Hasta el 28 de abril de 2025, los habitantes de la Península Ibérica daban por sentado el acceso a la electricidad en cualquier momento del día y todos los días del año. Pero ese día se rompió la confianza en un sistema que hasta entonces se consideraba seguro.
Todo se apagó y dejó de funcionar, salvo aquellos servicios y edificios que contaban con equipos autónomos de producción de energía, una alternativa al sistema eléctrico nacional. Se trata de aquellos que contaban con sistemas de respaldo como generadores y sistemas de energía ininterrumpida: hospitales que mantenían quirófanos, unidades de cuidados intensivos y sistemas de soporte vital, centros de control y seguridad críticos, centros de coordinación de emergencias, tráfico aéreo y ferroviario o centros de datos críticos.
Desde aquel día, probablemente cada hogar disponga de una radio a pilas, y en muchas comunidades de vecinos ha aumentado la posibilidad de instalar y poseer algún tipo de almacenamiento de energía, que permita mantener de forma independiente la actividad de los servicios comunes del edificio en caso de corte de suministro eléctrico.
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Energy Island tuvo un mal día
Hasta ese momento, los referentes internacionales del sistema eléctrico español destacaban su capacidad para integrar la generación renovable, caracterizada por una difícil controlabilidad e intermitencia (REF), dentro de las características de la península que la definen, junto con Portugal, como una isla energética.
Esta consideración se debe al carácter geográfico periférico del resto de la Unión Europea y a que la conexión eléctrica terrestre con el centro de Europa se realiza únicamente a través de Francia. De hecho, la capacidad de interconexión eléctrica entre ambos países alcanza valores significativamente por debajo de las recomendaciones de la UE: actualmente sólo está disponible el 5%, mientras que la Comisión recomienda valores mínimos en torno al 10-15% de la capacidad de producción de los países.
Un informe de ENTSO (Red Europea de Operadores de Redes de Transmisión Eléctrica) publicado a mediados de marzo de 2026 indica que fueron una serie de acontecimientos los que provocaron energía nula en el sistema eléctrico de la Península Ibérica.
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El culpable: de las renovables a la multicausalidad
El informe final de los gestores de la red eléctrica europea señala el fenómeno en cascada de la sobretensión como la verdadera causa del apagón. Así, las fuentes de energía renovables no sólo dejan de ser las culpables, como se indicó inicialmente, sino que incluso se señala que se les niega ser parte de la solución.
España se quedó con energía cero debido a la inestabilidad de tensión por oscilaciones de baja frecuencia. Se produjeron una serie de oscilaciones de potencia (entre 0,21 Hz y 0,63 Hz) que no pudieron compensarse a tiempo. Para protegerse, el sistema -interconectado con Francia y Portugal- activó el apagado automático de generadores y líneas de alta tensión entre España y Francia. Luego, en cuestión de segundos, se produjo un colapso total y la Península Ibérica quedó aislada como lo que es: una isla de energía.
El informe incluye como elemento clave el hecho de que los mecanismos de control de tensiones vigentes en ese momento no fueron capaces de gestionar las variaciones. En este mismo momento, las fuentes de energía renovables podrían ser parte de la solución, si se permitiera que las instalaciones de generación renovable participaran activamente en el control dinámico de la tensión. Después del apagón, se cambiaron las leyes para que ahora estas plantas puedan ayudar a estabilizar la red.
Y, según el informe, el problema no era que el excedente de energías renovables en el sistema provocara una falta de inercia (la capacidad de los generadores giratorios para hacer frente a cambios repentinos de frecuencia). En cambio, los límites de protección que eran demasiado rígidos dejaron al sistema sin capacidad de control para ajustarse a las variaciones de voltaje.
Evita un nuevo ‘bronceado’
Tras el apagón, las recomendaciones del informe para evitar que esto vuelva a suceder incluyen, entre otras cosas, actualizar el protocolo para que todas las tecnologías, incluidas las baterías y las plantas renovables, participen activamente en el control dinámico de la tensión.
Se recomienda que las plantas renovables cuenten con tecnología de formación de redes para garantizar inmediatamente la estabilidad del sistema mediante la inyección o absorción de energía reactiva. También indica la necesidad de incrementar los dispositivos electrónicos (por ejemplo baterías) que puedan absorber o liberar energía reactiva de forma instantánea y con autonomía.
Internamente, el informe aconseja una mayor coordinación entre los diferentes actores de la red para monitorear las oscilaciones en tiempo real. Y a nivel externo, propone revisar los protocolos de actuación ante oscilaciones de baja frecuencia, entre las empresas que gestionan y explotan las redes de transporte eléctrico de alta tensión en España, Portugal y Francia (REE, REN y RTE).
