¿Cómo provocó la sobretensión el gran apagón de España y Portugal?

El apagón del 28 de abril de 2025 no ocurrió porque España se quedara sin electricidad. Sucedió algo bastante menos intuitivo: la tensión de la red comenzó a subir, varias instalaciones se desconectaron y cada salida empeoró el problema, hasta convertir una anomalía controlable en una caída en cascada. Había energía, pero el sistema dejó de gobernarla.

Tampoco existe una causa única que pueda envolverse en una consigna política y despacharse en veinte segundos. El informe europeo publicado el 20 de marzo de 2026, elaborado por un panel de 49 expertos y extendido a lo largo de 472 páginas, describe una combinación de oscilaciones, deficiencias en el control de tensión y potencia reactiva, desconexiones de generación, protecciones mal ajustadas y recursos de estabilización que no respondieron con la rapidez necesaria. La investigación duró 326 días desde el apagón. Las redes sociales, por supuesto, habían resuelto el caso aquella misma tarde.

La conclusión técnica es bastante más incómoda para todos los bandos: las renovables no provocaron por sí mismas el cero eléctrico, pero la red española no estaba plenamente adaptada a un sistema donde buena parte de la generación llega mediante inversores electrónicos y no a través de las grandes máquinas giratorias tradicionales. A eso se añadieron fallos de instalaciones convencionales, márgenes de seguridad escasos, sistemas manuales y desconexiones que no debían haberse producido. No fue una sola cerilla. Fue un cuarto lleno de trastos secos.

La media hora que preparó el colapso

La mañana había comenzado sin señales de catástrofe. Era un día primaveral normal, con temperaturas suaves, cielo mayoritariamente despejado y una producción solar semejante a la de jornadas anteriores. La frecuencia y la tensión se mantenían dentro de valores admisibles. Nada que justificara imaginar trenes detenidos, semáforos apagados y millones de teléfonos buscando una cobertura que también empezaba a desvanecerse.

La situación cambió a las 12:03. Durante algo más de cuatro minutos apareció una oscilación de aproximadamente 0,63 hercios, especialmente visible en España y Portugal. Una oscilación eléctrica es, simplificando, un balanceo repetitivo de ciertas magnitudes de la red. Algo parecido a una pasarela que empieza a vibrar cuando muchas pisadas coinciden: no implica necesariamente que vaya a romperse, pero obliga a intervenir.

La investigación europea considera plausible que aquel primer episodio fuera un fenómeno impulsado por convertidores electrónicos y localizado alrededor de una instalación de generación en la provincia de Badajoz. No se ha publicado su identidad. El análisis detectó un comportamiento compatible con una oscilación forzada vinculada a un inversor, aunque el informe conserva la prudencia habitual de la ingeniería seria: habla de la explicación más plausible, no de una confesión grabada en piedra.

A las 12:19 apareció una segunda oscilación, esta vez cercana a 0,2 hercios. Era un fenómeno distinto y mejor conocido: una oscilación entre grandes áreas del sistema europeo, con la península ibérica moviéndose eléctricamente frente al centro y el este del continente. España participa con cierta frecuencia en estos vaivenes por su posición periférica y por la limitada capacidad de interconexión a través de Francia.

Dos oscilaciones y una respuesta con efectos secundarios

Los operadores actuaron para amortiguar aquellos movimientos. Redujeron intercambios con Francia, conectaron líneas internas y modificaron el funcionamiento del enlace de corriente continua entre ambos países. Las medidas consiguieron su objetivo inmediato: las oscilaciones disminuyeron.

El problema estaba en la letra pequeña de la física. Algunas de esas actuaciones reducían la carga de determinadas líneas y tendían a elevar la tensión. También se habían desconectado reactancias, equipos que absorben potencia reactiva y ayudan a contener el voltaje, durante los episodios de tensión baja asociados a las oscilaciones. Cuando la situación cambió de signo, volver a conectarlas exigía decisiones y maniobras manuales.

A las 12:32, las oscilaciones ya no parecían amenazantes y la tensión de la red de 400 kilovoltios permanecía por debajo de 420 kilovoltios. El sistema parecía haber sorteado el peligro. En realidad, había quedado en una posición frágil: menos capacidad para absorber potencia reactiva, varios generadores respondiendo peor de lo esperado y una tensión que comenzaba a deslizarse hacia arriba.

