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Ingeniería

El apagón ibérico no tuvo una causa única. Los 8 ajustes que vio el panel se desviaban de las normas

20 de octubre de 2026 8 min de lectura

El 28 de abril de 2025, a las 12:33, hora de verano de Europa central, los sistemas eléctricos de la España peninsular y de Portugal se derrumbaron. España perdió 25.638 MW de demanda, toda. Portugal perdió 5.900 MW, también toda. La red de transporte portuguesa se restableció a las 00:22 del día siguiente, la española hacia las 04:00. La investigación publicada por ENTSO-E, la asociación de los gestores de redes de transporte de Europa, lo describe como el apagón más grave en Europa en los últimos 20 años.

El 20 de marzo de 2026, el panel de expertos constituido según las normas de la UE publicó su informe final: 472 páginas, escritas por 49 expertos (30 de reguladores de la energía, 19 de gestores de red, centros de coordinación regional y órganos de ENTSO-E), dirigidos por dos expertos de operadores no afectados directamente, Klaus Kaschnitz de APG (Austria) y Richard Balog de MAVIR (Hungría). Se apoya en un informe factual del 3 de octubre de 2025 y aclara desde el principio que no pretende "atribuir responsabilidades".

No soy ingeniero de sistemas eléctricos. Construyo y opero software, y el primer borrador de una revisión de incidente suele querer un solo culpable. Este se niega a nombrar uno, y es a propósito. Leí su resumen de gestión, el análisis disparo por disparo, el capítulo sobre control de tensión y las recomendaciones. Esto es cómo falló la red y lo que creo que se puede trasladar.

Los 78 segundos, en sencillo

Una red de corriente alterna debe mantener su tensión dentro de una banda. Los operadores la dirigen con potencia reactiva: algunos equipos la absorben y bajan la tensión, mientras que las líneas de alta tensión poco cargadas la suben. Justo antes del evento, la producción en el suroeste de España era muy alta en relación con el consumo local.

Antes hubo dos episodios de oscilaciones. De 12:03 a 12:08, una oscilación local a 0,63 Hz, que el panel clasifica como oscilación forzada impulsada por convertidores, más intensa cerca de una central con inversores. De 12:19 a 12:22, una oscilación a 0,2 Hz entre el este, el centro y el oeste de Europa. Las salas de control amortiguaron ambas reduciendo las exportaciones a Francia, acoplando líneas y cambiando el modo del enlace HVDC con Francia. Funcionó. También subió la tensión.

Desde las 12:32:00, la tensión subió en muchos nudos. En 48 segundos, grandes centrales renovables redujeron su producción en unos 500 MW. Funcionaban con factor de potencia fijo, como preveían las normas españolas para las renovables: absorbían potencia reactiva en proporción a su producción e ignoraban la tensión. Menos producción significaba menos absorción, así que la tensión subió aún más. Según el análisis del panel, varias centrales convencionales aportaron menos soporte de potencia reactiva del que exigía su referencia. Las reactancias shunt, la herramienta estática de la red para absorber potencia reactiva, se maniobraban a mano, y algunas se habían desconectado minutos antes porque entonces la tensión era demasiado baja.

A las 12:32:57, el primer disparo importante: un transformador de 400/220 kV cerca de Granada, que transportaba 355 MW. Luego 727 MW cerca de Badajoz a las 12:33:16, y 928 MW en cinco provincias a las 12:33:18. Esos disparos retiraron centrales que absorbían potencia reactiva, lo que empujó la tensión más arriba y provocó más disparos. Contando la generación perdida y el aumento de la carga neta en las redes de distribución, el panel suma más de 2,5 GW entre las 12:32:00 y las 12:33:18. Son 78 segundos.

A las 12:33:19, España y Portugal empezaron a perder el sincronismo con el resto de Europa. El deslastre automático de carga actuó como estaba diseñado y no pudo detener el colapso. A las 12:33:21,535, las protecciones abrieron las líneas con Francia, lo que mantuvo la perturbación fuera del resto del continente.

Un árbol, no un culpable

El método del panel está "vagamente basado en los Cinco Porqués". Su respuesta es un árbol de causas raíz, y dice explícitamente que el orden de los factores no los jerarquiza. La lista incluye el factor de potencia fijo, varios generadores convencionales que cumplieron su referencia de potencia reactiva en menos del 75 % de las muestras, una norma sin requisito dinámico ni consecuencia económica, la ausencia de límite de rampa para las centrales de factor de potencia fijo, reactancias manuales, ajustes de protección desalineados con los requisitos, solar en tejados que se desconecta por sobretensión, y una red española de 400 kV operada en una banda de tensión más ancha que el resto de Europa.

Otros dos puntos importan tanto como la lista. Las simulaciones indican que incluso una inercia bastante mayor no habría evitado la pérdida de sincronismo, mientras que mayores márgenes de potencia reactiva sí podrían haber evitado el colapso. Y en muchos disparos el panel no pudo establecer la causa: los propietarios alegaron falta de registros de falta.

Red Eléctrica, el operador español, declaró el 20 de marzo que el informe no muestra incumplimiento ni conducta alguna por su parte que pudiera haber causado el apagón. El 17 de abril de 2026, el regulador español, la CNMC, abrió procedimientos sancionadores por indicios de incumplimiento, y añadió que por sí solos no atribuyen la causa del apagón a las empresas afectadas. La prensa española informó de unos 20 ese día, uno de ellos contra la propia Red Eléctrica, y Europa Press informó de más una semana después. La CNMC indica que estos procedimientos duran como máximo entre nueve y 18 meses, según la gravedad de la presunta infracción.

