1. Descripción del apagón del 28 de abril de 20251
El lunes 28 de abril de 2025 se produjo un apagón eléctrico masivo que afectó simultáneamente a toda la España peninsular, Portugal e incluso parte del sur de Francia. El corte ocurrió repentinamente hacia las 12:30 hora local de Madrid, dejando sin luz a millones de personas en ciudades como Madrid, Barcelona, Valencia, Lisboa y zonas rurales aledañas. Se trata del peor apagón en la historia reciente de España, provocando una paralización generalizada del transporte y de las comunicaciones, así como interrupciones en comercios, aeropuertos, hospitales y servicios básicos en cuestión de minutos. Lejos de resolverse rápidamente, la situación se prolongó durante horas: a media tarde comenzó a recuperarse el suministro en algunas áreas, y avanzada la noche aún persistían cortes en regiones del extremo norte y sur de la península. Gracias al apoyo de las interconexiones eléctricas con países vecinos - Francia y Marruecos se aceleró la recuperación gradual del voltaje y de la carga en distintas zonas. Para la madrugada del día siguiente, 29 de abril, el servicio eléctrico estaba prácticamente restablecido en un 99,95% de la demanda normal, tras alrededor de 24 horas de labores de reposición.
¿Qué provocó el mayor apagón eléctrico en décadas el 28 de abril de 2025 en España y Portugal?
¿Fue culpa de las energías renovables o hubo otra causa? Estas y otras preguntas las descubrirás en este artículo.
2.Causas oficiales del apagón
El informe oficial sobre las causas del apagón vio la luz 49 días después del suceso: el 17 de junio de 2025, el Gobierno de España presentó el documento que identifica las causas técnicas fundamentales del colapso del sistema eléctrico. El fallo en el control de tensión fue el eje central del incidente, y las conclusiones son las siguientes:
1. Red Eléctrica de España (REE) había planificado contar con 10 generadores síncronos, pero uno de ellos fue retirado la noche anterior para mantenimiento y no fue sustituido, dejando solo 9 unidades operativas.
2. Las 9 centrales restantes no cumplieron completamente su función de estabilización de tensión, debido a un nivel insuficiente de excitación (absorción de potencia reactiva menor a la requerida).
3. Varias unidades se desconectaron antes de los umbrales establecidos, lo que provocó un efecto en cascada que agravó el desequilibrio y condujo al colapso del sistema.
✅ Conclusión oficial
El sistema disponía de capacidad generadora suficiente, pero falló el control dinámico de tensión por errores de planificación de REE y falta de respuesta técnica adecuada de las centrales síncronas.
1. Red Eléctrica de España (REE) había planificado contar con 10 generadores síncronos, pero uno de ellos fue retirado la noche anterior para mantenimiento y no fue sustituido, dejando solo 9 unidades operativas.
2. Las 9 centrales restantes no cumplieron completamente su función de estabilización de tensión, debido a un nivel insuficiente de excitación (absorción de potencia reactiva menor a la requerida).
3. Varias unidades se desconectaron antes de los umbrales establecidos, lo que provocó un efecto en cascada que agravó el desequilibrio y condujo al colapso del sistema.
✅ Conclusión oficial
El sistema disponía de capacidad generadora suficiente, pero falló el control dinámico de tensión por errores de planificación de REE y falta de respuesta técnica adecuada de las centrales síncronas.
3.¿Qué papel jugaron las eólica y solar en el apagón?
Según el informe oficial, la energía solar y eólica no fueron la causa directa del apagón. Sin embargo, su alta presencia en el mix eléctrico durante el 28 de abril contribuyó a una falta de generación síncrona disponible, fundamental para el control dinámico de la tensión.
Las tecnologías renovables conectadas a través de electrónica de potencia (como la fotovoltaica y la eólica) no aportan inercia ni regulación de tensión de forma natural, lo que limita su capacidad de respuesta ante perturbaciones graves. Esta debilidad estructural del sistema, con escasa capacidad de absorción de potencia reactiva, fue un factor que agravó la inestabilidad, aunque no originó el colapso.
Las tecnologías renovables conectadas a través de electrónica de potencia (como la fotovoltaica y la eólica) no aportan inercia ni regulación de tensión de forma natural, lo que limita su capacidad de respuesta ante perturbaciones graves. Esta debilidad estructural del sistema, con escasa capacidad de absorción de potencia reactiva, fue un factor que agravó la inestabilidad, aunque no originó el colapso.
4.Opinión de Terra Eólica: causas estructurales de estabilización de tensión
Desde el equipo técnico de Terra Eólica, consideramos que uno de los factores clave detrás del incumplimiento por parte de varias centrales generadoras en la provisión de reserva de generación síncrona y control de tensión es de naturaleza económico-regulatoria, más que puramente técnica.
