¿Cuándo podría verificarse un nuevo apagón y por qué?

España ajusta su red tras el gran corte de 2025: escenarios de nuevo apagón, medidas urgentes y consejos prácticos para hogares y empresas.

El sistema eléctrico español atraviesa semanas de alta fragilidad operativa. No hay una fecha marcada en rojo, pero sí ventanas probables en las que el riesgo de un nuevo apagón —un corte amplio, no un microcorte de barrio— aumenta de manera tangible: jornadas con mucha generación fotovoltaica, demanda moderada a mediodía y cambios bruscos al atardecer, cuando el sol cae y entra el resto del parque de generación. La red eléctrica —entendida como conjunto de transporte, distribución y equipos conectados— responde bien la mayor parte del tiempo; el problema aparece cuando coinciden oscilaciones rápidas de tensión, protecciones demasiado sensibles y falta de control de tensión en algunos puntos. En ese cruce, el sistema vibra, y si vibra lo suficiente, se desconectan plantas y líneas en cadena.

La probabilidad de que se repita un episodio como el de abril de 2025 no es diaria, tampoco remota. Hay materia prima de riesgo: mayor penetración de renovables con electrónica de potencia, más horas a precio cero, rampas más pronunciadas y zonas de la red que necesitan refuerzos de estabilidad. El operador del sistema ha endurecido la vigilancia, el regulador afina reglas provisionales y las empresas ajustan parámetros, pero el escenario realista para los próximos meses se resume así: posibles perturbaciones en días con mucho sol, recuperación en horas si algo se descontrola y un calendario de medidas que debería reducir el riesgo conforme avance el invierno y se completen las actuaciones técnicas.

Qué está fallando cuando la red vibra

El corazón del problema no es misterioso. La tensión —la “altura” eléctrica del sistema— se dispara con facilidad cuando hay mucha inyección renovable y demanda baja. No es que la eólica o la solar “provoquen apagones”, es que cambian la fisiología de la red. La generación síncrona clásica (grandes turbinas térmicas e hidráulicas) aporta inercia y amortigua oscilaciones; la electrónica de potencia (inversores) puede hacerlo también, pero solo si está configurada y obligada a participar de forma activa en el control. Cuando ese control no es suficiente o la geometría de la red no ayuda —mallas débiles, líneas saturadas, nodos con poca “musculatura”—, cualquier salto de tensión se propaga peor.

A ello se suma el comportamiento de las protecciones. Cada planta, cada equipo, está protegido por parámetros que ordenan desconectarse si el entorno eléctrico sale de sus márgenes seguros. Es lógico. El matiz es decisivo: márgenes muy estrechos o mal ajustados pueden provocar “disparos” innecesarios en cascada. Un grupo salta, el resto nota el tirón, otro salta… Hasta que la red pierde coherencia. Esa secuencia la conoce cualquier operador del mundo; en España, abril fue el recordatorio más ruidoso de los últimos años y ha acelerado la revisión de cientos de parámetros.

Tensión, inercia y “disparos”

En jerga de sala de control, las “variaciones bruscas de tensión” son el síntoma que nadie quiere leer varias veces en la misma semana. Son oscilaciones de milisegundos a segundos que, si coinciden con rampas de generación o microfallos locales, pueden disparar protecciones y obligar al sistema a reconfigurarse a toda prisa. La inercia —la capacidad de la red para “aguantar el tipo”— se está reponiendo con soluciones nuevas: condensadores síncronos, servicios complementarios de control de tensión, requisitos técnicos para que la electrónica entregue soporte dinámico. La música es técnica, la letra es clara: más manos para sostener la cuerda cuando vuelva a vibrar.

Lo ocurrido el 28 de abril y por qué sigue pesando

A mediodía del 28 de abril de 2025 se encadenó la tormenta perfecta. Exceso de tensión en varios nodos, disparo casi simultáneo de unidades, respuesta irregular de protecciones y una red que ya venía tensa por el perfil de generación. El resultado fue un apagón a gran escala que afectó a buena parte de la península ibérica durante horas. La recuperación fue escalonada, con islas eléctricas que se fueron reconectando hasta estabilizar el sistema por completo de madrugada. Quedó claro que el talón de Aquiles no era la falta de potencia instalada, sino la coordinación fina de tensión y protecciones en un entorno con mucha potencia electrónica.

