Cuándo será el próximo apagón en España: riesgos potenciales

Tras el famoso apagón en la península ibérica de 2025, muchos españoles tienen miedo que esto pueda repetirse. Veamos si es un riesgo concreto

Empecemos con tranquilidad: no existe una fecha fijada ni un calendario oficial de cortes eléctricos generalizados en España. No hay un “apagón nacional” programado. Las interrupciones que aparecen a diario son las habituales: mantenimientos planificados en redes de distribución y averías puntuales por causas meteorológicas o técnicas, acotadas en barrios o municipios y con duración limitada. Si en algún momento se decretaran restricciones excepcionales por seguridad de suministro, se anunciarían con antelación por los canales institucionales y se detallarían el alcance geográfico, el horario y la justificación.

El episodio relevante más cercano fue el corte a gran escala del 28 de abril de 2025, un incidente no planificado que evidenció vulnerabilidades técnicas en momentos de perturbación del sistema. Desde entonces, el operador de la red de transporte, los reguladores y el Gobierno han desplegado un paquete de medidas técnicas y normativas para reducir la probabilidad de recurrencia y acortar los tiempos de reposición si algo vuelve a fallar. Conclusión operativa a día de hoy: no hay una fecha anunciada para un próximo apagón; de producirse un corte amplio, sería por una incidencia imprevista, no por una programación discrecional.

Tras el apagón del 28 de abril de 2025

España opera un sistema eléctrico con alta penetración renovable, fuerte presencia de electrónica de potencia y un respaldo térmico —sobre todo ciclos combinados de gas— que se activa cuando faltan viento y sol o cuando el sistema requiere estabilidad. El equilibrio se decide cada segundo en función de la demanda real, las previsiones meteorológicas, la disponibilidad de generación y el estado de la red. En ese juego fino, las distribuidoras publican los cortes programados por mantenimiento y los mapas de incidencias en tiempo real, y el operador del sistema ofrece la demanda y el mix de generación minuto a minuto. Es ahí, en esas fuentes oficiales, donde se distingue un corte programado de calle de una perturbación mayor.

La fotografía de adecuación de potencia para el conjunto de Europa continental ha sido favorable en los últimos ejercicios estacionales. En el plano ibérico, la demanda se mantiene contenida respecto a los máximos históricos, con picos previsibles en olas de frío a última hora de la tarde y en episodios de calor intenso por el uso masivo de climatización. En paralelo, el Gobierno ha impulsado ajustes regulatorios: refuerzo de servicios de ajuste, reglas de control de tensión, nuevas obligaciones para generadores electrónicos ante perturbaciones, expansión del almacenamiento y más capacidad de respuesta desde la demanda flexible. Todo ello, sumado a la agenda de interconexiones con Francia, constituye la red de seguridad adicional que faltaba hace unos años.

Qué ocurrió en abril y qué cambió

El 28 de abril de 2025, poco después del mediodía, la Península Ibérica registró un corte eléctrico inusual por su amplitud y por la cascada de disparos que siguieron a una perturbación de tensión y frecuencia. No hubo ciberataque ni sabotaje. El núcleo del problema fue —resumido sin tecnicismos— que una parte de la generación no se comportó como estaba previsto ante un evento eléctrico brusco: equipos que se desconectaron antes de tiempo, controles de tensión que no sostuvieron el sistema en el margen exigido y una inercia efectiva insuficiente para amortiguar el golpe inicial. La consecuencia fue una desconexión parcial y reposiciones escalonadas por zonas, con impactos diferentes según el punto de la red.

A partir de ese evento, el operador del sistema concretó actuaciones de corto plazo: ajuste de parámetros en protecciones, verificación acelerada del cumplimiento del Procedimiento de Operación 7.4 (control de tensión), pruebas adicionales en parques eólicos y fotovoltaicos con convertidores, y refuerzo de reservas de respuesta rápida para ganar segundos críticos cuando la frecuencia se mueve. El Ministerio abrió la vía normativa para endurecer requisitos técnicos, ampliar el catálogo de servicios de estabilidad (inercia sintética, control de potencia reactiva, black-start donde haga falta) y ordenar la transparencia en la comunicación de incidencias graves. No es un blindaje absoluto —en electricidad no existe—, pero sí un salto de calidad en prevención y en capacidad de recuperación.

