Mientras el Gobierno presenta el informe sobre las causas del apagón, las eléctricas culpan a REE, pero piden ocultar qué instalaciones incumplieron

El Comité de Análisis de la Crisis, designado por el Consejo de Seguridad Nacional, presentó el martes el documento «Versión no confidencial del informe del comité para el análisis de las circunstancias que concurrieron en la crisis de electricidad del 28 de abril de 2025», es decir, su diagnóstico preliminar sobre el apagón. El Comité ha contado con dos grupos de trabajo, el Grupo de Trabajo de Ciberseguridad y Sistemas Digitales y el Grupo de Trabajo de Operación del Sistema Eléctrico, que han analizado más de 300 GB de información.

Esta es, resumida, la cronología del llamado apagón:

Fase O: Inestabilidad de tensión. En la mañana del día 28, las tensiones variaban con más intensidad de lo normal.

Fase 1: Oscilaciones en el sistema (12.00 h – 12.30 h). A las 12.03 h se registró una oscilación atípica, de 0,6 Hz, que provocó grandes fluctuaciones de tensión durante 4,42 minutos. REE a aplico las medidas protocolizadas para amortiguarla (aumentar el mallado de la red o reducir el flujo de interconexión con Francia), pero tuvieron como efecto secundario un incremento de las tensiones. A las 12.16 h se volvió a registrar una nueva oscilación, y a las 12.19 h otra oscilación más (0,2 Hz). REE aplicó las mismas medidas para amortiguarla, que contribuyeron, de nuevo, a aumentar la tensión.

Fase 2: Pérdidas de generación (12.32.57 – 12.33.18 h). La tensión empezó a subir de forma rápida y sostenida.

Fase 3: Colapso (12.33.18 – 12.33.30 h). El progresivo incremento de tensión produjo una reacción en cadena de desconexiones por sobretensión que no fue posible contener. Se registró una caída de frecuencia que derivó en la pérdida del sincronismo con Francia, el disparo de la interconexión con el resto del continente y el cero eléctrico peninsular.

Entre las principales conclusiones, adelantadas el martes por la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, se recoge que el origen fue multifactorial, con un comportamiento inusual del sistema eléctrico, vinculado a oscilaciones y sobretensiones mal gestionadas.

Además, se identificaron fallos en el control de tensión por parte de Red Eléctrica (REE) en la programación de unidades y en la respuesta de instalaciones de generación convencionales –esto es, menos centrales síncronas de las programadas, a lo que se suma que, además, algunas, no cumplieron con su cometido, a pesar de estar expresamente retribuidas para ello. Para ayudar a regular la tensión, el operador del sistema había programado 10 plantas térmicas, tres grupos nucleares y siete ciclos combinados de gas. Una de esas plantas avisó la tarde anterior al apagón de su indisponibilidad, pero REE decidió no sustituirla. El número final de centrales síncronas acopladas fue el más bajo del año, según el ministerio.

Se produjeron, además, desconexiones prematuras: secuenciado el evento al milisegundo, da una muestra de las plantas y su potencia generada en el instante exacto de la desconexión sin que se hayan superado los límites de tensión o frecuencia exigidos por normativa. Recoge, por tanto, incumplimientos de generadores cuya identidad, por ahora, es anónima, pues el informe oculta, a petición de las eléctricas, qué instalaciones fallaron.

En ese sentido, la patronal Aelec (formada por Endesa, Iberdrola y EDP España) subraya que las energéticas cumplieron la normativa durante el apagón y apuntan a la gestión de Red Eléctrica: “Disponía de recursos suficientes para garantizar el control de tensión”. En un comunicado, afirman que “las centrales de generación de los socios de aelēc han cumplido con los requerimientos regulatorios en materia de control de tensión, como los contempla REE en el proceso de cálculo de restricciones técnicas, llegando incluso a operar por encima de las obligaciones regulatorias para contribuir a la estabilidad del sistema eléctrico.”

Añaden que el 28 de abril, “Red Eléctrica de España disponía de recursos suficientes para garantizar el control de tensión, incluidas centrales síncronas que, no obstante, decidió no despachar. Optó por gestionar la tensión con una capacidad síncrona limitada y un reparto geográfico desequilibrado, lo que dejó al sistema en una situación de vulnerabilidad”.

El informe no define quién asumirá la responsabilidad técnica y operativa del fallo sistémico, pues, como dijo Sara Aagesen en la rueda de prensa tras el Consejo de ministros, serán “los procedimientos administrativos” y judiciales los que deban fijarlas.

En concreto, se encargarán de hacerlo la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), y la Audiencia Nacional, que ha abierto diligencias de investigación.

Propuestas de mejora

El informe refuerza la idea de que, al contrario de como se había venido asegurando en redes sociales, el origen del fallo no es cuestión de tecnología nuclear frente a renovable, sino de gestión de red y cómo flexibilizarla y mejorar sus servicios de sistema para atender a la nueva realidad del mix energético español.

El próximo martes, 24 de junio, se aprobará el Real Decreto-Ley de medidas urgentes para reforzar la seguridad del sistema eléctrico que anunció el martes la ministra, y que incluyen un mayor incremento de BESS; mejoras en los Servicios de Ajustes, incluyendo la creación de nuevos mercados; e impulso del Mercado de Control de Tensión, incentivando la participación local de renovables, actualización del PO7.4 (control de tensión). Si este servicio se debe retribuir o no es otro debate, pero la implementación de dicho control en los parques asíncronos y de generación de renovable garantiza su rapidez y bajo coste.

Entre las medidas, que se clasifican en ocho bloques relacionados con la operación del sistema y tres bloques centrados en ciberseguridad y sistemas digitales, se cuentan:

Refuerzo de la supervisión y la verificación del cumplimiento de todas y cada una de las obligaciones por parte de todos los agentes del sistema eléctrico
Se reforzarán los recursos que pueden controlar la tensión y proteger al sistema ante oscilaciones.
La tensión dinámica podrá ser regulada, como hasta ahora, por los equipos síncronos (hidroeléctricas, ciclos combinados de gas, centrales nucleares) y también por las instalaciones de generación renovable, además de incorporar compensadores síncronos y mejorar los servicios de ajuste.
Actualizar el procedimiento de operación de reposición del suministro.
Nueva planificación de Red de Transporte que priorice los consumos industriales, que permita aumentar la demanda, así como la flexibilidad del sistema.
Impulso al incremento de la demanda eléctrica y el incremento de la firmeza y flexibilidad del sistema eléctrico. Acelerar la planificación de la red de transporte Horizonte 2030 (apostar por el almacenamiento e impulsar las interconexiones).
Acelerar la transposición de la Directiva de Ciberseguridad y Entidades Críticas.
Impulsar controles y segmentación de redes e implementación de sistemas de detección y correlación de eventos que permitan una reacción temprana y eficaz ante cualquier anomalía.

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