La sobretensión convirtió cada desconexión en gasolina

A las 12:32:57 se produjo una primera pérdida significativa de generación: 355 megavatios en la provincia de Granada, procedentes de instalaciones eólicas, fotovoltaicas y termosolares. La desconexión redujo la energía inyectada, pero también retiró capacidad de absorción de potencia reactiva. La tensión subió un poco más.

A las 12:33:16 salieron otros 727 megavatios en Badajoz. Un segundo después se desconectaron alrededor de 928 megavatios repartidos entre Segovia, Huelva, Badajoz, Sevilla y Cáceres. En menos tiempo del que tarda una persona en desbloquear el móvil, la red entró en caída libre.

Aquí aparece la paradoja que confundió buena parte de las primeras explicaciones. Cuando una central se desconecta, solemos pensar que la tensión debería bajar. Pero algunas de aquellas instalaciones estaban absorbiendo potencia reactiva. Al desaparecer, dejaron de contener el voltaje. La tensión aumentó, otras protecciones interpretaron que debían separar más plantas y esas nuevas desconexiones provocaron otra subida. Un dominó eléctrico, solo que las fichas se levantaban en lugar de caer.

Hasta las 12:33:18 no se habían registrado desconexiones de generación en Portugal. El colapso nació principalmente en España y terminó arrastrando al país vecino por la estrecha conexión entre ambos sistemas. A las 12:33:19 comenzó la pérdida de sincronismo con el resto de Europa; poco después se abrieron las conexiones de corriente alterna con Francia y Marruecos. Los planes automáticos de defensa llegaron a activarse, pero estaban concebidos sobre todo para combatir desequilibrios de frecuencia y falta de generación, no una cascada dominada por la sobretensión.

La potencia reactiva, el oficio invisible de sostener la red

La potencia activa es la electricidad que realiza el trabajo reconocible: mueve un ascensor, enfría un frigorífico o ilumina una cocina. La potencia reactiva no se consume del mismo modo, pero resulta esencial para mantener la tensión dentro de sus límites. Es el andamio, no el edificio; nadie lo mira hasta que empieza a tambalearse.

Las grandes centrales convencionales equipadas con generadores síncronos han proporcionado tradicionalmente buena parte de ese control. Sus enormes masas giratorias y sus sistemas de excitación permiten responder a variaciones de frecuencia y tensión. Las instalaciones solares y eólicas modernas se conectan normalmente mediante electrónica de potencia, especialmente inversores. Esos equipos también pueden regular el voltaje, incluso con bastante rapidez, pero deben estar configurados, coordinados y autorizados para hacerlo.

El 28 de abril, numerosas renovables españolas trabajaban con un factor de potencia fijo. Su aportación de potencia reactiva variaba ligada a la potencia activa que producían, no a las necesidades instantáneas de la tensión. Dicho de otra manera: poseían músculos electrónicos, pero el sistema no les pedía moverlos en la dirección necesaria.

Renovables: no fueron la causa, pero estaban mal integradas

Afirmar que el apagón fue culpa de las renovables es una simplificación incorrecta. También lo sería fingir que su comportamiento no tuvo ninguna relación con la secuencia. Varias de las instalaciones que se desconectaron eran solares o eólicas; algunas protecciones actuaron con tensiones que todavía se encontraban dentro de los márgenes operativos, y numerosas plantas basadas en inversores no prestaban control dinámico de tensión.

La diferencia está entre culpar a una tecnología y examinar cómo se utiliza. Un automóvil no provoca un accidente por llevar dirección electrónica; puede hacerlo un sistema mal calibrado, una norma anticuada, una maniobra equivocada o la combinación de todo ello. La investigación europea no encontró un defecto esencial que haga incompatible la generación renovable con una red estable. Encontró un marco operativo que no había evolucionado al mismo ritmo que el parque de generación.

Las centrales convencionales tampoco salen del informe con una aureola. El panel observó que el apoyo al control de tensión de varios generadores síncronos fue menos eficaz de lo previsto y que algunas unidades se apartaron de las referencias de potencia reactiva aplicables. La normativa, además, no detallaba suficientemente su comportamiento dinámico ni establecía consecuencias económicas claras ante determinados incumplimientos.

A esa debilidad se sumaron las reactancias de la red. Estos equipos podían absorber potencia reactiva, pero en España se conectaban y desconectaban manualmente. A las 12:32 estaba en servicio alrededor del 58 % de su capacidad, y el resto no pudo incorporarse antes de que la situación se precipitara. La red moderna, veloz como un relámpago, dependía todavía de una cadena de decisiones humanas que necesitaba minutos. El colapso necesitó segundos.