Garantizar la estabilidad del sistema
Para evitar otra caída del sistema, Red Eléctrica de España ha endurecido los protocolos con su aumento de trabajo. Ha habido un cambio fundamental en la definición y disponibilidad de los servicios de ajuste, es decir, mecanismos que equilibran la oferta y la demanda en tiempo real para garantizar la estabilidad, la frecuencia y el voltaje de la red.
Entre algunas medidas técnicas relacionadas con los servicios de adaptación estaría aumentar la reserva de energía, obligando a más plantas (principalmente de ciclo combinado y grandes hidroeléctricas) a estar encendidas y apagadas (conectadas a la red) incluso si su energía no es necesaria. Se consigue así una inercia síncrona, que resuelve oscilaciones de tensión similares a la que provocó el apagón.
Además, se ha reducido el flujo de electricidad con Francia, exportando e importando menos energía de la que sería técnicamente posible. Y ciertas plantas locales se ven obligadas a comenzar a producir, incluso si eso significa mayores costos de producción, para mantener el voltaje en niveles seguros.
Cuanto mayor sea la seguridad, mayores serán los costos.
Según informes de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y datos de Red Eléctrica de España (REE), los costes de los servicios de adaptación del sistema han aumentado un 50% al comparar los datos de 2024 y 2025.
El operador del sistema pasó de un pago de 2.668 millones de euros en 2024 a más de 3.800 millones en 2025 para garantizar la estabilidad de la red. Por tanto, el impacto final en la factura ha aumentado de 10 €/MWh a más de 15 €/MWh. Por tanto, se puede decir que aumentar la seguridad del sistema para evitar futuros cortes de energía cuesta alrededor de 5 €/MWh. Además, este coste puede seguir aumentando, teniendo en cuenta las mejoras técnicas emprendidas en el sistema, que apenas han comenzado tras el cero de energía hace un año.
Según Eurostat, los precios mayoristas ibéricos antes del apagón estaban por debajo de la media europea. Sin embargo, a partir de mayo de 2025 comenzaron a alcanzar valores similares a los de sus socios europeos.
Para ello, la CNMC introdujo una serie de modificaciones en la normativa de subastas de generación que evitan que los precios alcancen valores cercanos a cero o negativos y, por tanto, excluir aquellas centrales que aportan inercia al sistema (como las centrales de ciclo combinado o las nucleares). Se trata de un intento de garantizar la presencia de este tipo de generadores de respaldo, que aseguran la robustez en el funcionamiento y evitan posibles inestabilidades técnicas provocadas por las plantas renovables.
Y la lira también: el mercado eléctrico regulado español aspira a ser menos volátil en 2026.
Este hecho afectó los precios. En abril de 2025, el precio medio en el mercado eléctrico rondaba los 27 €/MWh, mientras que el promedio en los cinco meses siguientes (mayo-septiembre) alcanzaba los 38,50 €/MWh, cifra que se incrementó aún más entre octubre de 2025 y marzo de 2026 hasta los 45 €/MWh, y este mes de abril rondará los 41 €/MWh. Se trata de un aumento de los precios mayoristas cercano al 50%, lo que refleja un esfuerzo por garantizar la disponibilidad del sistema.
Reconfigurar el sistema
El impacto más importante tras el apagón estuvo en la reconfiguración del funcionamiento del sistema eléctrico. La decisión de REE de mantener una reserva de marcha superior a la habitual para evitar oscilaciones de frecuencia aumentó los costes y el precio de la factura. Además, las expectativas indican que las inversiones para mejorar la seguridad del sistema eléctrico aumentarán en los próximos años.
Por otro lado, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha anunciado inversiones hasta 2030 para el mantenimiento de los sistemas de transporte y distribución que superan los 13.000 millones de euros.
Considere el diseño del sistema eléctrico.
Quizás deberíamos plantearnos si es más eficiente a nivel económico y técnico seguir alimentando el sistema eléctrico actual, diseñado a mediados del siglo pasado y basado en el transporte de electricidad a largas distancias, desde las grandes regiones productoras hasta las de consumidores. O si, por el contrario, ha llegado el momento de pensar en un gran conjunto de subsistemas eléctricos regionales interconectados.
Esto protegería el sistema eléctrico en su conjunto, ya que en caso de fallo sólo se desconectarían los subsistemas afectados. No habría energía cero general porque se activarían cortafuegos regionales. La recuperación del subsistema regional sería más fácil que la recuperación del total actual. Se trataría, en definitiva, de replicar el modelo europeo y el de las islas (Baleares y Canarias) en la península.
Está en juego no sólo la eficiencia técnica del sistema eléctrico, que debe seguir incluyendo fuentes de energía renovables, sino también la viabilidad económica del sistema, que debe completar el proceso de transición energética.
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