Cuatro detalles a los que no dejo de volver

La métrica de control vivía en un informe mensual. Según el Procedimiento de Operación 7.4 de España, publicado en 2000, el operador calculaba para cada generador convencional la potencia reactiva esperada, su referencia Q. Esa referencia no se enviaba en tiempo real. Se usaba a posteriori, para la remuneración, las penalizaciones y los informes mensuales de cumplimiento, y el operador no vigilaba la diferencia en tiempo casi real. El servicio se consideraba prestado si al menos 9 de las 12 muestras de una hora cumplían. Las penalizaciones existían sobre el papel, pero el panel dice que parecen no haberse aplicado en la práctica, porque no se había desarrollado el esquema económico que requerían. El presidente de la CNMC, por su parte, dijo a los parlamentarios españoles el 21 de abril de 2026 que el procedimiento estaba en vigor y era vinculante ese día. Una modificación propuesta en 2021 se aprobó en junio de 2025, después del apagón. La analogía de software, y es solo una analogía: un objetivo de nivel de servicio que solo existe en la factura.

El margen iba de cero a 5 kV. El rango armonizado europeo para la red de 400 kV es de 380 a 420 kV, que según el informe está "diseñado para garantizar márgenes de seguridad suficientes entre la operación normal y las tensiones en las que se producen desconexiones". Las disposiciones españolas permitían al operador explotar la red hasta 435 kV, mientras que los generadores solo debían permanecer conectados hasta 435 o 440 kV, según su fecha de puesta en servicio. La tensión máxima que se permitía alcanzar a la red y la tensión a la que los generadores podían desconectarse eran casi el mismo número.

Un umbral de corte que nadie aguas arriba había revisado. El propietario del transformador de Granada lo había ajustado para disparar a 242 kV en su lado de 220 kV, 1,10 por unidad, sin retardo. El operador no revisó ese ajuste, porque no necesitaba coordinarse con la protección de la red de transporte. Justo antes del disparo, el lado de 400 kV marcaba 417,9 kV, dentro del rango normal. Un registrador situado a unos 500 metros no muestra el transitorio de 5 milisegundos que lo provocó; el panel considera posible un transitorio de medida o un error del relé. De los 19 disparos entre las 12:32:57 y las 12:33:19, 18 de ellos después de las 12:33:16, el panel concluye que 9 se desviaban de los requisitos aplicables, por 1.866,7 MW. Recibió los ajustes de sobretensión de 8 dispositivos de protección. Los 8 se desviaban.

Hubo un ensayo. El 22 de abril, seis días antes, la posición neta comercial de España cayó 1,6 GW a las 19:00 al cambiar los programas de generación, mientras la producción solar se apagaba. Las tensiones subieron; un punto de medida de 400 kV registró 452 kV a las 19:02:27, y algunas instalaciones de generación y demanda se desconectaron por sobretensión. Unos tres minutos después de las 19:00, las centrales convencionales que se estaban conectando alcanzaron su mínimo técnico y pudieron controlar la tensión, y a las 19:05 el operador había conectado 22 reactancias shunt. El 22 de abril no hubo cascada ni investigación según la escala europea de clasificación de incidentes. Entre las diferencias que señala el panel: el 22 de abril no hubo oscilaciones significativas ni un periodo de baja tensión antes de la subida.

Lo que copiaría

No la física. Los hábitos.

  1. Vigila el objetivo de control en vivo. Una métrica calculada solo para un informe mensual no es un control.
  2. Escribe el margen entre la operación normal y el punto en que el sistema se desconecta solo, y alerta mucho antes.
  3. Haz el inventario de las protecciones que otras partes ajustan en tu sistema. El corte sin retardo de un tercero forma parte de tu arquitectura, lo hayas revisado o no.
  4. Pregunta qué hace cada corrección en el siguiente fallo. Amortiguar las oscilaciones subió la tensión. El deslastre estaba para frenar la caída de frecuencia, pero algunas de las unidades que desconectó, centrales de bombeo por ejemplo, absorbían potencia reactiva, y el informe dice que eso intensificó la sobretensión.
  5. Trata un casi accidente como un incidente. El 22 de abril no tuvo investigación europea; el 28 de abril tuvo 472 páginas.
  6. Conserva las pruebas. Los responsables del panel intercambiaron más de 240 correos y cartas con terceros en España entre el 28 de junio de 2025 y el 17 de febrero de 2026 para reunir datos, y algunos disparos siguen sin registro de falta. Una de sus 21 recomendaciones numeradas pide un paquete de datos estándar posterior al evento en 24 horas.

Las recomendaciones son voluntarias, y el informe dice que su seguimiento queda fuera de su mandato. Incluyen un modo de control de tensión para los generadores, el control automático de las reactancias shunt, la aplicación del rango de tensión armonizado y pruebas de arranque autónomo (black-start), preferiblemente cada tres años.

La red no falló porque se rompiera una pieza. Falló porque muchos ajustes y normas locales, cada uno en manos de una parte distinta, nunca se vigilaron juntos, a la velocidad a la que se movía la tensión.

Fuentes

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