El 3 de octubre, después de cinco meses de recopilar datos de los gobiernos y actores implicados tras el cero energético (blackout) del 28 de abril de 2028, la Red Europea de Operadores de Sistemas de Transmisión de Electricidad (Entso-E) presentó su informe "factual", con el que el organismo busca ofrecer "una explicación técnica y objetiva de lo sucedido" mediante la recopilación de los hechos. El informe no será no obstante el definitivo, ya que el organismo trabaja en uno final, que espera vea la luz en el primer trimestre de 2026, y que será un análisis detallado de las causas raíz y recomendaciones para prevenir futuros incidentes similares en el sistema eléctrico europeo.
Grid Incident in Spain and Portugal on 28 April 2025, 3 October 2025
Figura 1-2: Áreas de importantes eventos de desconexión de generación en España hasta las 12:33:18
"Esto nunca ha sucedido antes en Europa, y esto lo sabemos con certeza", ha asegurado en un breve encuentro con la prensa el presidente del Comité de Entso-E, Damian Cortinas, respecto a ese efecto de cascada de sobretensión que originó el colapso del sistema eléctrico peninsular, añadiendo que aunque no se dispone de toda la información de todos los países del mundo, "no se ha encontrado ninguna mención de este tipo de apagón en ningún lugar del mundo".
"Esto es nuevo. Por eso también necesitamos tiempo para analizar qué está pasando y qué podría pasar. Pero es una novedad. Este efecto cascada de sobretensión que provoca un apagón total es algo nunca visto en Europa. Y, por supuesto, un apagón total en dos países tiene importantes repercusiones para los ciudadanos y la sociedad", dijo.
Figura 3-1: Representación temporal y espacial de los eventos en el sistema eléctrico español y portugués. Los eventos señalados en el lado izquierdo del mapa se refieren a recursos distribuidos. Los eventos mencionados en la esquina superior derecha no se ubican con precisión en el mapa por razones de confidencialidad: su ubicación aproximada se indica mediante el área rodeada con el color correspondiente (p. ej., el evento 2b se ubica en el área azul).
De todas maneras, Cortinas dejó claro que el objetivo de este informe, realizado por un panel de 45 expertos de operadores de sistemas de transmisión -incluido el operador español Red Eléctrica de España (REE)- y autoridades reguladoras de toda Europa y basado en una amplia recopilación de datos de unidades generadoras, usuarios significativos de la red y operadores de sistemas de transmisión y distribución, no es el de señalar culpables, ya que eso corresponderá a las autoridades, sino el de "promover la transparencia, el aprendizaje y la mejora" mediante una explicación "técnica y objetiva de lo sucedido".
"La función de Entso-e no es atribuir responsabilidad a ninguna de las partes. Este no es nuestro mandato. No somos un organismo policial. No somos un organismo judicial. Sabemos que los problemas de responsabilidad son muy graves, especialmente en España. Este no es el objetivo de este informe. Es algo que las autoridades españolas asignarán cuando llegue el momento", dijo.
8 EMPRESAS NO DIERON SU CONSENTIMIENTO A TODA LA INFORMACIÓN
En lo que se refiere a la información recopilada, el organismo lamenta no haber podido obtener toda la necesaria, ya que, a pesar de que Red Eléctrica obtuvo el consentimiento de 33 empresas de generación y operadores de distribución de energía para compartir todos los datos relevantes de que disponía con el panel de expertos, hubo "ocho que no dieron su consentimiento".
En concreto, el informe subraya que esa mañana del 28 de abril de 2025 se caracterizó por una creciente generación de renovables, aunque, desde aproximadamente las 09.00 horas, la variabilidad de la tensión en España comenzó a aumentar, aunque sin variaciones significativas hasta poco después de las 10.30, "cuando la tensión en una parte de la red de transmisión de 400 kV se acercó brevemente, pero no superó, los 435 kV".
Sin embargo, durante la media hora anterior al apagón, se observaron dos periodos principales de oscilaciones (oscilaciones de potencia, tensión y frecuencia). La primera tuvo lugar entre las 12.03 y las 12.08 horas y la segunda se produjo entre las 12.19 y las 12.22 horas.
