El 28 de abril de 2025, a las 12:33 CEST, los sistemas eléctricos de España y Portugal sufrieron un apagón. Una pequeña zona de Francia, cerca de la frontera con España, también se vio afectada durante un tiempo limitado.
Área afectada
El apagón afectó a toda la Península Ibérica, abarcando España y Portugal. Además, en Francia, una pequeña zona cercana a la frontera española sufrió interrupciones de suministro durante un tiempo limitado, y varios consumidores y generadores industriales se vieron afectados, en particular una central nuclear que falló aproximadamente al mismo tiempo que el incidente en la Península Ibérica. El resto del sistema eléctrico de la Europa continental no experimentó ninguna perturbación significativa.
Figura 1 – Área geográfica afectada por el incidente del 28 de abril de 2025.
Cronología preliminar de los acontecimientos
Se ha identificado una cronología preliminar, basada en la información conocida hasta el momento, sobre la compleja secuencia de eventos ocurridos antes del apagón. El Panel de Expertos establecerá la descripción final de la secuencia de eventos en un informe factual, seguido del análisis exhaustivo y las recomendaciones en el informe final, que se publicará próximamente.
Condiciones del sistema en la mañana del 28 de abril (09:00 – 12:00 CEST)
Durante la noche del 27 al 28 de abril, el sistema eléctrico ibérico operó con normalidad, sin variaciones notables en el perfil de tensión. Desde aproximadamente las 09:00 CEST, la variabilidad de la tensión en España comenzó a aumentar, pero sin variaciones significativas hasta las 10:30 CEST. A partir de las 10:30 CEST, comenzaron a producirse variaciones de tensión más significativas, como se ilustra en las figuras 2a y 2b. La tensión en el sistema de transmisión se mantuvo por debajo de los límites operativos superiores.1.
[1] 420 kV es el límite superior del rango de tensión para operación normal en Portugal (línea discontinua roja). En España, se aplican los siguientes límites de acuerdo con el Procedimiento Operacional oficial 1.4 (enlace), §3.2 (traducción libre): «Tensiones en los nodos: En condiciones normales de operación, la tensión a 400 kV en los nodos de conexión estará entre 390 y 420 kV. A 220 kV, la tensión estará entre 205 y 245 kV. Eventualmente, pueden alcanzarse valores máximos de hasta 435 kV y mínimos de hasta 375 kV a 400 kV. A 220 kV, las tensiones pueden descender hasta 200 kV. Toda instalación conectada directamente a la red de transporte debe ser capaz de soportar los valores anteriores sin sufrir daños ni desconexiones».
Figura 2a - Evolución de la tensión de 9:00 a 12:00 CEST en las principales subestaciones de transmisión de 400 kV en España y Portugal. [Fuente: Telemedidas cada 4'' de Red Eléctrica y REN]
Figura 2b - Evolución de la tensión de 9:00 a 12:00 CEST en las principales subestaciones de transmisión de 220 kV en España [fuente: Telemedidas cada 4'' de Red Eléctrica]
Figura 3 – Ubicación de las subestaciones donde se midió el voltaje
La Figura 4 muestra una representación visual de la distribución de tensión a las 12:00 CEST en la red de 400 kV de España y Portugal (400 kV corresponde a 1 pu). En ese momento, la tensión se situaba de nuevo cerca de los 400 kV, tras las variaciones de tensión descritas anteriormente:
Figura 4 - Mapa de calor de la tensión en la red de 400 kV (en pu) a las 12:00 CEST (fuente: datos PMU de Red Eléctrica, REN, RTE)
Condiciones del sistema antes del incidente (12:00 – 12:30 CEST)
Durante la media hora anterior al apagón se observaron dos periodos principales de oscilaciones (de potencia, tensión y frecuencia) en el Área Síncrona de Europa Continental (AECE).
