apagón
El Expert Panel europeo confirma el desarrollo del apagón del 28 de abril con desconexión de generación e incremento de tensiones en cascada
Según ha informado Red Eléctrica de España (REE), “la secuencia de hechos recogida en el informe fáctico que el Expert Panel ha publicado es coincidente con la que el operador del sistema recogió en su análisis del 18 de junio. El Expert Panel, cuya constitución y funciones se regulan por la normativa europea, aúna a 45 expertos procedentes de los operadores del sistema de varios países europeos, Centros de Coordinación Regionales (RCC), Acer y otros 12 reguladores nacionales europeos, que en los últimos meses han investigado el incidente eléctrico del pasado 28 de abril”.
El posterior análisis de estos hechos llevará a la identificación de las causas del incidente y recomendaciones, que se incluirán en un informe final cuya publicación se espera en el primer trimestre de 2026, tal y como informa el Expert Panel.
En concreto este informe que se ha presentado y que se centra en una relación de hechos probados, acredita que:
-A partir de las 12:03 se registraron dos oscilaciones fuertes en el sistema, la primera de carácter local y la segunda típica de alcance europeo, denominada interárea. Según explica el informe, los TSO español y francés resolvieron exitosamente estas situaciones mediante la aplicación de medidas de mitigación que se encuentran protocolizadas. Tras la implementación de estas medidas las tensiones en la red de transporte gestionada por Red Eléctrica estaban dentro del límite operacional.
-Siguiendo la secuencia de los hechos del informe del Expert Panel, las primeras desconexiones de generación se dieron en las redes de distribución – que no gestiona Red Eléctrica – y en un momento en el que las tensiones en la red de transporte estaban dentro del límite operacional. Un límite que se encuentra en España en los 435 kV como ha confirmado la propia CNMC al mismo Panel.
-En cuanto al comportamiento de la generación convencional en el control de las tensiones, el informe aporta diferentes gráficas por zonas del sistema español en las que se observa cómo la absorción de reactiva agregada de los grupos de más de 100 MW de potencia instalada se encuentra por debajo de la aportación requerida normativamente (P.O.7.4), muy especialmente en la zona suroreste y centro. Esto contrasta con el desempeño de las centrales en Portugal, donde los datos contenidos en el informe confirman que se ajustaron con precisión a sus requerimientos.
Este aspecto es especialmente relevante teniendo en cuenta que Red Eléctrica realiza sus análisis de seguridad y consecuente programación de restricciones técnicas considerando siempre que todos los grupos cumplen con sus obligaciones técnicas contempladas en la normativa.
La desconexión de la red de transporte de los primeros contingentes de generación se produjo cuando las tensiones se encontraban dentro del límite operacional.
El informe confirma un desarrollo del incidente en cascada en forma de desconexión de generación, incremento de las tensiones y nuevas desconexiones de generación.
Respecto a la programación de ese día, el informe también aporta otros datos relevantes:
-Confirma que de 12 a 13h del 28 de abril, en el sistema se encontraban conectados más de 40 grupos convencionales (térmicos e hidráulicos) de más de 30 MW con obligación de controlar dinámicamente la tensión.
-Cuantifica la inercia existente en España y Portugal, corroborando que en ambos sistemas era superior a la recomendación de ENTSO-E (2 s). Estos son algunos de los hechos que verifica el informe fáctico publicado.
Estabilidad de la red eléctrica: tensión y frecuencia
Texto:
Juan José García Pajuelo, Director Técnico de la Unidad de Energía, Arram Consultores
Pablo Jiménez Gutiérrez, Ingeniero Industrial, Arram Consultores
INTRODUCCIÓN
El pasado 28 de abril de 2025, un apagón eléctrico de gran alcance afectó repentinamente a la mayor parte de España y Portugal, provocando interrupciones en el suministro eléctrico que impactaron tanto a infraestructuras críticas como a servicios esenciales. Aunque la duración del corte fue breve en muchas zonas (de unos minutos a poco más de una hora), su magnitud y la sincronía entre ambos países generaron gran preocupación tanto en ámbitos institucionales como técnicos. Este incidente ha vuelto a poner sobre la mesa la vulnerabilidad de los sistemas eléctricos interconectados y la necesidad de revisar y reforzar los mecanismos de protección, respuesta y recuperación ante fallos en la red. Todo esto ocurre en un contexto de transición energética, digitalización e integración creciente de energías renovables, que supone nuevos desafíos para la estabilidad del sistema.
Eventos como el del 28 de abril son clave para el análisis técnico, la prevención de futuros incidentes y la mejora de la resiliencia de las infraestructuras eléctricas. A continuación, se examina con detalle lo sucedido y las implicaciones para el futuro del sistema eléctrico.
1. ANÁLISIS GENERAL DE LA GENERACIÓN Y DEMANDA
En el sistema eléctrico español, es fundamental que la generación y la demanda estén equilibradas en todo momento, ya que la electricidad no se puede almacenar fácilmente a gran escala. Red Eléctrica de España (REE) es responsable de coordinar esta tarea mediante predicciones precisas de la demanda, considerando el consumo histórico, la hora del día, la meteorología y eventos excepcionales.