MEDIDAS PARA AMORTIGUAR OSCILACIONES AUMENTARON LA TENSIÓN
Para amortiguar estas oscilaciones, los operadores tomaron varias medidas de mitigación, como reducir la exportación de España a Francia, acoplar líneas eléctricas internas en el sur de España o cambiar el modo de operación del enlace HVDC entre Francia y España. No obstante, cree que, si bien estas medidas mitigaron las oscilaciones, "su naturaleza provocó un aumento de tensión en el sistema eléctrico ibérico".
Así, a las 12.32 horas, el punto de inicio del incidente considerado para el propósito del informe, la tensión del sistema eléctrico ibérico en el nivel de 400 kV estaba por debajo de 420 kV y no se pudo observar ninguna oscilación notable con una amplitud superior a 20 MHz.
DISPAROS DE GENERACIÓN Y PERDIDA DE 2 GW
Sin embargo, subraya que varios "disparos importantes" de generación ocurrieron a partir de las 12.32 horas y que entre ese instante y 57 segundos después se produjo una pérdida de 208 MW identificados en generadores eólicos y solares distribuidos en el norte y sur de España, así como un aumento de la carga neta en las redes de distribución de aproximadamente 317 MW, que podría deberse a la desconexión de pequeños generadores integrados de menos de 1 MW -principalmente fotovoltaicos en tejados- o a un aumento real de la carga o a una combinación de ambos.
Desconociendo las causas de estos eventos, el informe destaca que desde las 12:32.57 horas hasta las 12:33.18.020 horas, se produjeron "importantes eventos de desconexión" en las regiones de Granada, Badajoz, Sevilla, Segovia, Huelva y Cáceres, que resultaron en una pérdida adicional de generación de al menos dos gigavatios (GW), que pudo ser incluso de 2,2 GW.
Para Entso-e, algunos de estos disparos se produjeron debido a la protección contra sobretensiones, "pero la mayoría de los disparos son desconocidos".
Posteriormente, entre las 12:33.18 y las 12:33.21, la tensión en la zona sur de España aumentó bruscamente, y consecuentemente también en Portugal, con lo que esta sobretensión desencadenó una cascada de pérdidas de generación que provocó una disminución de la frecuencia de los sistemas eléctricos español y portugués.
Así, a las 12:33.19 horas, los sistemas eléctricos de España y Portugal comenzaron a perder sincronismo con el resto del sistema europeo y, entre las 12:33.19 horas y las 12:33.22 horas, se activaron los Planes de Defensa del Sistema y de deslastre automático de carga de ambos países, aunque no lograron evitar el colapso del sistema eléctrico ibérico.
Finalmente, a las 12:33.23.960 horas, la separación eléctrica del sistema ibérico se completó con la interrupción de las líneas HVDC que transmitían energía de España a Francia y todos los parámetros del sistema eléctrico español y portugués colapsaron.
La secuencia de los eventos principales se puede resumir de la siguiente manera:
» Entre las 12:32:00.000 y las 12:32:57.000, se produjo un aumento neto de la carga de aproximadamente 317 MW en las redes de distribución (evento 1), así como una pérdida de aproximadamente 208 MW en instalaciones de generación eólica y solar distribuida superiores a 1 MW, tanto en el norte (evento 2a) como en el sur (evento 2b) de España.
Al momento de redactar este informe, se desconocen la causa y la ubicación exacta de estos eventos, debido a la limitada observabilidad del GRT en el nivel de media/baja tensión. Las estimaciones se realizaron utilizando mediciones de unidades de medida fasorial (PMU) en las interconexiones, junto con las variaciones conocidas en la generación (aFRR). En particular, el Panel de Expertos aún no ha determinado si el aumento de la carga neta (evento 1) se debe a la desconexión de pequeños generadores integrados de menos de 1 MW (principalmente sistemas fotovoltaicos en tejados), a un aumento real de la carga o a una combinación de ambos.
» Unos milisegundos (ms) después de las 12:32:57, un transformador de evacuación de generación, propiedad del tercero A y operado por el tercero B, en la subestación de transmisión de 400 kV 1—Granada, se disparó (evento 3). Este transformador transfiere energía de varias centrales eólicas y solares al sistema de transmisión español.