El primero tuvo lugar entre las 12:03 y las 12:07 CEST. Un análisis preliminar de la información disponible indica que se trató de una oscilación forzada local (es decir, inducida por una fuente externa: una central eléctrica), con una frecuencia dominante de 0,64 Hz, que afectó principalmente a los sistemas eléctricos de España y Portugal. Como se muestra en la Figura 5, la oscilación forzada también excita el modo interárea Este-Centro-Oeste (0,21 Hz) con una pequeña amplitud.
Figura 5 – Datos característicos de las primeras oscilaciones (fuente: WAMS frecuencia de muestreo de 100 ms en la subestación Carmona de 400 kV) y contramedidas
Las formas modales (es decir, una técnica aplicada a las mediciones WAMS que permite mostrar la dirección de un modo oscilatorio) de la primera oscilación sugieren que se trata de un modo local entre dos grupos de generación en el sistema de la Península Ibérica, uno en el noreste de España y otro en el suroeste de España y Portugal. Esto se observa en la Figura 6, que muestra los vectores de oscilación orientados con un ángulo de aproximadamente 60°. Estas dos áreas son resultado de la alta impedancia observada por los generadores.
Figura 6 – Formas modales de la primera oscilación (fuente: mediciones WAMS de Red Eléctrica; REN y otros GRT de Europa continental)
Para amortiguar estas oscilaciones, los operadores en las salas de control de los GRT pertinentes adoptaron varias medidas de mitigación (definidas en los protocolos de operación establecidos):
Se activaron líneas para disminuir la impedancia del sistema y mejorar la estabilidad de los generadores.
Se ha establecido un modo de funcionamiento de potencia fija en el enlace HVDC entre España y Francia, ya que es una medida eficaz para mitigar las oscilaciones.
Se redujo el flujo entre España y Francia, como contramedida adicional para disminuir el ángulo del centro de inercia ibérico frente al resto del sistema eléctrico de la Europa continental.
Además se realizaron maniobras con reactores shunt para recuperar la tensión, que alcanzaba valores bajos transitoriamente durante la oscilación.
Varios productores de electricidad conectados al sistema de transmisión español confirmaron que estas oscilaciones eran claramente visibles en sus generadores.
La segunda oscilación se produjo entre las 12:19 y las 12:22 CEST. Se trató de una oscilación interárea, con una frecuencia dominante de 0,21 Hz, correspondiente al conocido modo continental Este-Centro-Oeste.
Figura 7 – Datos característicos de las segundas oscilaciones y aumento de tensión (fuente: WAMS frecuencia de muestreo de 100 ms en la subestación Carmona de 400 kV) y contramedidas
Las formas modales de la segunda oscilación, con sus vectores de oscilación alineados en la misma dirección, como se muestra en la Figura 7, demuestran claramente la naturaleza de una oscilación interárea. De hecho, toda la Península Ibérica oscila de forma coherente y con una amplitud similar a la del resto de la red europea continental.
Figura 8 – Formas modales de la segunda oscilación (fuente: mediciones WAMS de Red Eléctrica, REN y otros TSO de Europa continental)
Esta segunda oscilación se mitigó eficazmente mediante otras medidas de intercambio compensatorio, que redujeron nuevamente los flujos de energía entre España y Francia, y también con el acoplamiento de las líneas eléctricas internas en el sur de España.
La Figura 9 permite visualizar la evolución de la diferencia de ángulos de tensión en diversas ubicaciones del sistema ibérico (en comparación con una ubicación de referencia en la frontera franco-española) después de las 12:00 CEST. El efecto global de las contramedidas aplicadas tras las primeras oscilaciones es visible a las 12:10 CEST, cuando los ángulos entre diferentes ubicaciones en España se redujeron significativamente. El efecto inevitable del cierre de las líneas fue un aumento de la potencia reactiva inyectada en el sistema y, por consiguiente, un aumento de las tensiones.