Fuente: Red Eléctrica de España
A partir de estas predicciones se diseña un plan de producción, conocido como despacho de generación, que determina qué tecnologías se utilizan para cubrir la demanda en cada momento. Las energías renovables como son la solar, eólica e hidráulica, tienen prioridad porque su coste de producción es bajo y no generan emisiones contaminantes. Sin embargo, su disponibilidad depende de factores externos, como el viento y el sol, lo que puede introducir variabilidad.
La energía nuclear ofrece una base constante y estable, mientras que los ciclos combinados de gas natural son tecnologías flexibles que pueden ajustarse a la variación de la demanda. Cuando la demanda real no coincide con la prevista, REE recurre a ajustes en tiempo real mediante centrales de respuesta rápida, como las hidráulicas o de gas, e interconexiones internacionales con Francia, Portugal o Marruecos.
El incremento de la generación renovable, aunque esencial para la sostenibilidad ambiental, plantea nuevos retos técnicos. La variabilidad del viento y del sol obliga a mejorar la capacidad de predicción, aumentar la flexibilidad del sistema e invertir en tecnologías de almacenamiento energético, como baterías o bombeo hidráulico reversible. Estas soluciones permiten almacenar la energía excedente y liberarla cuando es necesaria, contribuyendo a mantener la estabilidad del sistema. Así, el sistema eléctrico español funciona como un engranaje dinámico y preciso, donde la sincronización entre generación y demanda es esencial para garantizar la continuidad del suministro y avanzar hacia un modelo energético más sostenible y resiliente.
2.LOS SUCESOS DEL 28 DE ABRIL: QUÉ OCURRIÓ
El 28 de abril de 2025 mostró un perfil eléctrico muy característico de un día primaveral en España, con cielos despejados y una fuerte presencia de energías renovables, especialmente la solar. La gráfica de generación y demanda de ese día muestra con claridad cómo se comporta el sistema eléctrico en un contexto de transición energética, en el que las fuentes limpias tienen un peso creciente pero aún requieren respaldo en determinadas franjas horarias. Sin embargo, este día se produjo un colapso casi instantáneo del sistema eléctrico, que sorprendió por su magnitud.
Fuente: App redOS (Red Eléctrica de España)
Llegados a este punto, cualquiera se haría la misma pregunta… ¿cómo es posible, que uno de los sistemas eléctricos más seguros del mundo pudiera caerse en cuestión de segundos?
Aunque los detonantes aún no se conocen con exactitud, los tres eventos clave que desencadenaron el apagón fueron los siguientes:
12:33 h: Se desconectaron casi simultáneamente tres puntos críticos de generación eléctrica en el suroeste de España, donde ya se habían detectado grandes fluctuaciones de tensión. En apenas 20 segundos, se perdieron más de 2,2 GW de potencia, lo que provocó una caída abrupta de la frecuencia en la red y un aumento de la tensión.
Desconexión internacional: Francia se aisló automáticamente del sistema eléctrico ibérico como medida de protección frente a la inestabilidad. Esta desconexión dejó a España y Portugal sin respaldo externo, agravando aún más la falta de equilibrio y aumentando la vulnerabilidad de la red.
Desconexión en cascada: La pérdida inicial de generación y la ausencia de apoyo externo provocaron una desconexión en cascada de otras plantas generadoras, incluyendo centrales síncronas que se apagaron automáticamente por seguridad. En solo cinco segundos, se perdieron 15 GW de generación, lo que equivalía al 60% de la demanda en ese momento.
El sistema eléctrico español operaba con baja inercia ese día, debido a la alta penetración de energías renovables y la menor presencia de generación síncrona (como la nuclear o el gas). Esta baja inercia redujo drásticamente la capacidad de la red para absorber perturbaciones y estabilizarse, facilitando así la propagación de las desconexiones en cascada.
3.RESPUESTA DE LAS PLANTAS FOTOVOLTAICAS (PFV)
Para aclarar si la generación renovable fue responsable directa del apagón, es esencial comprender cómo responden las plantas fotovoltaicas (PFV) ante perturbaciones como las de ese día. Aunque la alta presencia de renovables y la baja inercia contribuyeron a la inestabilidad general, las PFV no fueron la causa directa del colapso.
El origen real del apagón fueron las bruscas variaciones de tensión y frecuencia que afectaron a grandes nudos eléctricos en el sur de España, propagándose rápidamente al resto de la red ibérica. La desconexión automática de las plantas generadoras fue un mecanismo de seguridad diseñado para proteger sus equipos y evitar daños mayores en las instalaciones, que habrían supuesto pérdidas económicas millonarias y un impacto aún más severo en la economía nacional.