En el momento del disparo, el flujo de potencia activa en este transformador era de aproximadamente 355 MW, del lado de 220 kV al de 400 kV.
El propietario informó que la causa del disparo fue una sobretensión en el lado de 220 kV del transformador. Según lo informado por el propietario, a las 12:32:57.155, el equipo de protección del lado de 220 kV registró una tensión de 242,9 kV en la fase B y se disparó (el ajuste de protección del relé de sobretensión era Ut = 110 % Un (242 kV), t = 0 s). A las 12:32:57.215, coincidiendo con el transitorio asociado a la apertura del interruptor, las fases A y C se dispararon (con una tensión registrada de 244,3 kV). El propietario no proporcionó ninguna medición de tensión para el lado de 400 kV del transformador. Hay disponible un registro COMTRADE en la TS1 de 400 kV de Granada, coincidiendo con el disparo del interruptor del transformador de 220 kV. Esta grabación fue captada por un sistema de protección de la línea de transmisión en la subestación antes mencionada: el valor de voltaje observado en este registro en el momento del disparo del transformador fue de 417,9 kV.
En una instalación conectada aguas abajo del transformador de 400/220 kV que se disparó, y conectada mediante una línea de 500 metros a la subestación de generación de 220 kV de Granada, se dispone de un registro oscilográfico con mediciones de tensión a 220 kV, que muestra que la tensión era de 237,5 kV en el momento del disparo del transformador. Según los datos SCADA, la lectura a las 12:32:56 fue de 233,4 kV (1,061 pu) en el transformador del lado de tensión de 220 kV. » Entre las 12:33:16 y las 12:33:17, se dispararon 725 MW adicionales de generación termosolar y fotovoltaica en la TS 1 de 400 kV de Badajoz y en la TS 2 de 400 kV de Badajoz, en el centro-sur de España (evento 4).
En la subestación de generación (GS) 1 de 400 kV de Badajoz, una línea de evacuación se disparó a las 12:33:16.460 por razones desconocidas. La GS 1 de Badajoz es una subestación colectora para la evacuación de la generación, cuyo punto de conexión se encuentra en la TS 1 de 400 kV de Badajoz. En ese momento, las plantas de generación desconectadas inyectaban 582 MW a la red. Inmediatamente después, la generación se conectó aguas abajo del transformador desconectado por sobrefrecuencia.
La línea de transmisión monitoreada por la unidad de gestión de potencia (PMU) en la subestación TS 1 de 400 kV — Badajoz se encontraba fuera de servicio durante el evento; por lo tanto, no se dispone de mediciones de la PMU de esta subestación. La última lectura de tensión del SCADA en la subestación TS1 de 400 kV — Badajoz (en una fase desconocida) a las 12:33:10 fue de 434,0 kV en la bahía de evacuación, 430,5 kV en la barra 1 y 429,9 kV en la barra 2. A las 12:33:16:420, la tensión de secuencia positiva en la PMU en la subestación TS 3 de 400 kV — Cáceres fue de 431,72 kV, y las mediciones de tensión en las fases A, B y C en la misma PMU fueron de 428,1, 436,8 y 430,2 kV, respectivamente. A las 12:33:16:460, la tensión de secuencia positiva en la TS 3 de 400 kV — Cáceres era de 435,4 kV, mientras que el flujo de potencia era de 851,7 MW hacia una subestación en el norte.
Estos valores ya reflejaban los cambios causados por la pérdida de generación. A las 12:33:16:680, la tensión de secuencia positiva en esta subestación alcanzó los 440,0 kV.
La tensión medida por la PMU se mantuvo por encima de los 440 kV hasta las 12:33:23:600.
Una planta fotovoltaica conectada a ella, la TS 2 de 400 kV — Badajoz, se disparó a las 12:33:16:820 por razones desconocidas. En ese momento, la planta estaba inyectando 145 MW a la red.
La PMU ubicada en la subestación estaba fuera de servicio en el momento del evento. La última lectura de voltaje SCADA en la subestación fue de 436,1 kV a las 12:33:16.
» Entre las 12:33:17 y las 12:33:18, se desconectaron aproximadamente 930 MW de generación eólica y solar en las líneas TS1 de 400 kV — Segovia, TS1 de 400 kV — Sevilla (evento 5a), TS1 de 400 kV — Badajoz, TS1 de 220 kV — Huelva, TS1 de 220 kV — Cáceres y TS3 de 220 kV — Badajoz (evento 5b).