Tras esta primera acción, los ángulos de tensión del sistema a las 12:15 CEST volvieron a los valores previos a la primera oscilación debido al aumento de los intercambios entre España y Francia, invalidando la medida de intercambio compensatorio previa. El aumento del ángulo creó de nuevo las condiciones para la segunda oscilación.
Figura 9 – Evolución de la diferencia de ángulo de tensión después de las 12:00 CEST y el efecto de las contramedidas en 4 puntos de la Península Ibérica (fuente: datos PMU de Red Eléctrica)
Tras la segunda oscilación, la tensión se situó en el rango de 390-420 kV, antes de volver a aumentar, pero aún dentro del rango de tensión operativa en la red de transmisión. En ese momento, los intercambios internacionales programados de España —todos destinados a la exportación— eran de 1.000 MW a Francia, 2.000 MW a Portugal y 800 MW a Marruecos.
Figura 10a - Evolución de la tensión de 12:00 a 12:30 CEST en las principales subestaciones de transmisión de 400 kV en España y Portugal. [Fuente: Telemedidas cada 4'' de Red Eléctrica y REN]
Figura 10b - Evolución de la tensión de 12:00 a 12:30 CEST en las principales subestaciones de transmisión de 220 kV en España [fuente: Telemedidas cada 4'' de Red Eléctrica]
Secuencia de eventos durante el incidente
La figura 11 a continuación muestra la evolución de la tensión y de la posición neta de intercambio de potencia activa de España a partir de las 12:32 CEST. Indica que, aproximadamente al momento en que la posición neta de intercambio de potencia activa de España comenzó a disminuir, la tensión comenzó a aumentar. El Panel de Expertos está examinando si, y en qué medida, el aumento de la tensión está relacionado con las siguientes posibles causas (lista no exhaustiva): (i) la reducción de la absorción de potencia reactiva por parte de los generadores, que disminuyeron su potencia activa operando con un factor de potencia fijo, y/o (ii) la reducción de la absorción de potencia reactiva por parte de las líneas de transmisión, asociada a su carga, y/o (iii) el aumento de la inyección de potencia reactiva desde los sistemas de distribución. Esta posible correlación podría haberse visto exacerbada por el hecho de que la reducción de la potencia activa (y, por lo tanto, de la absorción de potencia reactiva) tuvo lugar principalmente en la parte sur del sistema, lo que provocó una ruta de transmisión más larga y de baja carga de la exportación hacia Francia.
Figura 11: Evolución de la tensión en la subestación de Carmona y de la posición neta de intercambio de potencia activa de España en el minuto anterior al apagón (fuente: datos PMU de Red Eléctrica)
Los datos preliminares disponibles indican la siguiente secuencia de eventos tras el aumento de tensión descrito entre las 12:32:00 y las 12:32:57 CEST. Antes de los eventos descritos, la tensión en la red de transmisión se encontraba por debajo del límite operativo superior.
A las 12:32:57, 12:33:16 y 12:33:17 CEST
Se observaron pérdidas de generación en las regiones de Granada, Badajoz y Sevilla, por un total estimado inicialmente de 2200 MW.
El primer evento se debió a la desconexión de un transformador de generación debido a un problema en el lado de baja tensión, en la zona de Granada, que conectaba diferentes instalaciones de generación (fotovoltaica, eólica y termosolar) a la red de transporte y que inyectaba 355 MW. La desconexión del transformador y la consiguiente pérdida de opciones de alimentación también explican las desconexiones de algunas unidades de generación conectadas a este transformador por sobrefrecuencia, mientras que otras se desconectaron por sobretensión, según informaron los operadores de las centrales.
El segundo evento incluyó viajes de instalaciones fotovoltaicas y termosolares conectadas a dos subestaciones de transmisión de 400 kV, en el área de Badajoz, con una inyección total interrumpida de alrededor de 720 MW.
