El cero de tensión en el sistema eléctrico peninsular español el 28 de abril de 2025 fue el más severo en Europa, afectando a 60 millones de personas. El incidente continúa generando debate y controversia técnica e institucional.
El cero de tensión -blackout- ocurrido en el sistema eléctrico peninsular español el 28/04/2025 -día D-, ha sido el más severo jamás registrado en Europa, afectando a 60 millones de personas.
De las actuaciones gubernamentales -Comité 28 A- solo se conoce el informe del 17/06/2025. Un año después, continúan existiendo diferentes posiciones técnicas e institucionales (Gobierno, REE1, CNMC2) sobre el incidente, a la espera de conclusiones plenamente cerradas.
El Grupo de Trabajo sobre Sistemas Eléctricos de la Comisión de Energía del COIIM/AIIM3 realizó un análisis técnico basado exclusivamente en principios de ingeniería eléctrica y operación del sistema, centrándose en tres consideraciones: sobretensiones, oscilaciones anómalas con escasa inercia y operación en condiciones extremas.
Dada la dificultad de acceso a fuentes primarias, parte del análisis se basó en valoraciones de prestigiosas entidades: COMPASS-LEXECON & INESC TEC, ENTSO-4, IEEE5, CIGRÉ6, EPRI7, NREL8, IIT9y NERC10.
Cronología en la proximidad temporal del incidente
Se asumió la cronología de ENTSO-E y NERC, con directrices de investigación según el Reglamento (UE) 2017/1485 y su homónima en EE.UU.(Tabla 1). Se establece el comienzo del incidente a las 12:33 h CEST, alcanzando el cero de tensión a todo el sistema eléctrico peninsular y parte del portugués y francés.
Observación de inestabilidad de tensiones
El Comité 28-A identificó periodos de inestabilidad de tensión durante la semana previa y la mañana de D (9:00-12:00 h). Esta apreciación no coincide plenamente con otras interpretaciones recogidas en la documentación analizada. No obstante, el 13/03/2024, al solicitar por segunda vez a la CNMC la revisión del Procedimiento de Control de Tensión (P.O. 7.4), REE reportó una creciente actuación de protecciones de sobretensión [2].
Llama la atención que el 22/04 en torno a las 19:00 h dispararan por sobretensión diez subestaciones de Adif, nueve centrales y la refinería de Repsol en Cartagena.
Consideraciones destacables
El Código de Red NC SO-GL11 asigna al operador del sistema -OS- el mantenimiento de la tensión dentro del rango admisible y la gestión de la potencia reactiva, exigiendo el NC RfG12 que los generadores de potencia superior a 100 kW dispongan de capacidades de control de tensión.
Si bien el reglamento remite a los reguladores nacionales su desarrollo, la CNMC no lo realizó, de forma que REE únicamente exigía producir con banda muerta, realizando el control dinámico de tensión solo con grandes unidades expresamente habilitadas para ello.
Según COMPASS-LEXECON&INESC-TEC [7], REE sobreestimó la capacidad de control dinámico de tensión. No consta en la documentación analizada la justificación técnica de la no sustitución de la unidad de San Roque, programada en D-1, tras declararse indispuesta por incendio, quedando el Área Sur a merced del Grupo 2 de Arcos.
El primer informe ENTSO-E [1] indicaba que, en la media hora previa al apagón, se observaron dos periodos principales de oscilaciones (potencia y tensión) en el área síncrona europea siendo la primera (12:03-12:07h) una oscilación local forzada de frecuencia dominante 0,64 Hz y la segunda (12:19-12:22h) una oscilación inter-área de frecuencia dominante 0,21 Hz, señalando que la tensión en el sur de España aumentó bruscamente y provocó sucesivas desconexiones, origen de la caída de frecuencia.
La CNMC debe realizar auditorías técnicas a todos los agentes -Ley 3/2013-verificando el cumplimiento de las funcionalidades técnicas establecidas. No consta su realización o control preventivo. El Comité 28-A criticó a la CNMC por falta prevención e inacción ante avisos de riesgos refiriendo una regulación con limitaciones para prever el desastre.