1. Subexcitación deliberada de generadores
El fenómeno de subexcitación —es decir, operar los generadores síncronos con niveles reducidos de excitación— disminuye la capacidad de inyectar o absorber potencia reactiva, elemento esencial para mantener la tensión dentro de márgenes seguros.
Aunque Red Eléctrica de España (REE) establece requisitos técnicos para la regulación de tensión, en la práctica, algunas centrales operan en el límite inferior de su banda obligatoria, sin garantizar una respuesta adecuada ante perturbaciones. Este comportamiento no necesariamente infringe la normativa vigente, pero limita la eficacia del sistema para amortiguar oscilaciones.
2. Esquema de retribución limitado e insuficiente
Hasta fechas recientes, el sistema eléctrico español no establecía una remuneración explícita por el volumen de potencia reactiva realmente aportado o absorbido.
Los generadores estaban obligados a operar dentro de una banda de factor de potencia (normalmente ±0,95), sin recibir compensación adicional por el servicio de regulación de tensión, lo que genera dos efectos clave:
En consecuencia, existe una desalineación entre las obligaciones técnicas y los incentivos económicos, que desincentiva a los operadores a proporcionar una respuesta óptima.
3. Necesidad de una retribución proporcional al volumen de reactiva
Desde Terra Eólica proponemos establecer un esquema de retribución variable en función del volumen de potencia reactiva entregado o absorbido. Esta medida permitiría reconocer el valor real del servicio de control de tensión y alinear el comportamiento operativo con las necesidades del sistema.
Este enfoque ya se aplica en mercados internacionales más avanzados, como:
En ambos casos, los operadores del sistema cuentan con herramientas económicas eficaces para garantizar una respuesta fiable y suficiente ante situaciones de riesgo para la estabilidad de la red.
1. Subexcitación deliberada de generadores
El fenómeno de subexcitación —es decir, operar los generadores síncronos con niveles reducidos de excitación— disminuye la capacidad de inyectar o absorber potencia reactiva, elemento esencial para mantener la tensión dentro de márgenes seguros.
Aunque Red Eléctrica de España (REE) establece requisitos técnicos para la regulación de tensión, en la práctica, algunas centrales operan en el límite inferior de su banda obligatoria, sin garantizar una respuesta adecuada ante perturbaciones. Este comportamiento no necesariamente infringe la normativa vigente, pero limita la eficacia del sistema para amortiguar oscilaciones.
2. Esquema de retribución limitado e insuficiente
Hasta fechas recientes, el sistema eléctrico español no establecía una remuneración explícita por el volumen de potencia reactiva realmente aportado o absorbido.
Los generadores estaban obligados a operar dentro de una banda de factor de potencia (normalmente ±0,95), sin recibir compensación adicional por el servicio de regulación de tensión, lo que genera dos efectos clave:
- La entrega de potencia reactiva reduce la capacidad de generar potencia activa, que sí se comercializa en el mercado eléctrico.
- Esto implica una pérdida directa de ingresos para las centrales que prestan el servicio de forma activa, sin una compensación proporcional.
En consecuencia, existe una desalineación entre las obligaciones técnicas y los incentivos económicos, que desincentiva a los operadores a proporcionar una respuesta óptima.
3. Necesidad de una retribución proporcional al volumen de reactiva
Desde Terra Eólica proponemos establecer un esquema de retribución variable en función del volumen de potencia reactiva entregado o absorbido. Esta medida permitiría reconocer el valor real del servicio de control de tensión y alinear el comportamiento operativo con las necesidades del sistema.
Este enfoque ya se aplica en mercados internacionales más avanzados, como:
- ERCOT (Texas), donde los generadores reciben pagos explícitos por MVAr·h cuando se les instruye a operar fuera de su rango habitual de reactiva.
- PJM Interconnection, que retribuye la disponibilidad de capacidad reactiva y compensa los costes de oportunidad cuando las centrales deben ajustar su producción para sostener la tensión.
En ambos casos, los operadores del sistema cuentan con herramientas económicas eficaces para garantizar una respuesta fiable y suficiente ante situaciones de riesgo para la estabilidad de la red.
5.Conclusión
En un contexto de alta penetración renovable y menor número de generadores síncronos activos, garantizar el control de tensión se vuelve un reto estructural.
Por ello, revisar el marco regulador para remunerar proporcionalmente la provisión de potencia reactiva —no solo su disponibilidad— es fundamental.
Este cambio permitiría incentivar el cumplimiento técnico, evitar comportamientos que comprometan la estabilidad del sistema y alinear los intereses económicos de los generadores con la seguridad operativa del sistema eléctrico nacional.
Por ello, revisar el marco regulador para remunerar proporcionalmente la provisión de potencia reactiva —no solo su disponibilidad— es fundamental.
Este cambio permitiría incentivar el cumplimiento técnico, evitar comportamientos que comprometan la estabilidad del sistema y alinear los intereses económicos de los generadores con la seguridad operativa del sistema eléctrico nacional.