La ministra para la Transición Ecológica y Reto Demográfico, Sara Aagesen, confirmó que la energía solar fotovoltaica no fue la causante directa del apagón. Las PFV, como el resto de plantas generadoras, están reguladas por la Norma Técnica de Supervisión (NTS) y la Orden TED 749/2020.
Según estas normas, las plantas renovables pueden operar un máximo de 60 minutos cuando la tensión varía ±10%, con tiempos de respuesta muy rápidos (menores a dos segundos). Para la frecuencia, se permite operar hasta 30 minutos cuando varía ±5%.
Si se superan estos límites, la normativa permite a las plantas desconectarse automáticamente para proteger sus equipos, especialmente las instalaciones basadas en electrónica de potencia (como las PFV), que son muy sensibles a las variaciones de frecuencia y tensión.
Las simulaciones realizadas (ver ilustraciones) muestran cómo las PFV, gracias a los inversores grid following, tienen gran capacidad de respuesta y se adaptan casi de forma instantánea a cambios bruscos en tensión y frecuencia. No obstante, cuando las perturbaciones superan los márgenes de seguridad técnica establecidos por la normativa, las plantas están obligadas a desconectarse. Este comportamiento, aunque protege los equipos, contribuyó a la desconexión masiva que amplificó el apagón.
Fuente: Simulación mediante software Digsilent Power Factory
Fuente: Simulación mediante software Digsilent Power Factory
4.CONCLUSIONES
El apagón del 28 de abril puso en evidencia que la alta penetración de renovables y la baja inercia del sistema eléctrico español generan vulnerabilidades ante perturbaciones bruscas e inesperadas. Aunque las plantas fotovoltaicas no causaron directamente el apagón, su desconexión masiva amplificó los efectos y aceleró la caída generalizada del sistema.
Este evento resalta la necesidad urgente de seguir desarrollando e integrando tecnologías de almacenamiento energético, como baterías, bombeo hidráulico o hidrógeno verde, que complementen a las fuentes renovables y ofrezcan la estabilidad y flexibilidad necesarias para una red eléctrica cada vez más compleja y dinámica. Además, la generación síncrona, como la nuclear o las plantas de gas, seguirá siendo esencial para aportar la inercia requerida y mantener la seguridad del sistema. Tecnologías complementarias como los STATCOM también pueden ayudar a estabilizar la red y a mitigar estos riesgos.
En suma, aunque las energías renovables son la base de un sistema más limpio y eficiente, su integración debe realizarse junto a soluciones de almacenamiento y generación síncrona que garanticen la seguridad y fiabilidad del sistema eléctrico, asegurando así una transición energética justa, equilibrada y segura.
La demanda eléctrica el día del apagón fue un 40,9% inferior al mismo día del 2024
La demanda eléctrica nacional experimentó en abril un descenso del 2,1% con respecto al mismo mes del año anterior, según datos de REE, una vez descontados los efectos de laboralidad y temperatura. En términos brutos, se estima una demanda de 18.655 GWh, un 3,3% inferior a la demanda de abril de 2024. Cabe destacar que la Semana Santa en este 2025 ha tenido lugar en el mes de abril (del domingo 13 al domingo 20 de abril) mientras que, en 2024, tuvo lugar en marzo (del 24 al 31 de marzo).
Además, según datos provisionales, la demanda diaria de energía eléctrica del 28 de abril en España -día del histórico apagón que afectó a toda España durante gran parte de la jornada- fue un 40,9% inferior a la registrada en el día equivalente del año 2024, que fue el lunes 29 de abril. Por su parte, la demanda de energía eléctrica se contrajo un 12,7% el día 29 de abril de 2025 si comparamos con el día equivalente del año 2024.
De enero a abril de 2025, España ha registrado una demanda de 83.686 GWh, un 1,2% más que en el mismo periodo de 2024. De nuevo, si se tienen en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, la demanda aumenta un 0,5%.
Este mes de abril, las renovables han generado 12.955 GWh, cantidad con la que han alcanzado una cuota sobre el total del mix nacional del 64,3%. Por su parte, las tecnologías que no emiten CO2 equivalente produjeron el 78,9% del total. La eólica ha sido en abril la tecnología líder al obtener una cuota del 21,6% del total. Le sigue la solar fotovoltaica, con el 20,1%, y la hidráulica, con el 19,4% del total.
El 16 de abril se registró un nuevo máximo horario de participación renovable entre las 12.00 y las 13.00 horas, en los que estas tecnologías alcanzaron una cuota del 80,7%. Por su parte, la solar fotovoltaica alcanzó un nuevo récord horario el 21 de abril al registrar una participación sobre la estructura de generación de un 61% entre las 13.00 y las 14.00 horas.
Las tecnologías de almacenamiento permitieron en abril la integración de un total de 990 GWh de electricidad en el sistema eléctrico español, optimizando así un mayor aprovechamiento de la energía generada mediante tecnologías renovables. Por otra parte, 1.081 GWh de electricidad se han programado durante este mes para su exportación a nuestros países vecinos.
Energía de Extremadura 