El tercer evento incluyó varios viajes, en diferentes zonas, en menos de un segundo: parques eólicos en Segovia y Huelva, fotovoltaicos en Badajoz, Sevilla, Cáceres y Huelva y termosolar en Badajoz, y otros generadores en diferentes localizaciones para un total de más de 1100 MW, como confirma la variación de frecuencia.
Las causas de estos tres sucesos aún están siendo investigadas.
No se observaron interrupciones de generación en Portugal ni Francia durante este período. Como resultado de estos eventos, se observó un aumento de tensión en España, lo que provocó un aumento similar en Portugal, mientras que la frecuencia disminuyó.
Entre las 12:33:18 y las 12:33:21 CEST
La tensión en la zona sur de España aumentó drásticamente, y consecuentemente también en Portugal. La sobretensión desencadenó una cascada de pérdidas de generación que provocaron una caída de la frecuencia de los sistemas eléctricos español y portugués.
A las 12:33:19 CEST
Los sistemas eléctricos de España y Portugal comenzaron a perder el sincronismo con el sistema europeo.
Entre las 12:33:19 y las 12:33:22 CEST
Los Planes de Deslastre Automático y de Defensa del Sistema de España y Portugal, elaborados de acuerdo con el Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión, de 2 de agosto de 2017, por el que se establece una directriz sobre la operación de las redes de transporte de electricidad (SO GL), se activaron pero no lograron evitar el colapso del sistema eléctrico ibérico.
A las 12:33:21 CEST
Las líneas aéreas de corriente alterna entre Francia y España fueron desconectadas mediante dispositivos de protección contra la pérdida de sincronismo.
A las 12:33:24 CEST
Todos los parámetros del sistema eléctrico español y portugués colapsaron, y las líneas HVDC entre Francia y España dejaron de transmitir energía.
Figura 13a - Evolución de la tensión después de las 12:30 CEST en las principales subestaciones de transmisión de 400 kV en España y Portugal. [Fuente: Datos PMU de Red Eléctrica y REN]
Figura 13b - Evolución de la tensión después de las 12:30 CEST en las principales subestaciones de transmisión de 220 kV en España [fuente: datos PMU de Red Eléctrica]
Figura 14 – Evolución de la frecuencia y la tensión en la subestación de Carmona (España) y de la frecuencia en el resto de Europa continental (subestación de Bassencourt, Suiza) durante el incidente (fuentes: Red Eléctrica, Swissgrid)
La evolución de la Tasa de Cambio de Frecuencia (RoCoF) en los momentos previos al apagón se ilustra en la Figura 15. Esta indica que el RoCoF en la zona se mantuvo dentro del rango absoluto de 1 Hz/s hasta las 12:33:20.400, cuando la frecuencia mínima ya rondaba los 49 Hz. Posteriormente, el valor absoluto del RoCoF superó 1 Hz/s, cuando las condiciones del sistema ya estaban degradadas.
Proceso de restauración
Tras el incidente, cada Operador del Sistema de Transmisión (OST) afectado activó inmediatamente sus respectivos planes de restauración del sistema, elaborados de conformidad con el Reglamento (UE) 2017/2196 de la Comisión por el que se establece un código de red en caso de emergencia y restauración de la electricidad (NC ER), así como cualquier otro procedimiento y protocolo pertinente para restaurar la tensión del sistema eléctrico.
La restauración del sistema eléctrico en algunas regiones de los sistemas portugués y español se vio facilitada, entre otros, por la activación de los recursos del sistema eléctrico, como los procesos de arranque en negro en ciertas centrales eléctricas, así como por las interconexiones existentes con Francia y Marruecos.
El rápido restablecimiento del suministro en España y Portugal demostró la preparación y eficiencia de los GRT afectados, Red Eléctrica y REN, con el apoyo y la colaboración del GRT francés RTE y la compañía eléctrica marroquí ONEE. Esto fue posible gracias al trabajo conjunto y la cooperación que los GRT han desarrollado a lo largo de los años, tanto entre los centros de control como dentro de ENTSO-E. Además, la monitorización y coordinación en tiempo real del estado de los sistemas eléctricos europeos se logró mediante la plataforma European Awareness System, una herramienta desarrollada por todos los GRT de ENTSO-E.