Portugal soportó las mismas oscilaciones iniciales sin experimentar una cadena equivalente de desconexiones antes de que España perdiera el control. Sus tensiones permanecieron durante la mañana dentro del rango habitual y el sistema portugués terminó cayendo al quedar eléctricamente enganchado al desplome español. La comparación refuerza la idea central: tener renovables no determina el desenlace; importan su configuración, las reglas de operación y los recursos disponibles para estabilizar la red.

Los fallos que coincidieron en apenas unos segundos

El informe europeo dibuja un árbol de causas, no un dedo acusador. España operaba su red de 400 kilovoltios con un límite superior de tensión más amplio que el habitual en otros países europeos, dejando poco espacio entre la tensión permitida y el punto en el que ciertas instalaciones podían desconectarse. Cuando el voltaje se acercó a ese borde, el margen de reacción era diminuto.

Las renovables con factor de potencia fijo no respondieron dinámicamente a la subida. Parte de la generación convencional tampoco absorbió la potencia reactiva esperada. Varias protecciones eléctricas no estaban alineadas con las necesidades del sistema o con los requisitos aplicables. Pequeñas instalaciones fotovoltaicas conectadas a redes de distribución también comenzaron a desaparecer durante los episodios de inestabilidad, modificando los flujos eléctricos de una forma difícil de observar en tiempo real.

Las actuaciones para frenar las oscilaciones funcionaron, pero dejaron algunas líneas menos cargadas, una situación que favorece tensiones más elevadas. Las reactancias disponibles tardaban en conectarse. Y cuando empezaron las grandes desconexiones, se perdió con ellas más capacidad de absorción. No hubo tiempo material para corregir la espiral de sobretensión.

El ciberataque, una de las primeras hipótesis lanzadas tras el apagón, fue descartado por la investigación del Gobierno español después de analizar 133 gigabytes de información con la participación de más de 75 especialistas. Tampoco se trató de un problema clásico de falta de inercia ni de una demanda que superara a la generación. El corazón del incidente estuvo en el control de tensión y potencia reactiva.

Esto no significa que el informe europeo haya dictado una sentencia sobre quién debe pagar o asumir responsabilidades. El propio panel aclara que su trabajo es técnico y que la atribución jurídica corresponde a las autoridades competentes. Conviene recordarlo porque, tras el apagón, casi todos los actores del sector corrieron a citar los informes como certificados de inocencia propia y de culpabilidad ajena. La electricidad viaja deprisa; la modestia corporativa, algo menos.

La física no vota, pero termina pasando factura

España ha empezado a modificar las reglas que quedaron expuestas por el apagón. La CNMC aprobó en junio de 2025 el nuevo procedimiento de operación P.O. 7.4, que permite emplear la capacidad de instalaciones de generación, almacenamiento y demanda para controlar la tensión mediante consignas de potencia reactiva o de voltaje en tiempo real. Red Eléctrica comenzó después a habilitar plantas renovables capaces de prestar ese servicio.

El primer real decreto ley de medidas urgentes, aprobado en junio de 2025, fue derogado por el Congreso un mes después. Parte de sus contenidos técnicos reapareció en el Real Decreto 997/2025, que encargó nuevas inspecciones, informes periódicos sobre el cumplimiento del control de tensión y revisiones sobre amortiguamiento de oscilaciones, velocidad de variación del voltaje, protecciones y registro de datos.

El proceso continúa. En julio de 2026, la CNMC volvió a modificar los procedimientos P.O. 7.4 y P.O. 14.4 para incentivar una participación más dinámica de las renovables, acelerar su habilitación y ampliar los recursos disponibles para estabilizar la tensión. No se trata de mantener centrales fósiles encendidas por nostalgia industrial, ni de confiar la seguridad a un bosque de paneles solares por entusiasmo ideológico. Se trata de exigir a cada tecnología aquello que técnicamente puede aportar.

La gran enseñanza del 28 de abril es menos espectacular que un sabotaje y más importante que una guerra de eslóganes. Una red eléctrica no se sostiene únicamente produciendo suficientes megavatios. Necesita que miles de equipos respondan de forma coordinada, absorban o inyecten potencia reactiva, soporten variaciones y permanezcan conectados cuando deben hacerlo.

El apagón no demostró que la transición renovable sea inviable. Demostró que cambiar las centrales sin cambiar las reglas deja una grieta entre la tecnología real y el sistema que pretende dirigirla. Aquella grieta duró apenas unos segundos. Fue suficiente para apagar dos países.