La principal lección aprendida: no basta con sumar megavatios renovables. El sistema necesita que esos megavatios se comporten de forma robusta cuando hay una alteración: sostener tensión, modular potencia activa, aportar reactiva en milisegundos y no desconectarse por protecciones mal calibradas. Es la frontera técnica de la transición energética y donde España, como el resto de Europa, está acelerando.

Cómo se protege el suministro: operación y reglas

Un apagón amplio no se evita con una sola palanca. Se evita con un ecosistema de salvaguardas que trabajan a la vez: previsión meteorológica afinada, mercados de ajuste con reservas suficientes, reglas estrictas para que la generación electrónica aporte estabilidad, y redes de distribución digitalizadas que reconfiguran automáticamente su topología para aislar averías y reducir tiempos de reposición. En el lado de la oferta, almacenamientos (bombeo hidráulico y baterías) que absorben excedentes renovables y responden en segundos a señales del operador. En la demanda, desde grandes consumidores que desplazan procesos en horas críticas hasta agregadores que, con permiso del cliente, apagan miles de cargas no esenciales durante minutos. Todo suma.

El marco español —con procedimientos de operación y supervisión de la calidad de suministro— fija obligaciones claras sobre frecuencia, tensión, rampas y protecciones. Cuando se desata una perturbación, el objetivo es evitar la desconexión en cascada: sostener la tensión con reactiva, inyectar o retirar potencia activa para corregir la frecuencia, y mantener “pegadas” las unidades que cumplan su rango de soporte. Aquí entra una pieza a menudo olvidada: la inercia del sistema. Al retirar generación síncrona (grandes máquinas giratorias) a favor de eólica y solar, se pierde inercia física, y el sistema se vuelve más sensible a cambios bruscos. ¿Antídotos? Inercia sintética, control avanzado de convertidores, máquinas síncronas condensadoras y servicios dedicados en subestaciones críticas. Es ingeniería, sí. Pero es lo que marca la diferencia entre un simple parpadeo y un corte de una hora.

La estabilidad de tensión, el detalle que decide un día

En la jerga de operación, el control de tensión es tan o más decisivo que la frecuencia durante ciertos eventos. El PO 7.4 y documentos afines obligan a que los generadores puedan absorber o inyectar potencia reactiva en función de la necesidad del nodo.

Si una planta se protege de manera “conservadora” —desconectándose por una caída que debería aguantar—, transmite el problema al vecino y acentúa la caída de tensión en la zona, con el riesgo de que otras protecciones actúen igual. Por eso los operadores han intensificado auditorías, verificado curvas de soporte y exigido ensayos tipo en parques nuevos y existentes. Lo invisible sostiene lo visible.

Interconexión con Francia: menos isla, más red

España y Portugal están conectados con Francia por enlaces limitados respecto al tamaño del sistema: la tasa de interconexión efectiva ronda el 3%, lejos del objetivo europeo del 15%. Esta restricción importa más de lo que parece. Una mayor interconexión funciona como amortiguador: si aquí falta energía o se produce una perturbación, se importa más rápido desde el otro lado; si sobra renovable, se exporta para evitar vertidos. Tras el incidente de abril, las capitales ibéricas y París han acelerado la agenda de nuevos enlaces, incluido el interconector del Golfo de Vizcaya con horizonte 2028 y otros refuerzos por los Pirineos. Cada megavatio adicional de interconexión reduce la probabilidad de que una perturbación local se convierta en un problema regional.

Más interconexión no solo ataja riesgos operativos. Mejora el precio medio al facilitar el arbitraje entre sistemas y reduce los vertidos de eólica y solar cuando hay exceso de producción peninsular. También habilita servicios de estabilidad transfronterizos, un campo que crece: contratos para que un país aporte a otro reserva rápida, inercia o reactiva en nodos fronterizos mediante baterías, condensadores síncronos o control de parques renovables. Es la Europa eléctrica en la práctica, no en papel.

Qué cambia en el precio y en los vertidos renovables

Con más capacidad de intercambio, el sistema aprovecha mejor las horas valle de viento y sol. Cuando la producción renovable supera la demanda doméstica, hoy a menudo hay que recortar parques o pagar porque no generen (curtailment).

Con enlaces potentes, la energía fluye hacia donde sí hay demanda. Al revés, en días de pico por frío intenso a las 20.00, importar electricidad alivia el uso de gas, contiene el precio y reduce emisiones. Este equilibrio macro no evita que, un día de tormenta severa, una línea de media tensión caiga en una comarca. Pero sí desactiva el riesgo sistémico en los escenarios en que antes la península estaba más aislada.