Los principales pasos seguidos por los GRT para el proceso de restauración fueron los siguientes:
A las 12:35 y 12:43 CEST
REN solicitó la puesta en marcha en modo black-start de la central hidroeléctrica de Castelo de Bode y de la central de turbina de gas de ciclo combinado de Tapada do Outeiro.
A las 12:44 CEST
Se ha restablecido la primera línea de 400 kV entre Francia y España (parte oeste de la frontera).
A las 12:45 CEST
La central hidroeléctrica de Castelo do Bode, funcionando en modo black-start, conectada a los 220 kV de la subestación REN vecina.
A las 13:04 CEST
Se reactivó la interconexión entre Marruecos y España.
Desde el inicio de la restauración hasta aproximadamente las 13:30 CEST
Varias centrales hidroeléctricas en España con capacidad de arranque en negro pusieron en marcha sus procesos de arranque en negro para iniciar la restauración del sistema.
A las 13:35 CEST
Se reactiva la parte oriental de la interconexión Francia-España.
A las 16:11 CEST y a las 17:26 CEST
REN había establecido dos islas de restauración y estaba progresando y restableciendo rápidamente el suministro de la demanda en esas regiones, utilizando la central hidroeléctrica de Castelo do Bode y la central de turbina de gas de ciclo combinado de Tapada do Outeiro.
A las 18:36 CEST
Se reenergizó la primera línea de interconexión de 220 kV entre España y Portugal, lo que permitió acelerar la restauración del sistema portugués.
A las 21:35 CEST
Se reenergizó la línea de interconexión sur de 400 kV entre España y Portugal.
A las 00:22 CEST del 29 de abril de 2025
Se completó el proceso de restauración de la red de transmisión en Portugal.
Alrededor de las 04:00 CEST
En España finalizó el proceso de restauración de la red de transmisión.
Las siguientes cifras indican la evolución del consumo y del mix de generación en España y Portugal antes del apagón, durante y después del proceso de restauración.
Figura 16a – Mix de generación y consumo en España los días 28 y 29 de abril
Figura 16b – Mix de generación y consumo en Portugal los días 28 y 29 de abril
Investigación del panel de expertos
Publicaciones y documentosTras el apagón del 12 de mayo de 2025, la ENTSO-E creó un Grupo de Expertos conjunto, de conformidad con el artículo 15, apartado 5, del Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión, de 2 de agosto de 2017, por el que se establecen directrices sobre la operación de la red de transporte de electricidad (SO GL) y la Metodología de la Escala de Clasificación de Incidentes (ICS) . La Metodología ICS constituye el marco para la notificación y clasificación de incidentes en el sistema eléctrico, así como para la organización de su investigación, y es especialmente relevante para la labor del Grupo de Expertos.
De acuerdo con los requisitos legales tanto de SO GL como de la Metodología ICS, cuando el incidente se clasifica según los criterios de la Metodología ICS como incidente de escala 3 (apagón), el Panel de Expertos tiene la tarea de investigar las causas fundamentales del incidente, producir un análisis exhaustivo y hacer recomendaciones en un informe final que se publicará.
El Panel de Expertos está integrado por representantes de los GRT, la Agencia para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER), las Autoridades Reguladoras Nacionales (ARN) y los Centros de Coordinación Regional (CCR).
El Panel está dirigido por expertos de GRT no directamente afectados por el incidente, e incluye expertos tanto de GRT afectados como de los no afectados. El Panel de Expertos está dirigido por Klaus Kaschnitz (APG, Austria) y Richard Balog (MAVIR, Hungría).
Comunicados de prensa
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