Esta es la cantidad total de energía que se pudo estimar con base en las mediciones. Sin embargo, los efectos en la desviación de frecuencia sugieren que esta desconexión podría haber sido de hasta 1100 MW. » A las 12:33:20.473, la interconexión de CA con Marruecos se disparó debido a una subfrecuencia (el umbral de frecuencia de la protección es de 49,5 Hz). Simultáneamente, se desconectaron los sistemas de bombeo en España y Portugal, de acuerdo con los planes de defensa contra la subfrecuencia.Tras el evento 5b, los perfiles de alta tensión y baja frecuencia del sistema de transmisión español provocaron la desconexión en cascada de muchos otros generadores, tanto convencionales como renovables.
» A las 12:33:21.535, se perdió la interconexión de CA con Francia, lo que provocó una división del sistema entre la Península Ibérica y la CE SA debido a la intervención de un relé de pérdida de sincronismo.
» Tras la separación de CA de la Península Ibérica causada por la pérdida de sincronismo, el desequilibrio de potencia continuó aumentando, provocando una mayor caída de la frecuencia. El enlace HVDC entre Santa Llogaia y Baixas se disparó a las 12:33:23.960, completando la separación eléctrica de la Península Ibérica y Francia.
El informe "fáctico" del ENTSO-E, del que forma parte el operador español, no analiza eventos en los días previos y subraya la pérdida de generación en plantas eléctricas antes de la principal oscilación a medio día del 28 de abril, que considera dentro de los límites normales de tensión, aunque en España son más elevados que en Portugal y el resto de Europa.
La investigación europea sobre el apagón del 28 de abril ha constatado que el rango de normalidad de la tensión en la red eléctrica que maneja para España Red Eléctrica excede el límite máximo que permite el operador de Portugal y en el resto de la UE como uno de los elementos de su informe "fáctico" sobre lo sucedido que subraya la sobretensión de la red como el elemento que pasadas las 12.33 horas del aquel día llevó a un "punto de no retorno", como consecuencia, sin embargo, de desconexiones de centrales de generación de electricidad, incluso antes de que se produjeran las oscilaciones que terminaron tumbado el sistema y en niveles de tensión que, tal y como asegura la compañía que preside Beatriz Corredor, estaban dentro de la normalidad.
El organismo que reúne a los operadores de red eléctrica de la UE, ENTSO-E, ha difundido este viernes un informe "factual", sobre las circunstancias que existían el pasado 28 de abril, desde las 10.30 de la mañana hasta que poco más de dos horas después se produjo lo que califica del "incidente más serio en el sistema energético europeo en más de 20 años". Aunque todavía no presenta conclusiones ni hace recomendaciones, que llegarán en el "informe final" previsto para octubre de 2026, su observación de los sucedido coincide con el análisis de Red Eléctrica y apunta a las compañías eléctricas, a las que atribuye en solitario la responsabilidad de no haber contribuido a rebajar la sobretensión que empezó a observarse dos horas antes del cero eléctrico. Por el contrario, dice, contribuyeron a elevarla todavía más al desconectarse de la red como medida de protección, cuando todavía no existía sobretensión.
En todo caso, sus expertos se han negado este viernes a "culpar" a nadie de lo sucedido. "No tenemos el mandato de atribuir responsabilidades y no contestaremos esta cuestión, corresponde a las autoridades españolas interpretar los datos", ha dicho el presidente de la junta del ENTSO-E, el valenciano Damian Cortinas, sobre un documento que tampoco tiene en cuenta eventos en días previos, como la caída de tensión que interrumpió la red ferroviaria entre Madrid y Asturias o que obligó a para la refinería de Repsol en Cartagena, elementos que sí tienen en cuenta los análisis de las eléctricas y del Gobierno.
