El 28 de abril de 2025, un cero eléctrico sin precedentes dejó a más de 20 millones de personas sin suministro en España y Portugal. Durante horas, ciudades como Barcelona, Madrid y Lisboa quedaron a oscuras. Un año después, no hay un responsable identificado. Tres informes oficiales coinciden: el fallo fue multifactorial, no técnico ni humano aislado, sino sistémico. La transición energética, la interconexión europea y la regulación obsoleta están bajo la lupa.
¿Por qué no se ha identificado un culpable del apagón?
Los informes del Ministerio para la Transición Ecológica, Entso-E y la CNMC evitan señalar a un único actor. Ninguno halló una falla puntual en una subestación, un error de operador o un fallo de software. En cambio, todos subrayan una convergencia de fallos operativos: sobretensiones, oscilaciones de frecuencia y desconexiones masivas de generación renovable y convencional.
Esto revela una debilidad estructural: el sistema eléctrico ibérico ya no responde como hace una década. La alta penetración de energía fotovoltaica y eólica exige respuestas más rápidas y coordinadas. Pero los protocolos de seguridad, los tiempos de reacción y los umbrales de desconexión siguen diseñados para una red dominada por centrales térmicas y nucleares.
La paradoja de la velocidad y la inercia
Las fuentes renovables responden en milisegundos. Pero los sistemas de protección, diseñados para evitar daños físicos, siguen actuando con retardos de segundos. Esa brecha temporal amplificó el colapso. Cuando una central eólica se desconectó por una caída de tensión, el sistema no tuvo tiempo de redistribuir la carga. La cascada fue inevitable.
¿Qué revela el informe de Entso-E sobre la red europea?
El informe final de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad, publicado en marzo de 2026, califica el evento como el mayor cero eléctrico transfronterizo de los últimos 20 años. No es solo un problema español o portugués: es un fallo de la arquitectura de la red sincrónica continental.
Entso-E identificó tres fallas críticas:
- Falta de sincronización en la respuesta de los sistemas de control entre países ibéricos y franceses.
- Ausencia de protocolos comunes para gestionar oscilaciones interzonales.
- Limitaciones en la capacidad de los sistemas de gestión de la calidad de la energía ante picos de generación distribuida.
La coordinación sigue siendo voluntaria
Aunque la Unión Europea exige cooperación transfronteriza, los mecanismos de toma de decisiones siguen nacionales. No existe un operador único con autoridad para ordenar desconexiones o reconfiguraciones en tiempo real. Esa fragmentación operativa fue clave en la escalada del incidente.
¿Qué dice la CNMC sobre la regulación y la responsabilidad?
El informe consultivo de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, publicado en marzo de 2026, evita atribuir responsabilidades. Pero sí constata una realidad incómoda: en abril de 2025, el marco normativo español no contemplaba obligaciones claras de resiliencia operativa para los gestores de red ni para los productores distribuidos.
La CNMC señala que las licencias de explotación no exigían pruebas de capacidad para mantener la estabilidad del sistema bajo escenarios de alta variabilidad. Tampoco había sanciones por incumplimiento de umbrales de respuesta dinámica.
El vacío legal no es técnico, es político
La normativa actual se basa en estándares de 2012, diseñados para una red con menos del 20 % de renovables. Hoy, esa cifra supera el 48 %. La actualización regulatoria no ha seguido el ritmo de la transición. Eso no es un fallo de ingeniería: es una falla institucional.
¿Cuáles son los datos clave del apagón del 28 de abril de 2025?
- Duración del corte masivo: entre 3 y 5 horas en zonas urbanas clave.
- Número de consumidores afectados: más de 22 millones en España y Portugal.
- Pérdida económica estimada: 1.200 millones de euros (según análisis de la Cámara de Comercio de Barcelona).
- Número de centrales desconectadas de forma automática: 47 (23 eólicas, 14 fotovoltaicas, 10 térmicas).
- Tiempo medio de restablecimiento del 95 % del suministro: 7 horas y 18 minutos.
- Nivel de tensión mínimo registrado en la red de transporte: 38,2 kV (frente a los 400 kV nominales).
¿Qué implica este evento para la seguridad energética futura?
El apagón no fue un accidente aislado. Fue un síntoma de estrés sistémico. La transición energética no puede avanzar solo con más paneles y aerogeneradores. Requiere una renovación paralela de los sistemas de control, los marcos regulatorios y los acuerdos operativos transfronterizos.
La inversión en sistemas de almacenamiento distribuido, redes inteligentes con capacidad de autoajuste y centrales de respaldo síncrono ya no es opcional. Es una condición de viabilidad. Y la responsabilidad no recae en un operador o una empresa: recae en los reguladores, los gobiernos y los organismos europeos que pospusieron decisiones críticas durante años.
