Apagón ibérico de abril 2025

Apagón ibérico de abril 2025: causas técnicas y debate sobre inversión en infraestructura solar

El 28 de abril de 2025 se produjo un apagón masivo sin precedentes en la península ibérica: España, Portugal y el suroeste de Francia quedaron durante horas a oscuras. En cuestión de segundos desaparecieron unos 15 GW de generación eléctrica, provocando el colapso inmediato de la red. La empresa operadora Red Eléctrica de España informó que la falla principal se originó poco antes de las 12:32 CET (hora de Madrid) y afectó simultáneamente líneas de muy alta tensión (400 kV) en diversos puntos. El Gobierno y los operadores apuntaron desde el primer momento a “osciloaciones anómalas” en líneas de alta tensión provocadas por un fenómeno atmosférico poco común.

En concreto, el operador portugués REN atribuyó inicialmente el corte a una “vibración atmosférica inducida”: un súbito cambio térmico en el interior de España habría generado oscilaciones en las líneas de 400 kV, rompiendo la sincronización entre redes interconectadas. Este tipo de fenómeno (similar al llamado grid galloping o efecto de inducción térmica en líneas de alta tensión) puede alterar las propiedades físicas del conductor, provocando variaciones en la frecuencia del sistema eléctrico. Al difundirse la alteración, varios centros generadores se desconectaron automáticamente por caída de frecuencia, iniciando un efecto dominó que desconectó casi por completo el suministro.

Por otro lado, expertos en redes eléctricas señalan que la alta penetración de renovables, especialmente solar y eólica, puede agravar la inestabilidad. España registró en 2024 niveles récord de generación renovable (más del 50% del mix), y al momento del apagón alrededor del 70% de la energía producida provenía de sol y viento. Las centrales solares y eólicas inyectan potencia a través de inversores electrónicos y aportan mucha menos inercia rotante al sistema que las turbinas clásicas de gas o hidraúlicas por lo que Redeia y CNMC ya avisaron de esto podría provocar incidentes en el suministro. Al caer la demanda o variar la radiación solar, la red dispone de menos “colchón” físico para absorber desequilibrios. Según el gestor europeo ENTSO-E, la rápida integración de renovables obliga a invertir en nuevos sistemas de regulación (almacenamiento, volantes de inercia sintéticos, electrónica de potencia avanzada) para mantener la estabilidad. En el caso del evento de abril de 2025, la sincronización física de las redes eléctrica española y portuguesa empeoró por estas condiciones: en plena rampa solar, la poca inercia disponible y el flujo masivo de generación distribuida habría hecho más brutal la oscilación inicial.

Técnicamente, el apagón se interpreta como una perturbación de frecuencia. Al romperse la continuidad del suministro (sea por el fenómeno térmico u otra causa iniciadora), la frecuencia bajó abruptamente de 50 Hz, disparando los relés de protección de centrales. Según algunas fuentes, la frecuencia global llegó a caer unos 0,15 Hz en la red europea. Varios generadores se desconectaron automáticamente (cada planta debe reagruparse cuando la frecuencia se estabilice), y la reenergización debió hacerse de manera escalonada y coordinada. El restablecimiento total llevó casi diez horas. Red Eléctrica ha indicado que la incidencia principal se inició en una subestación cerca de la frontera con Francia, y que la cadena de desconexiones se propagó en segundos por la red interconectada. Aunque aún se investiga el disparador exacto, la hipótesis técnica principal coincide en que los aspectos dinámicos del flujo de potencia en alta tensión –acompañados de baja inercia– fueron críticos.

Pero…¿Cuales fueron los factores determinantes del apagón en España?

Tal como señala el ingeniero Javier Borda Elejabarrieta, los indicios apuntan a una causa cuya posibilidad ya había sido advertida desde hace meses, lo que hace que la repetición de este tipo de incidentes sea no solo previsible, sino prácticamente inevitable si no se adoptan medidas estructurales.

1. La energía solar no es constante

La energía solar depende del sol. Si de repente se cubre el cielo de nubes o el sol empieza a ponerse, la generación eléctrica baja rápidamente. Si al mismo tiempo la demanda sigue siendo alta (por ejemplo, cuando la gente llega a casa por la tarde), el sistema necesita reaccionar muy rápido para evitar un desequilibrio.

2. Desfase entre cuándo se genera y cuándo se necesita

El momento en que más se produce energía solar suele ser al mediodía, pero el momento en que más se necesita es al atardecer o por la noche. Si no hay suficiente capacidad de otras fuentes (como hidroeléctrica o baterías) para cubrir ese hueco, se puede producir una caída de tensión o un apagón.

