.
El MITECO refuerza el control del operador del sistema para las renovables para evitar nuevos apagones masivos
El Consejo de Ministros, a petición del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), ha aprobado un Real Decreto que modifica el Real Decreto 413/2014, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos (RECORE), al que están acogidas más de 62.000 instalaciones. Las nuevas disposiciones garantizan la rentabilidad regulada de las centrales en un entorno de mercado con precios cero y negativos, e incrementan la seguridad de suministro, al aumentar la visibilidad y el control del Operador del Sistema; también facilitan la integración del almacenamiento o refuerzan la sostenibilidad de tratamiento de residuos.
Los ingresos anuales de las instalaciones acogidas al RECORE se reducen si su número de horas equivalentes de funcionamiento –el cociente entre la energía vendida y la potencia instalada– se encuentran por debajo de un mínimo fijado para cada tipo de instalación. Con el objetivo de que el nuevo entorno de precios bajos no afecte a su rentabilidad regulada, ahora no se minorarán las horas equivalentes de funcionamiento por la energía vendida en horas con precio cero durante seis horas consecutivas o más, ni tampoco por la energía no vendida como resultado del proceso de restricciones técnicas.
El Real Decreto amplía las obligaciones de adscripción a un centro de control para las instalaciones de generación, y se incluyen también los almacenamientos, que tendrán que remitir telemedidas en tiempo real al Operador del Sistema y recibirán consignas de operación. Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte también deberán enviar telemedidas al Operador del Sistema.
Para potenciar la penetración del almacenamiento y de tecnologías flexibles, se modifica el orden de prelación del redespacho a la baja no basado en el mercado, suprimiendo el concepto de generación no gestionable e incorporando de forma expresa el almacenamiento. De este modo, tendrán prioridad para evacuar la energía producida:
- Instalaciones de renovables, incluyendo aquellas con almacenamiento, cuando la potencia del almacenamiento sea menor que la potencia de la instalación renovable.
- Instalaciones de cogeneración de alta eficiencia, incluyendo aquellas con almacenamiento.
- Resto de tecnologías.
Además, el Operador del Sistema podrá dar preferencia a las instalaciones que más contribuyan a garantizar la seguridad y la calidad del suministro.
Trasponiendo normativa europea y cumpliendo lo establecido en la Ley 7/2022, de residuos y suelos contaminados, se incorpora el principio de la jerarquía de los residuos a la normativa sectorial y se establece la obligación de certificar la recogida separada de residuos para que la incineración pueda percibir el RECORE. Además, se establece que la retribución de las plantas de tratamiento se ajustará en función del porcentaje de combustible que no acredite dicha recogida separada para la energía eléctrica generada.
También cumpliendo la legislación comunitaria, se establece un límite de emisión de 270 g de CO2 por kWh para las nuevas instalaciones de cogeneración y las renovaciones sustanciales de las existentes. Este tipo de tecnología, por otro lado, tendrá más flexibilidad para vender toda su energía neta generada en el mercado o en régimen de autoconsumo: las plantas podrán cambiar de una opción a otra de forma trimestral en lugar de anual.
Finalmente, el nuevo decreto, atendiendo a circunstancias surgidas tras la erupción volcánica en La Palma o la Dana de Valencia, aclara el procedimiento a seguir en caso de que se reduzca la generación de las instalaciones por causa de fuerza mayor, e introduce ajustes técnicos en la gestión de las liquidaciones del sistema realizadas por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
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