REE advirtió riesgos en su informe [2] y ENTSO-E [1] señaló que el despliegue de renovables posterior a 2020, sin medidas oportunas, aumentó los riesgos.
España es el país de la UE con menor interconexión eléctrica (4,2%) incumpliéndose el mínimo del 10 % señalado por la Directiva 2019/944 y el objetivo del 15% del PNIEC para 2030. La escasa interconexión limitó la transferencia de potencia reactiva, aumentando la vulnerabilidad del sistema.
Reseñas destacables
Conclusiones
Los valores de RoCoV reflejan debilidad extrema del control dinámico de tensión antes y en D, así como normalidad ex post gracias a los generadores síncronos -operación reforzada-.
Las consignas de control dinámico de tensión solo eran recibidas por los generadores específicamente habilitados para prestar ese servicio, evidenciando un modelo de operación desactualizado.
En D, únicamente se despacharon dos grandes grupos síncronos (Arcos G2 y Almaraz G2) para Sur y Centro, con inercias de 1,30 s y 1,84 s, respectivamente13, menores al mínimo recomendado por ENTSO-E (2 s) y su irregular distribución reducía el margen de estabilidad frente a las oscilaciones sostenidas inter-área.
Una red con escasa generación síncrona tiende a mantener oscilaciones, aumentando el riesgo de inestabilidad de frecuencia, al que se suma el riesgo de inestabilidad de tensión.
La escasa generación síncrona no sólo redujo la fiabilidad por falta de inercia sino la capacidad de control dinámico de tensión, causa más probable del colapso.
En esta situación de debilidad de la red, la indisponibilidad de un gran número de líneas de transporte redujo notablemente la capacidad de control del sistema14.
La escasa interconexión con el sistema europeo limitó la capacidad de intercambio de potencia activa y reactiva, aumentando la vulnerabilidad del sistema y el cuestionamiento de responsabilidad sobre la Comisión Europea, ACER y ENTSO-E.
Muchos interrogantes son difíciles de explicar, p. ej. la solución del problema mediante ciclos combinados, con arranques mucho más lentos que los de los grupos hidráulicos, o la no sustitución del grupo de San Roque por indisponibilidad.
Desde D+1, REE despacha mayor potencia síncrona (operación reforzada) resultando una importante reducción de oscilaciones de tensión.
REFERENCIAS
ENTSO-E: Grid Incident in Spain and Portugal on 28 April 2025. Factual Report. ICS Investigation Expert Panel. 03/10/2025. https://www.entsoe.eu
REE: Estudios de prospectiva del sistema y necesidades para su operatividad. 29/09/2020. https://www.ree.es/sites/default/files/01_ACTIVIDADES/Documentos/Prospectivay Operabilidad_Reunion_GSP29Sep20.pdf
CNMC: DCOOR/DE/005/24. Propuesta de procedimientos de operación 7.4 3.6 9.1 14.4 y 3.1 adaptados al nuevo servicio de control de tensión en el Sistema Eléctrico Peninsular Español. 12/06/2024 https://www.cnmc.es/expedientes/dcoorde00524
EPRI: Lessons From the Iberian Peninsula Blackout. 14/10/2025. https://eprijournal.com/lessonsfromtheiberianpeninsulablackout/?utm_source=ch atgpt.com
NREL: April 28th 2025 spanish blackout analysis. Preliminaries. https://research-hub.nrel.gov/en/publications/april-28th-2025-iberian-blackout-analysis-of-available-informatio/?utm_source=chatgpt.com
IIT: El cero de tensión acaecido en el sistema eléctrico ibérico el día 28 de abril de 2025. 29/09/2025. https://files.griddo.comillas.edu/resumen-informe-preliminar-comillas-iit-rouco-lobato-echavarren-v16_1.pdf
COMPASS-LEXECON&INESC TEC: Analysis of events leading to the peninsular blackout of April 28, 2025. 28/06/2025. https://aelec.es/wpcontent/uploads/2025/07/20250730_CL_INESCTEC_Blackout full-report_en.pdf
IEEE Spectrum: Rules, Not Renewables, Might Explain the Iberian Blackout. 16/06/2025. https://spectrum.ieee.org/amp/spain-grid-failure-2672353571