A partir de ahí, la maquinaria técnica y regulatoria se puso en marcha. Se revisaron procedimientos de operación, se catalogaron comportamientos inadecuados y se trazó un conjunto de medidas de urgencia para pasar el verano y encarar el otoño. Las distribuidoras reforzaron protocolos, los fabricantes de inversores colaboraron en reajustar curvas y el operador pidió más herramientas para imponer disciplina técnica en tiempo real. Con un matiz importante: el sistema no estuvo desabastecido de energía; el colapso vino por inestabilidad, no por falta de megavatios. Eso explica por qué la recuperación fue cuestión de horas y no de días. Y también por qué podría repetirse si se alinean de nuevo las mismas piezas.

Rangos horarios y escenarios con mayor riesgo

Los picos de riesgo no son un calendario, son escenarios. El más evidente se da en mediodías soleados de primavera y otoño: mucha fotovoltaica, demanda comedida y tensión alta. Si el control de tensión no está bien repartido entre tecnologías y zonas, el margen operativo se estrecha. Luego llega el atardecer. La rampa de salida de la solar, con la entrada de otras fuentes, exige coordinación milimétrica. Cualquier sobresalto en ese cambio —un salto repentino de tensión, una avería en un nudo crítico, una limitación imprevista en la interconexión— eleva el peligro.

Hay geografías que ayudan y otras que no. Los corredores con gran densidad de fotovoltaica y malla débil son sensibles a oscilaciones. En áreas urbanas, la calidad de tensión es buena, pero un corte breve multiplica el impacto económico y social: pagos detenidos, semaforización alterada, telecomunicaciones bajo estrés. En el sistema peninsular, las interconexiones son un seguro, pero también pueden transmitir perturbaciones si el evento nace bien posicionado. Por eso se trabaja con “islas controladas” en la recuperación: volver a unir el sistema paso a paso para que no se repita la caída.

Otro escenario plausible es el meteorológico. Tormentas con cambios bruscos de carga, calor tardío que dispara el aire acondicionado en redes locales ya exigidas, o frío temprano que adelanta picos de calefacción eléctrica, estresan puntos concretos de la red eléctrica. No causan, por sí solos, un nuevo apagón a escala amplia, pero complican la ecuación si coinciden con las rampas solares o con mantenimientos programados. Todo suma o resta en el balance de estabilidad.

Qué medidas se están aplicando ya

Las piezas del plan de choque están encima de la mesa y algunas ya producen efecto. Se ha endurecido el requisito de control de tensión en todas las tecnologías conectadas, incluidas las renovables con inversores. Se recalibran protecciones para evitar disparos prematuros ante oscilaciones que el sistema debe soportar. Se activan servicios complementarios específicos para sostener la tensión, una especie de seguro que se paga por disponibilidad aunque no llegue a usarse. Y se acelera la instalación de equipos síncronos y compensación reactiva allí donde la malla lo pide.

El regulador ha abierto ventanas aceleradas para cambiar temporalmente procedimientos de operación y dotar al operador de más dientes. Se exigen pruebas más frecuentes de respuesta de planta, con monitorización detallada. Se mejora la capacidad de mando para ordenar ajustes en tiempo real y se refuerza la coordinación con distribuidoras en reconexiones, de forma que un gran consumidor no arranque a la vez que otro si ello compromete la estabilidad local. Es un trabajo que suena a mecano, y lo es: miles de piezas que tienen que encajar.

Las implicaciones económicas existen. Mantener reservas de estabilidad supone costes que, durante un periodo, podrían verse en los peajes regulados. No es dramático, sí relevante: son pagos por resiliencia que evitarían daños mayores. También hay inversiones en refuerzos de red que no se hacen en un fin de semana. A corto plazo, el objetivo es llegar al invierno con el grueso de ajustes operativos hecho; a medio, levantar una arquitectura de requisitos que haga del sistema renovable un sistema estable por diseño, no a base de parches.

Preparación en hogares y empresas sin alarmismo

La experiencia de abril dejó una imagen muy concreta: ciudades que se detienen por unas horas. No hace falta alarmismo para hablar de preparación. Basta con incorporar una cultura mínima de resiliencia que en otros países es rutina. En viviendas, dos decisiones marcan la diferencia: luz autónoma a mano (linternas recargables) y energía de continuidad para lo esencial (router, frigorífico, iluminación básica). Un SAI bien dimensionado cubre el puente de una o dos horas; una estación de energía portátil ofrece enchufes convencionales y USB durante varias. Quien quiera ir más lejos necesita hablar de baterías e inversores híbridos con modo de respaldo.

