Durante meses, el apagón ibérico se contó como una fábula sobre las energías renovables: demasiado sol, demasiado viento, demasiada poca máquina girando. Era una explicación cómoda porque encajaba con un prejuicio previo. El problema es que no resiste el análisis técnico. El informe final del panel de expertos de ENTSO-E, publicado el 20 de marzo de 2026, cierra la investigación con una conclusión que merece leerse con cuidado: el colapso fue una cascada de sobretensión, y ni la inercia ni el tipo de generación fueron su causa raíz.
Conviene entenderlo bien, porque el verdadero fallo no está en una tecnología, sino en cómo operamos, regulamos y protegemos una red cada vez más dominada por la electrónica de potencia. Esa lección vale para toda Europa.
01 Cinco segundos, quince gigavatios
A las 12:33 CEST del 28 de abril de 2025, el sistema eléctrico peninsular perdió alrededor de 15 GW en cinco segundos: cerca del 60% de la generación que había en ese momento. España y Portugal continental quedaron a oscuras durante unas diez horas en la mayor parte del territorio. La reposición fue lenta y desigual: el 62% de las subestaciones se reenergizó a las 9,5 horas, y el sistema español no quedó completamente restablecido hasta unas 15,5 horas después. Marruecos aportó hasta 900 MW por el enlace del Estrecho y Francia hasta 2 GW para apoyar el arranque. No fue un parpadeo: fue un colapso total de un sistema síncrono continental.
02 Las oscilaciones y un remedio que subió la tensión
La media hora previa no fue tranquila. ENTSO-E identifica dos episodios de oscilaciones de potencia: uno local entre las 12:03 y las 12:07, que afectó sobre todo a España y Portugal, y otro inter-área entre las 12:16 y las 12:22. Para amortiguarlos, los operadores tomaron medidas razonables: redujeron la exportación hacia Francia, acoplaron líneas internas en el sur de España y cambiaron el modo de operación del enlace Francia-España. Funcionó para las oscilaciones. Pero tuvo un efecto secundario decisivo: la tensión del sistema ibérico empezó a subir. Aquí está la primera lección de ingeniería, incómoda y poco mediática: estabilizar una variable puede desestabilizar otra si no se vigila el conjunto.
03 La cascada: cuando la tensión se realimenta
Hacia las 12:33, la tensión en el sur de España subió de forma drástica y arrastró a Portugal. A partir de ahí, el sistema entró en un bucle de realimentación positiva, el mecanismo que define un apagón por sobretensión. Una tensión anormalmente alta hace saltar las protecciones de los generadores, que se desconectan; al salir generación que estaba absorbiendo reactiva, la tensión sube todavía más; esa subida dispara nuevas protecciones, y así sucesivamente. Un transformador en Granada disparó a las 12:32:57 para protegerse de la sobretensión, llevándose por delante generación fotovoltaica, termosolar y eólica. La reacción en cadena de desconexiones provocó finalmente la caída de frecuencia y la pérdida de sincronismo de toda la Península.
04 La reactiva que estaba disponible y no se activó
Aquí aparece el hallazgo más revelador del informe. El control de tensión en alta tensión se hace, en buena parte, gestionando potencia reactiva: inyectándola para subir la tensión, absorbiéndola para bajarla. ENTSO-E detectó desajustes recurrentes entre la reactiva que se esperaba de algunos usuarios del sistema y la que realmente entregaban en tiempo real, lo que mermó la eficacia del control de tensión justo cuando hacía falta reaccionar rápido. Y un detalle demoledor: había una capacidad sustancial de reactores shunt —el recurso clásico para absorber reactiva y bajar la tensión— que estaba disponible y no se activó durante la subida previa al apagón. No fue un problema de falta de recursos físicos, sino de visibilidad, coordinación y activación a tiempo.
05 Protecciones mal ajustadas: el disparo prematuro
Si una sola palabra resume el lado evitable de este apagón, es ajuste. El análisis de ENTSO-E y el de Red Eléctrica coinciden en que numerosos generadores se desconectaron antes de alcanzar los umbrales de tensión fijados en el procedimiento de operación P.O.1.1 y en la Orden TED/749/2020. La causa: ajustes de protección locales demasiado sensibles —medidas de sobretensión tomadas lejos del punto de conexión, o disparos instantáneos sin retardo— que desconectan generación de forma innecesaria cuando la tensión oscila o sube de manera transitoria. Cada uno de esos disparos prematuros añadió leña a la cascada. Una protección existe para salvar el equipo; mal calibrada, puede acabar tumbando el sistema que pretende proteger.
06 Por qué la inercia no era la respuesta
El argumento más repetido fue que con más generación síncrona —más turbinas pesadas girando, más inercia— el apagón no habría ocurrido. El informe lo descarta sin ambigüedad: incluso con valores de inercia significativamente mayores, la pérdida de sincronismo no se habría evitado dada la secuencia concreta de eventos. La inercia amortigua las variaciones de frecuencia, pero este fue, en primera instancia, un problema de tensión. Confundir ambas magnitudes ha desviado buena parte del debate público. La frase del presidente del consejo de ENTSO-E es difícil de malinterpretar: el problema no es la energía renovable, es el control de tensión, con independencia del tipo de generación.
El verdadero debate: diseño de sistema, no tecnología
Reducir este episodio a un choque entre renovables y nucleares es perder la lección. La red ibérica llegó al 28 de abril en un estado frágil: inestabilidad de tensión en los días previos, márgenes de seguridad ajustados frente a sobretensión y una topología de transmisión exigida. En ese contexto, lo que falló fue el sistema de control de tensión en su conjunto —recursos de reactiva poco visibles y mal coordinados, protecciones descalibradas, prácticas de regulación dispares entre agentes— no la presencia de paneles y aerogeneradores.
La consecuencia de diseño es clara y apunta hacia adelante. Primero, la reactiva tiene que ser visible, suficiente y activable en tiempo real, con incentivos de mercado que reflejen su valor como servicio de red. Segundo, los ajustes de protección de la generación deben revisarse para evitar disparos prematuros ante transitorios. Y tercero, el recurso que más rápido puede aportar control de tensión —la electrónica de potencia de renovables y, sobre todo, las baterías operando como activo de red— debe pasar de ser un agente pasivo a uno que sostenga activamente la tensión. La paradoja es elegante: la misma tecnología señalada como culpable es, bien gobernada, una de las herramientas más finas para evitar el próximo apagón. Europa no necesita menos electrónica de potencia en su red; necesita exigirle que regule.
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