Eurelectric, la patronal eléctrica europea, ha destacado que el informe sigue sin revelar la causa de la mayoría de desconexiones y ha subrayado que se centra en el día del incidente, obviando oscilaciones que ya se registraron el día anterior. "La causa de la mayoría de las desconexiones sigue siendo desconocida para los operadores del sistema de transmisión (TSOs) y requerirá más investigación en la fase final del estudio", ha indicado en un comunicado. Por parte de Red Eléctrica ha afirmado que el documento "confirma la secuencia de hechos recogida" por su informe y también la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, ha subrayado que "está completamente alineado" con el análisis del comité que ella presidió.
Control de tensión y defensa de la planificación de REE
"Aquí hablamos de voltaje, que tiene que ser controlado con energía reactiva, que no puede transmitirse en la UE y que es local. Es importante que todas las unidades participen y contribuyan a este control de la tensión", ha señalado en una rueda de prensa desde Bruselas el austriaco Klaus Kaschnitz, uno de los dos coautores principales de los 45 que han participado en el informe del ENTSO-E sobre el apagón en España y Portugal, que, una vez que empezaron las anomalías del 28 de abril ha restado importancia a la programación de la víspera por parte de Red Eléctrica para asegurar que el sistema operaba con suficiente energía síncrona, que el propio Ministerio de Transición Ecológica concluyó en su informe que no fue programado "con suficiencia".
"En ese momento, la configuración de todo el sistema era distinta a como se había planeado", ha señalado Cortinas en la presentación de un documento que asegura que "la red se consideraba segura no se detectaron mayores problemas en las zonas afectadas durante la fase de planificación de la operación", es decir, la víspera del 28 de abril.
"En ese momento, la configuración de todo el sistema era distinta a como se había planeado", ha señalado Cortinas en la presentación de un documento que asegura que "la red se consideraba segura no se detectaron mayores problemas en las zonas afectadas durante la fase de planificación de la operación", es decir, la víspera del 28 de abril.
Si bien los expertos europeos han contado con aportaciones del Ministerio, de Red Eléctrica y de las compañías eléctricas, acusan a estas últimas de no haber facilitado todos los datos requeridos. En particular, sobre la desconexión de sus plantas como medida de seguridad, los llamados "disparos, que tanto el ENTSO-E como Red Eléctrica aseguran que se produjeron antes de que hubiera sobretensión en la red y que, a la inversa, contribuyeron a ella. "Sigue faltando información, en particular relativa a las desconexiones de generación antes del apagón", dice el documento, que dice que "los propietarios de estas instalaciones informaron de que no disponen de esta información".
"No sé si los tendremos, son datos muy específicos sobre archivos de los elementos de protección, algunos disparos podrían explicarse debido a estos datos, pero se pueden reconstruir indirectamente", ha apuntado Kaschnitz, que ha recurrido a la ironía para contestar a qué proporción de datos provienen de Red Eléctrica y de las compañías en un informe que desde el principio estas últimas han cuestionado por formar Red Eléctrica parte del ENTSO-E. "Dependen de cómo se cuente, en megavatios o en número de carta", ha dicho el co-ponente de un informe para el que el ENTSO-e recibió "cartas espontáneas", entre otras partes, de compañias como, Aelec, Iberdrola y Endesa.
El ENTSO-E asume la gravedad de lo sucedido en pasado 28 de abril, clasificado en el "nivel más alto en términos de severidad" de su escala de eventos eléctricos, el más grave en la UE en "más de 20 años" y con la particularidad de que no tuvo como primera causa una pérdida de sincronía de la frecuencia eléctrica, algo que sí se puede transmitir por toda la UE, sino se debió a una sobretensión de la red que hizo que, pasadas las 12.33 horas España y Portugal perdieran la sincronía con el resto del sistema eléctrico europeo.
Evento local con origen en el suroeste de España
Fue, por tanto, un evento "local" y con origen en la sobretensión de la red, que cada víspera debe evitar Red Eléctrica programando que al día siguiente operan suficientes centrales síncronas -ciclo combinado, nuclear e hidráulica- y, de manera más inmediata, el resto de centrales, obligadas también a absorber energía reactiva para rebajar la tensión de la red.
Si el informe del Gobierno reparte responsabilidades entre Red Eléctrica y las centrales eléctricas, "la descripción de las condiciones del sistema" horas antes y a medida que se fueron produciendo oscilaciones que ha presentado el ENTSO-E este viernes sigue la línea de Red Eléctrica -uno de sus socios- y señala a las propietarias de las centrales eléctricas por no haber absorbido energía reactiva para intentar bajar la tensión de la red.
