Entso-E confirma la sobretensión como principal causa del apagón en su informe exhaustivo

El grupo de expertos creado por Entso-E para investigar el apagón del 28 de abril de 2025 en España peninsular y Portugal ha publicado hoy su informe exhaustivo con los hechos: 264 páginas que coinciden fundamentalmente con el informe oficial de lo sucedido presentado por el Gobierno de España en junio.

El informe presenta un relato detallado de las condiciones del sistema el 28 de abril que condujeron al apagón, la secuencia de acontecimientos y el proceso de restablecimiento.

La investigación, llevada a cabo por un panel de 45 expertos de operadores de sistemas de transporte y autoridades reguladoras de toda Europa, se basó en una amplia recopilación de datos de unidades de generación, usuarios importantes de la red y operadores de sistemas de transporte y distribución.

El “informe final” de Entso-E se presentará a principios de 2026 con un “análisis detallado” de las “causas raíz” del apagón, del que siguen faltando datos: analizarán cómo se realizó el control de tensión ese día y la “oscilación local” que provocó a las 12.03 una gran fotovoltaica de Iberdrola, incluirá un análisis detallado de las causas fundamentales y recomendaciones sobre cómo evitar que se produzcan acontecimientos similares en el sistema eléctrico europeo en el futuro.

Recopilación de datos

Los autores del informe señalan que los datos y la información solicitados a los operadores del sistema de distribución (DSO), que incluían información sobre cualquier desconexión de generadores antes del incidente; información sobre el mix de generación en la red de distribución antes del incidente; información sobre cualquier alarma de tensión o umbrales de tensión superados; e información sobre el deslastre de carga.

A los generadores, se les pidió un listado de las instalaciones de generación en funcionamiento el 28 de abril y cualquier estabilizador del sistema eléctrico relacionado; así como información sobre desconexiones e información sobre cualquier mal funcionamiento identificado relacionado con las oscilaciones.

“En Portugal y Francia, los TSO pudieron recopilar los datos necesarios y transferirlos oportunamente al Panel de Expertos, mientras que recopilar información en España fue más desafiante”, explican los autores del informe, y añaden que “33 empresas de generación y DSO compartieron con el Panel de Expertos todos los datos relevantes de los que disponían, mientras que otras ocho no dieron su consentimiento”.

Secuencia de los hechos

El apagón se produjo a las 12.33 horas del pasado 28 de abril. Según relata el informe, durante la media hora previa al incidente se observaron dos periodos principales de oscilaciones en el sistema eléctrico europeo y, para amortiguarlas, los operadores redujeron exportaciones España-Francia, acoplaron líneas internas en el sur y cambiaron el modo de operación del enlace franco-español. «Redujeron las oscilaciones, pero aumentaron la tensión en el sistema ibérico», apuntan los analistas.

A partir de las 12:32:00 se produjeron varias desconexiones importantes. Entre las 12:32:00.000 y las 12:32:57.000, se identificó una pérdida de 208 MW en generadores eólicos y solares distribuidos en el norte y el sur de España, así como un aumento de la carga neta en las redes de distribución de aproximadamente 317 MW, lo que podría deberse a la desconexión de pequeños generadores integrados < 1 MW (principalmente fotovoltaicos en tejados) o a un aumento real de la carga o a una combinación de ambos. Se desconocen las razones de estos eventos. Desde las 12:32:57.000 hasta las 12:33:18.020, se produjeron importantes desconexiones en las regiones de Granada, Badajoz, Sevilla, Segovia, Huelva y Cáceres, lo que provocó una pérdida adicional de generación de al menos 2 GW (los efectos de la desviación de frecuencia sugieren una pérdida de incluso 2,2 GW).

Esta fase de grandes eventos de desconexión comenzó unos milisegundos después de las 12:32:57 con el disparo de un transformador de generación en la región de Granada debido a la activación de una protección contra sobretensión en el lado de 220 kV de un transformador de 400/220 kV, que conecta varias instalaciones de generación (fotovoltaica, eólica y termosolar) a la red de transporte. El transformador inyectaba 355 MW a la red y la tensión en el nivel de 400 kV era de 417,9 kV en ese momento.

El siguiente evento consistió en dos series de disparos, lo que provocó una pérdida adicional de alrededor de 725 MW de instalaciones fotovoltaicas y termosolares conectadas a dos subestaciones de transporte de 400 kV en la zona de Badajoz. En la primera subestación, una línea de evacuación se disparó a las 12:33:16.460. La tensión a 400 kV, en el momento de este disparo, era de 435,4 kV, pero este valor ya podía estar influenciado por la pérdida de generación. En la segunda subestación, el disparo se produjo a las 12:33:16.820; se desconocen las razones de estos dos disparos.