Aquí conviene separar conceptos. Un kit fotovoltaico clásico, conectado a red, se apaga automáticamente cuando detecta que la red no está: el famoso antiisla. Es seguridad pura y dura, para proteger a técnicos y a la infraestructura. Para que los paneles sigan dando servicio durante un corte hacen falta tres cosas: batería, inversor con capacidad de formar microred (a menudo etiquetado como EPS o “backup”) y un cuadro de emergencia que separa las cargas críticas del resto. No se alimenta toda la vivienda; se alimenta lo imprescindible: frigorífico, iluminación, comunicaciones y quizá una toma multiuso para pequeños electrodomésticos. Esa es la realidad técnica. Lo demás es marketing.

En pymes y pequeño comercio, la prioridad es continuidad operativa. Un SAI de verdad —no un ladrillo barato— evita pérdidas de datos y suspensiones de cobro si el corte es breve. Una estación de energía puede mantener TPV, ordenadores y iluminación de emergencia durante el tiempo suficiente para ordenar la atención o bajar persianas sin caos. En negocios con cámara frigorífica, la gestión térmica del producto exige protocolos claros: no abrir puertas salvo necesidad, verificar temperaturas al restablecer el suministro, anotar incidencias. Lo que se hace todos los años en una auditoría de calidad alimentaria, aplicado a un corte extraordinario.

El mundo rural vive otra película. Allí un generador portátil puede tener sentido, con la obvia obligación de ventilación, silenciamiento y mantenimiento. En ciudad, el generador no encaja: ruido, emisiones y permisos lo complican. Para comunidades de vecinos, el salto lógico es autoconsumo con batería y respaldo de zonas comunes: iluminación, bombas de agua, puertas automáticas. No todos los edificios pueden, pero los que pueden amortiguan mejor un corte imprevisto.

Hay hábitos que suman más que aparatos: cargar móviles y portátiles en horas valle, guardar una linterna en un lugar accesible, conocer el modo manual de la puerta de garaje, conservar una pequeña reserva de agua y alimentos que no dependan de cocina eléctrica. Son decisiones baratas que evitan sorpresas.

Horizonte inmediato del sistema eléctrico

El país no está al borde de un “gran apagón” de días. El riesgo realista es el de eventos de horas que interrumpen vida urbana y actividad económica. Eso ya ocurrió y podría volver a ocurrir si coinciden tensión alta, protecciones mal ajustadas y respuesta desigual de equipos. La diferencia, de cumplirse el calendario, será que el sistema dispondrá de más herramientas para amortiguar la perturbación y recuperarse rápido. La red eléctrica de 2025 no es la de 2015: opera en otra zona del mapa, con mucha electrónica, mucha flexibilidad y más complejidad. Esa complejidad exige reglas nuevas y disciplina técnica.

En los próximos meses es razonable esperar más noticias sobre ajustes de operación, pruebas en plantas y servicios de estabilidad. También veremos más hogares y negocios incorporando soluciones de respaldo prudentes. Se hablará de costes y de peajes, tema sensible, pero el balance entre resiliencia y precio se mide por los daños evitados cuando un evento no se convierte en apagón. No se trata de sobrerreaccionar, sí de aprender de lo ocurrido y cerrar los huecos técnicos que quedaron a la vista.

El calendario de riesgo no admite certezas. Sí admite probabilidades: mediodías muy solares con demanda floja y atardeceres de rampa rápida son territorio delicado. Tormentas que mueven la carga o restricciones inesperadas en líneas e interconexiones añaden fricción. La posibilidad de un nuevo apagón existe, disminuye con cada medida desplegada y se mitiga con preparación sensata en hogares y empresas. No hay fórmula mágica, hay física y gobierno del sistema. Si esas dos piezas van de la mano, España seguirá batiendo récords renovables sin pagar el precio de la inestabilidad. Y cuando la cuerda vuelva a vibrar —porque volverá—, habrá manos suficientes sujetándola para que no se rompa.

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Este artículo ha sido redactado basándose en información procedente de fuentes oficiales y confiables, garantizando su precisión y actualidad. Fuentes consultadas: CNMC, BOE, Red Eléctrica, e·sios, MITECO.