Rango de normalidad a la sobretensión en otros países
En línea con el consenso generalizado, el elemento clave que observa el ENTSO-E es un aumento de la tensión de la red, que en su documento constata que en España puede alcanzar valores más elevados antes de salir del rango de normalidad que en otros países de la UE, incluido Portugal, también afectado por el apagón. "Según la normativa vigente", puntualizan fuentes de Red Eléctrica, según comunicó la CNMC al panel de expertos europeos.
Oscilaciones de la tensión dentro y fuera de los parámetros normales, más laxos en España que en Portugal.ENTSO-E
Si allí la tensión pasa a sobretensión a partir de 420 kilovoltios, en España no se sobrepasa el límite hasta los 435 kv, algo que hizo que a partir de las 10.30 hubiera tensiones que ya superaban el límite de lo normal en Portugal, pero todavía no en España, donde Red Eléctrica sigue defendiendo de estaba en rango de normalidad. "Los límites son distintos en Europa porque no hay necesidad real de armonizarlos", ha explicado el experto austriaco.
El informe del ENTSO-E segura que las acciones que entonces tomó Red Eléctrica para intentar "mitigar" la sobretensión, como reducir la interconexión o cambiar el modo de operación de la red, fueron "exitosas", a pesar de que en sí mismas también contribuyeron a ella, según reconoce el organismo europeo y acusan las eléctricas.
Desconexión de las plantas
Pero antes de eso y también en línea con Red Eléctrica y su presidenta, Beatriz Corredor, el ENTSO-E se centra en la pérdida de energía debido a desconexiones de plantas de generación eléctrica -fotovoltaicas y eólicas- como medida de seguridad, pero antes de que se produjera la sobretensión, algo que las eléctricas niegan. "La tensión del sistema estaba por debajo de los límites cuando los disparos de protección", ha asegurado sus expertos, que como Red Eléctrica, identifican tres pérdidas significativas de energía, asociadas a zonas con gran producción de energía fotovoltaica debido a desconexiones de seguridad: una, a las 12.32.57 horas en Granada, otra 12.33.16 horas en un parque fotovoltaico de Badajoz y una tercera, a las 12.32.57 en un área más grande, entre las provincias de Sevilla, Badajoz y Cáceres. En 57 segundos, se desconectaron plantas también en Segovia, y Huelva.
En una nueva particularidad con España, ni Portugal ni en Francia se observaron desconexiones de plantas que, a su vez, contribuyeron a aumentar la tensión de la red. "Debido a que estaban consumiendo energía reactiva para reducir la tensión, la desconexión sin una compensación adecuada de pérdida de energía reactiva por otros medios significó un incremento de la tensión de la red", contribuyendo a incrementar la frecuencia por encima del equilibrio europeo de los 50 hercios, lo que llevó al "punto de no retorno", a la desconexión del sistema ibérico del resto de la UE y al cero eléctrico.
Renovables
De acuerdo a "la secuencias de los hechos" el 28 de abril, el ENTSO-e también pone el acento la desconexión de plantas de generación renovables, eólicas, pero sobre todo fotovoltaicas, "en un típico día de primavera", con mucha radiación solar.
Sin embargo los expertos europeos han rechazado que el apagón tuviera que ver con la penetración de renovables en la red eléctrica, sino con el hecho de que todavía está por aprobar una regulación que les permita también a ellas controlar la tensión de la red, para lo que "existe la tecnología", pero no se aplica, por regulación que todavía falta tanto a nivel de la UE como de España.
"Lo que muestran los datos es que el problema no fue que hubiera renovables, sino que no había generación para controlar la tensión y la renovables pueden hacerlo de la misma manera, no es una tecnología muy complicada" ha afirmado Cortinas sobre el llamado 'grid forming' que, por ejemplo, en España lleva ensayándose e intentándose regular cinco años y que, según ha adelantado, formará parte de las recomendaciones que hará el ENTSO-e en su "informe final" sobre el apagón, que no presentará hasta octubre de 2026. "Tenemos que evitar que vuelva a pasar y para eso tenemos que ver cómo se controla la tensión, no solo en España y Portugal", ha dicho.
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