A continuación, se produjeron varias desconexiones entre las 12:33:17 y las 12:33:18.020, lo que provocó la desconexión de la generación eólica y solar en Segovia, Huelva, Badajoz, Sevilla y Cáceres, con un total de aproximadamente 930 MW (o incluso más de 1100 MW, como indica la variación de frecuencia). Algunas de estas desconexiones se produjeron debido a la protección contra sobretensión, pero se desconocen la mayoría de ellas.

Desconexión de la generación en España durante el apagón.
*Fuente: Entso-E*

Causas identificadas y principales líneas de investigación

1) Aumento de tensión no controlado

Tras las primeras desconexiones de generación en el sur de España, la tensión del sistema superó los límites operativos en varias zonas de la red de transmisión española.

Esta sobretensión desencadenó una cascada de desconexiones, ya que los generadores y dispositivos de control no pudieron absorber o estabilizar la tensión creciente.

2) Desconexiones sucesivas de generación

Poco antes del apagón, se registraron una serie de desconexiones de unidades generadoras en Andalucía, Extremadura y otras zonas del sur, que sumaron alrededor de 2.200 MW de potencia perdida en pocos segundos.

Estas desconexiones fueron el punto inicial de una cadena que afectó la estabilidad del sistema.

3) Inestabilidad del sistema y falta de defensa eficaz del sistema eléctrico

Los mecanismos automáticos de defensa (como el corte de carga) fueron activados, pero no fueron suficientes para contener la caída del sistema.

Además, la secuencia de eventos sugiere que el despliegue de controles de tensión y otras medidas no respondió con la velocidad o amplitud necesaria.

4) Modo de apagón por alto voltaje (alta tensión)

Una hipótesis novedosa que extrae ENTSO-E es que este incidente podría corresponder a un modo de apagón inducido por sobrevoltaje, algo que no se había observado con anterioridad en el sistema eléctrico europeo.

5) Otros factores estructurales y de diseño del sistema

Baja interconexión de España
Limitaciones en el control de la tensión (los generadores síncronos convencionales eran los únicos autorizados a ofrecer regulación de tensión).
Oscilaciones del sistema: previamente al apagón se registraron oscilaciones de frecuencia y potencia entre la Península Ibérica y la red continental, aunque no se había logrado identificarlas completamente.

Próximo informe

El incidente ha sido clasificado como un evento de escala 3, el más alto en términos de gravedad dentro de la normativa europea en este ámbito: «Este informe factual destaca el carácter excepcional y sin precedentes de este incidente, ya que es la primera vez que una serie en cascada de desconexiones de componentes de generación, junto con aumentos de tensión, ha formado parte de la secuencia de acontecimientos que han provocado un apagón en la zona síncrona de Europa continental. Por lo tanto, es fundamental determinar de manera oportuna y exhaustiva las causas y las recomendaciones para el futuro”.

Tras la entrega de este informe factual, de acuerdo con la metodología del ICS, el Panel de Expertos elaborará un informe final previsto para el primer cuatrimestre de 2026.

Este abarcará:

1)las causas fundamentales y los factores que contribuyeron al incidente.

2)El control de tensión:

evaluar los procedimientos de planificación operativa y las herramientas de gestión de la tensión, así como su aplicación el 28 de abril.
evaluar el funcionamiento de los transformadores
evaluar el rendimiento de los generadores en lo que respecta a la tensión.

3)El comportamiento de los diferentes actores durante el incidente

la capacidad de resistencia a la tensión que debían soportar los generadores para el evento de desconexión pertinente, así como si las desconexiones se ajustaban a la normativa.
el impacto de los pequeños generadores conectados a la red de los DSO, incluyendo si son necesarias medidas y procedimientos adicionales para supervisar y remediar una gama más amplia de oscilaciones de frecuencia.
el rendimiento de los planes de defensa del sistema.
las distintas etapas de la fase de restauración, incluyendo la eficacia de los arranques autónomos y el rendimiento de las islas eléctricas iniciales.
la gestión de las alarmas en los centros de control de los TSO, DSO y generadores afectados.
las fluctuaciones de tensión que se produjeron en determinados días antes del 28 de abril para comprender mejor las circunstancias que se dieron el 28 de abril; el enlace HVDC el 28 de abril.
la pertinencia de los estudios (incluidos los de cortocircuito, flujos de carga, dinámica y oscilaciones) realizados por los TSO, los DSO y los operadores de redes privadas.
las medidas adoptadas por los TSO para mitigar las oscilaciones durante el 28 de abril, así como la forma en que estas medidas afectaron a las condiciones de tensión.
el aumento de la carga en la red de transporte coincidiendo con tres episodios de oscilaciones de frecuencia.
los análisis de seguridad de la planificación operativa y en tiempo real.
si se cumplieron los requisitos más relevantes para este incidente derivados de la normativa y los contratos europeos y nacionales.

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