El informe final de la Entidad Europea de Operadores de Redes de Transmisión de Energía (ENTSO-E) sobre el apagón del 28 de abril de 2025 en España y Portugal —de 472 páginas, publicado el 20 de marzo de 2026— constituye el análisis más detallado de un fallo masivo en la red eléctrica europea en más de dos décadas. La conclusión del Grupo de Expertos es inequívoca: se trató de un fallo sistémico en la gestión de tensión, no de un problema tecnológico. Para los ingenieros de protección y control, el informe es obligatorio para su lectura.

Escala del Incidente

España perdió 25.638 MW —el 100% de la carga nacional—. Portugal perdió 5.900 MW —también el 100%. El evento fue clasificado como Escala ICS 3 (OB3), el nivel de gravedad más alto. La restauración tardó 12 horas en Portugal y 16 horas en España. La cascada que provocó todo esto se desencadenó en aproximadamente 90 segundos.

Qué Sucedió

A las 12:32 del 28 de abril de 2025, se produjeron las primeras desconexiones de generación en España. El sistema había sido seguro en N-1 según todos los cálculos de coordinación de los operadores de red de transmisión (TSO) durante la mañana. En segundos, grandes instalaciones renovables comenzaron a desconectarse por sobretensión. Solo en la región de Badajoz, más de 700 MW de energía fotovoltaica (PV) y solar termoeléctrica (CSP) se desconectaron en un solo evento, seguidos por casi 1.000 MW más en cinco provincias en los siguientes dos segundos. A medida que la tensión de la red de 400 kV ascendió por encima de 435 kV, las desconexiones se volvieron auto-reforzantes. La interconexión con Marruecos se desconectó, perdiéndose la sincronización entre la Península Ibérica y la Zona Sincrónica de Europa Continental, y ambas interconexiones HVDC y la última interconexión AC con Francia también se interrumpieron en segundos. Se activó la liberación automática de carga —pero la cascada ya estaba más allá de la recuperación. A las 12:33:29, apagón total.

Causas Raíz

El Grupo de Expertos identificó tres fallas interconectadas que transformaron una perturbación en un colapso.

El control de tensión no funcionó como se requería. La mayoría de las instalaciones renovables en España operaban en modo de factor de potencia fijo en lugar de modo de control de tensión. Cada variación en la potencia activa producía una variación proporcional en la potencia reactiva —y estas fluctuaciones de potencia reactiva provocan variaciones de tensión en la red de transmisión. Al mismo tiempo, varias generadoras convencionales no estaban entregando sus valores de referencia de potencia reactiva. Los reactores shunt se gestionaban manualmente, introduciendo retrasos en la respuesta. El código de red de España (P.O. 1.4, de 1998) permitía la operación de la red de 400 kV hasta 435 kV —mucho por encima del rango de 380–420 kV especificado en SO GL—, dejando casi ningún margen antes de alcanzar los umbrales de protección contra sobretensión.

Los ajustes de protección contribuyeron a la cascada. Un número significativo de relés de generadores tenía ajustes de sobretensión que no cumplían con los requisitos de RfG o SO GL. Algunas unidades se desconectaron instantáneamente ante sobretensión medida en un punto alejado del punto de conexión —provocando desconexiones durante transitorios que deberían haber superado. Al menos diez desconexiones no cumplieron con los requisitos aplicables. La automatización de protección, diseñada para salvaguardar activos individuales, se convirtió en un factor de cascada en el colapso.

Las pequeñas generadoras eran invisibles e incontroladas. Las instalaciones distribuidas de PV por debajo de 1 MW se desconectaron masivamente por sobretensión durante las fases críticas de la cascada. Los DSO no tenían visibilidad en tiempo real de su producción, ni ningún mecanismo para anticipar o gestionar su comportamiento a medida que se desarrollaba la cascada.

Nicholas Etherden, un especialista en redes que había escrito sobre la inestabilidad provocada por inversores ya en 2013, resumió los hallazgos de la investigación en LinkedIn tres días después de su publicación:

"Ahora es oficial que la interrupción no fue causada por la energía solar o eólica en sí. Se identificaron varios factores, siendo el más importante que el control de tensión — principalmente en la generación convencional — no cumplió con los requisitos. Además, se observó inestabilidad provocada por inversores 30 y 10 minutos antes de la perturbación."

"La lección clave, sin embargo, es: tenga cuidado con conclusiones simplificadas sobre sistemas complejos como la red eléctrica."

— Nicholas Etherden, especialista en redes, LinkedIn, 23 de marzo de 2026

Asignar la causa a una sola tecnología — en cualquiera de los dos sentidos — ignora por completo el propósito del informe.

Qué deben hacer ahora los ingenieros

Las 21 recomendaciones del Panel de Expertos abarcan modelado, operaciones, diseño de mercados y marcos regulatorios. Para los ingenieros de protección y control, tres áreas requieren atención inmediata.

  • Modo de control de tensión y rangos operativos armonizados. Todas las generadoras — incluidos los recursos basados en inversores — deben operar en modo de control de tensión, no en factor de potencia fijo. El rango operativo para redes de 400 kV debe armonizarse en 380–420 kV en toda Europa, eliminando las derogaciones nacionales que reducen los márgenes de protección. Los márgenes de potencia reactiva deben monitorearse en tiempo real, con alertas antes de alcanzar umbrales críticos de tensión.

  • Revisión de ajustes de protección. Cada sitio debe verificar que los ajustes de sobretensión y subtensión, los parámetros HVRT/LVRT y los retrasos de desconexión cumplan con los requisitos actuales de RfG y SO GL — y que las mediciones se realicen en el punto correcto de conexión. Para pequeñas generadoras por debajo de 1 MW, se deben introducir requisitos de resistencia a la caída de tensión a nivel regulatorio; hasta entonces, los operadores deben comprender que estos activos pueden desconectarse sin previo aviso.

  • Infraestructura de PMU y preparación para arranque en negro. La investigación se vio limitada por la cobertura insuficiente de PMU — los fenómenos de oscilación en los minutos previos al apagón no pudieron reconstruirse completamente. Ampliar la implementación de PMU, habilitar la detección automática de oscilaciones y estandarizar el intercambio de datos post-evento entre TSOs y DSOs son condiciones previas para prevenir el próximo incidente. Las pruebas obligatorias de arranque en negro — cada tres años o tras cambios significativos en los sistemas de AVR o protección — son igualmente críticas.

Lea el informe completo

El informe final del Grupo de Expertos de la ENTSO-E tiene 472 páginas y abarca la modelización de la red, el comportamiento de los sistemas de protección, el análisis de oscilaciones y 21 recomendaciones en detalle técnico completo. Para los ingenieros de protección y control, es una lectura obligatoria.

→ Informe final sobre el incidente en la red eléctrica en España y Portugal del 28 de abril de 2025