Cortes programados y averías: dónde mirar sin perder tiempo

Las distribuidoras —Endesa (e-distribución), i-DE (Iberdrola), UFD (Naturgy), Viesgo/EDP y otras— publican mapas de incidencias en tiempo real y agendas de cortes programados por mantenimiento. Ofrecen buscadores por dirección o CUPS y un sistema de avisos que notifica con horas de antelación cuándo y cuánto durará la interrupción. Ese es el circuito normal y transparente: trabajos en centros de transformación, sustitución de equipos, automatizaciones, podas de seguridad. Justo lo que evita, paradójicamente, problemas mayores en el futuro. Si hay que hablar de “próximo corte”, ese es el que existe: programado, acotado y anunciado.

Cuando el corte es fortuito, la lógica cambia: se activa la operación en campo, se priorizan puntos críticos —hospitales, depuradoras, estaciones de bombeo— y se restablece el servicio por sectores. El operador de transporte coordina el arranque escalonado si la incidencia nace en alta tensión y alinea con las distribuidoras la secuencia de reposición. Las comunicaciones públicas fluyen por canales oficiales y, al cabo de horas o días, llegan informes técnicos con causas y medidas correctoras. La experiencia española de los últimos años muestra tiempos de reposición cada vez más breves en redes de distribución telecontroladas y una buena transparencia posincidente.

Cuando se va la luz: pasos prácticos y realistas

Ante una pérdida súbita de suministro en una vivienda o edificio, conviene seguir una secuencia simple y eficaz. Primero, comprobar el cuadro eléctrico: un magnetotérmico disparado o un diferencial sensible explican más de la mitad de las interrupciones domésticas. Segundo, observar si el entorno inmediato (escalera, calle) también está sin luz: de ser así, la probabilidad de avería externa es alta. Tercero, consultar el mapa de incidencias de la distribuidora e introducir la dirección o el CUPS para confirmar alcance y hora estimada de reposición. En caso de corte programado, conviene activar el aviso para futuras actuaciones en la zona.

Existen medidas de resiliencia doméstica sencillas y sensatas: un pequeño SAI para el router y el ordenador alarga unos minutos valiosos; cerrar la nevera y el congelador mantiene la cadena de frío durante horas; revisar con el instalador si el sistema de autoconsumo con baterías permite modo isla (no todos lo hacen) evita falsas expectativas; mantener linternas recargables en zonas estratégicas reduce riesgos. No se trata de construir un búnker, sino de gestionar interrupciones normales en cualquier red moderna, sin dramatismos.

El invierno que viene: demanda, gas y escenarios

Los escenarios estacionales miran de frente a las dos variables que más tensión generan en la red: meteorología y disponibilidad de generación flexible. Con inviernos cada vez más variables, los picos de demanda por frío extremo se concentran en pocas horas; si coinciden con indisponibilidades de líneas o centrales, la operación se estrecha. Ahí entra el papel de los ciclos combinados como comodín para respaldar a la renovable y ofrecer servicios de control cuando el sistema lo exige. La fotografía de almacenamiento de gas en Europa ha sido razonable, y las plantas de regasificación de la península —con alta capacidad y buenas conexiones logísticas— proporcionan elasticidad adicional cuando se precisa.

El otro eje es la flexibilidad de la demanda. A medida que crecen las bombas de calor, el vehículo eléctrico y la industria electrificada, la gestión activa de consumos deja de ser un tema de laboratorio para convertirse en un instrumento operativo. En 2025 se han ampliado programas para que consumidores agregados ofrezcan reducción temporal de potencia remunerada en horas críticas, y para que ciertos almacenamientos (baterías en plantas y en red) participen con mayor facilidad en servicios de respuesta rápida. Es la traducción práctica de una idea simple: en sistemas con alto porcentaje renovable, no todo el ajuste viene de la generación; parte viene de cargar y descargar en momentos oportunos y de mover consumos cuando no duele.

En paralelo, la planificación de redes de distribución es el verdadero terreno de juego para 2026 y 2027. Zonas metropolitanas con nudos saturados, corredores industriales con nuevas plantas y áreas rurales con autoconsumo creciente necesitan refuerzos, automatización y más sensórica. Donde hay telecontrol, los tiempos de reposición caen; donde hay reguladores bajo carga y bancos de condensadores, la tensión aguanta mejor; donde las celdas y reconectadores se comunican, una avería de rama no apaga medio municipio. Son inversiones de bajo titular periodístico, pero de alto impacto en continuidad de servicio.