3. Falta de “inercia” en la red

Las plantas solares no tienen piezas giratorias pesadas como las centrales térmicas o hidroeléctricas. Estas piezas dan "inercia" al sistema eléctrico, es decir, ayudan a que no se desestabilice rápidamente si hay un problema. Al haber menos inercia en la red (por usar más energía solar sin respaldo), cualquier fallo se puede propagar más fácilmente y causar un corte generalizado.

4. Exceso de producción en ciertos momentos

En días soleados con baja demanda (por ejemplo, un festivo o fin de semana), la energía solar puede producir más de lo que el sistema necesita. Si no se almacena o no se exporta, se pueden generar sobretensiones o incluso tener que desconectar plantas solares de forma rápida y desordenada, lo que también puede afectar la estabilidad.

5. Gestión y coordinación complejas

Cuanta más energía renovable hay, más difícil es planificar y mantener el sistema en equilibrio. Se necesita tecnología avanzada y una buena coordinación entre países. Si algo falla en un punto crítico de la red (por ejemplo, una línea de alta tensión que conecta países), el impacto se puede extender muy rápidamente.

Por ello, es fundamental comprender los principios básicos de la energía, tanto alterna como continua, así como la dinámica de los circuitos eléctricos, para poder interpretar con criterio situaciones como esta. Puedes formarte en estos temas en nuestros cursos especializados de electricidad de Resueltoos.

Informes previos que advertían riesgos en el sistema eléctrico

Varias organizaciones y expertos habían advertido en meses recientes sobre los riesgos de inestabilidad ante la transición energética acelerada. En especial, desde finales de 2024 organismos como la CNMC y el propio operador Red Eléctrica publicaron documentos señalando que un exceso de renovables y cierres de plantas convencionales podían desencadenar “incidentes en el suministro”.

Por ejemplo, en enero de 2025 la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) publicó un informe sobre el control de tensión en redes eléctricas que subrayaba cómo la integración creciente de renovables y la disminución de la demanda tradicional estaban provocando “elevadas oscilaciones en los niveles de tensión” que podrían acabar generando apagones. El documento advertía que la menor necesidad de transporte activo en la red, asociada a la demanda baja, tiende a elevar la tensión del sistema, escenario agravado por la falta de carga reactiva. En definitiva, la CNMC preveía que, en el corto y medio plazo, estos efectos deteriorarían la estabilidad operacional de la red.

Por su parte, en febrero de 2025 Red Eléctrica (REE) difundió otro informe explicando que la transición dejaba “menos potencia firme” en el sistema (especialmente tras el cierre de nucleares y carbón) y por tanto menos inercia. En dicho documento la compañía señalaba expresamente que “existen riesgos por la desaparición del sistema de una generación firme como la nuclear, con el cierre de centrales, y los problemas por el exceso de renovables”. Más aún, REE señaló ante sus inversores que el abaratamiento y masiva incorporación de renovables causaba una reducción de capacidad de balance y de fortaleza en la red eléctrica. En su informe anual de 2024 (remitido a la CNMV) advertía que el cierre de centrales convencionales implicaba menor potencia fiable, reduciendo la inercia total del sistema.

Incluso la Asociación de Geógrafos de España, en un estudio amplio de 2024, había alertado de que en las últimas dos décadas España comprometió decenas de miles de millones en obras públicas de poca utilidad lo que demuestra un síntoma de la falta de planificación a largo plazo. Y desde organismos paneuropeos se señalaba un riesgo futuro: ENTSO-E (Red de Operadores de la Unión Europea) presentó un análisis de escenarios a 2030 que identificaba alto riesgo de desabastecimiento eléctrico en España si persistía el cierre nuclear y no se contrarrestaba con alternativas suficientes. En suma, informes recientes, tanto nacionales como europeos, advertían de la vulnerabilidad del sistema ante un despliegue renovable rápido sin reservas sólidas y respaldo de generación de apoyo.

Estas alertas se complementaban con medidas tangenciales de gestión. En diciembre de 2024, por ejemplo, REE activó el llamado Servicio de Respuesta a la Demanda, recortando suministro a grandes industrias ante la caída de temperaturas y la consecuente rampa de demanda –una señal más de que el sistema iba al límite en horas punta. Todo ello apuntaba a que la red ibérica, sin renovaciones urgentes (almacenamiento, refuerzos, sistemas de control adicionales), llegaba al 2025 con un delicado equilibrio que, desgraciadamente, acabó rompiéndose.

Este tipo de incidentes demuestra por qué es crucial contar con conocimientos en sistemas energéticos. Con una buena base técnica, como la que ofrecemos en Resueltoos, cualquiera puede acceder a la comprensión del funcionamiento de la red eléctrica y su gestión

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