Un diccionario breve y práctico del riesgo eléctrico

Sin abusar de tecnicismos, vale aclarar algunos conceptos que a menudo se mezclan en el debate público. Apagón general: interrupción extensa e imprevista del suministro que impacta amplias zonas del país o toda la península; extremadamente infrecuente en sistemas europeos y siempre ligada a eventos sobresalientes. Corte programado: interrupción planificada y anunciada por la distribuidora para realizar trabajos de seguridad o mantenimiento; afecta a calles, barrios o pueblos durante ventanas horarias tasadas. Restricción excepcional: medida extraordinaria y temporal dictada por la autoridad competente en una situación de riesgo operacional o de seguridad de suministro; si se decreta, se comunica oficialmente con alcance y duración. Incidencia fortuita: avería local por meteorología, maniobras, vegetación o fallos de equipo; la más habitual y la que se resuelve con equipos en campo y reconfiguración de red.

Hay más términos que importan en 2025. Inercia: capacidad del sistema para resistir cambios rápidos de frecuencia gracias a masas giratorias; en redes con mucha electrónica se compensa con inercia sintética y servicios dedicados. Potencia reactiva: flujo que sostiene la tensión en nodos; sin suficiente reactiva, cae el voltaje y se disparan protecciones. Baterías en red: activos que no solo almacenan, también estabilizan (respuesta en milisegundos) y participan en la regulación de frecuencia y tensión. Agregación de demanda: coordinación de miles de pequeños consumos que, como conjunto, actúan como una central flexible. Con estos mimbres se teje la resiliencia moderna.

Lo que sí está encima de la mesa

Hay una respuesta clara y directa disponible ahora mismo. No hay una fecha anunciada para un apagón general en España. Si la pregunta busca una fecha concreta del “próximo” corte masivo, esa fecha no existe en ningún calendario oficial. Lo que sí existe es un régimen de mantenimiento publicado por las distribuidoras —cortes programados y tasados, barrio a barrio—, un monitoreo en tiempo real del sistema nacional, y un paquete de medidas técnicas y regulatorias en ejecución desde el evento de abril para rearmar la estabilidad donde se había debilitado. España, como cualquier sistema moderno, seguirá conviviendo con incidencias locales y con días en que la operación es más exigente. La diferencia respecto a hace unos años es que la caja de herramientas para capear esos momentos es mayor: almacenamiento desplegado, reglas más finas para la electrónica de potencia, agregadores activos y una agenda de interconexiones que, si cumple plazos, hará al sistema menos isla.

De aquí a los próximos meses, los factores a observar son conocidos: clima, disponibilidad de generación flexible y avances de red en puntos tensionados. Si un invierno crudo aprieta a las 20.00 y coincide con indisponibilidades relevantes, el sistema irá justo durante unas horas; para eso están reservas, servicios de estabilidad y operativa coordinada con los países vecinos. Si se aprueban a tiempo las inversiones en distribución y se cierran los proyectos de interconexión, bajará la probabilidad de grandes sustos y mejorará la continuidad del servicio en el día a día. Y, si alguna vez hiciera falta medir una restricción excepcional, se conocerá de manera oficial y con el detalle correspondiente. No con rumores ni con mensajes reenviados.

En definitiva, el estado de la cuestión, hoy, es sobrio y verificable: no hay un “próximo apagón” en el calendario español; hay un sistema que aprendió de un incidente, ajustó normas y tecnología, y sigue reforzando su colchón de seguridad con almacenamiento, demanda flexible y más red. Las interrupciones programadas se consultan en los canales de cada distribuidora; las incidencias fortuitas se resuelven con velocidad creciente; la gran obra pendiente sigue siendo interconectarse más con el resto de Europa. Con esa combinación, el debate pierde dramatismo y gana precisión: el país no espera una fecha para quedarse a oscuras, trabaja —con luces y sombras— para que, si ocurre un imprevisto, se note menos y dure poco.

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Este artículo ha sido redactado basándose en información procedente de fuentes oficiales y confiables en España, garantizando su precisión y actualidad. Fuentes consultadas: Red Eléctrica de España, MITECO, i-DE, UFD.