El reloj se paró y el país se quedó a oscuras a las 12:03 h hace un año. El 28 de abril de 2025 será recordado como el día en el que un ‘cero energético’ colapsó la red eléctrica en España. La confusión inicial dio paso a la incredulidad y esta al análisis y búsqueda de responsabilidades. En estos doce meses, el proceso ha arrojado algunas luces, pero mantiene aún sombras por despejar. Y más aún, ha permitido desbrozar con detalle el estado de la red en España, con claros síntomas de insuficiencia en su capacidad no solo para absorber nueva demanda de potencia, sino para soportar alteraciones coyunturales por razones climatológicas o de posibles alteraciones en la producción y tensión.
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Desde aquel día, el modo de producir y gestionar la red eléctrica no ha sido igual. Desde mayo del año pasado, el llamado ‘modo reforzado’, que se apoya en energías de respaldo como los ciclos combinados, ha estado mucho más presente. Ello ha supuesto un sobrecoste que, por el momento, supera ya los 666 millones de euros. También la búsqueda de sistemas de control de las fluctuaciones de la tensión en la red. Ahora, el precio se ha echado a un lado en favor de la seguridad energética. La apuesta por las energías renovables debe buscar un equilibrio capaz de asegurar que no vuelva a ocurrir.

El nuevo rol de las renovables ante el colapso

La sobretensión de la red fue la causa que provocó el apagón; no pudo ser controlada de manera adecuada y derivó en un colapso en cadena. Uno de los cambios más significativos a los que ha forzado el apagón del 28 de abril es el modo en el que se controlará la tensión de la red. El operador de la red eléctrica solicitó a la CNMC poder modificar el llamado ‘procedimiento 7.4’ para ampliar la red de agentes ‘vigilantes’ activos con capacidad de incidir en la tensión de la red en caso de necesidad.

Hasta ahora, solo las energías síncronas —las energías tradicionales como la hidráulica, la nuclear o los ciclos combinados de gas— podían formar parte de ese ‘ejército’ de agentes vigía. A las renovables esta función solo se les otorgaba de modo programado y sin capacidad de intervenir en modo dinámico, en tiempo real. Tras el apagón, la habilitación de centrales renovables se ha ido ampliando. Es uno de los cambios en el modo de producir que inicialmente Red Eléctrica (REE) planteó que serían provisionales, pero se han prolongado en el tiempo y podrían quedarse de modo definitivo. Hacen referencia a los llamados procedimientos de operación 3.1, 3.2 y 7.2.

El impacto en el usuario y la fatiga del sistema

Aquel oscuro 28 de abril, millones de hogares y empresas se quedaron sin luz. En algunos casos, el apagón se prolongó más de doce horas. En estos meses, la Organización de Consumidores y Usuarios (OCU) ha instado a las compañías distribuidoras de energía a que compensen a los usuarios. Para una vivienda urbana con una potencia contratada de 4,6 kW que hubiera permanecido durante 11 horas sin electricidad, la compensación rondaría los 15 euros.

En abril fue el apagón, en septiembre las oscilaciones bruscas de tensión y, en invierno, el temporal de frío y nieve que puso de nuevo en cuestión el sistema. La alta demanda de energía obligó a activar el ‘botón de parada’ de la industria para no colapsar la red. Tres eventos excepcionales que dan muestra del estado de inestabilidad en el que se encuentra un sistema con síntomas de fatiga e insuficiencia, que acelera las reformas normativas para protegerse.

Batalla judicial y expedientes sancionadores

Estos meses han sido sobre todo de investigaciones y acusaciones cruzadas. El cruce de reproches entre Red Eléctrica, operador de la red, y las compañías eléctricas ha sido constante. Recientemente, un juzgado mercantil ha aceptado investigar la demanda de Iberdrola contra REE por presuntos actos de competencia desleal. La compañía considera que haberle acusado de ser responsable del apagón, al insinuar REE que el origen se situó en una planta fotovoltaica en Badajoz, ha dañado su reputación.

Pero el cruce de responsabilidades también procede de la CNMC, que ha abierto ya 35 expedientes sancionadores contra gigantes como Endesa, Naturgy, Iberdrola y Repsol, pero también contra REE. Pese a que achaca el fallo a una causa multifactorial, apunta que el comportamiento de Red Eléctrica podría acarrear incumplimientos “muy graves” sancionados con hasta 60 millones de euros. Mientras la comisión de investigación del Senado pone el foco en el operador y el Ministerio, el informe final de la red europea ENTSO-E concluye que el problema real no fue la tecnología, sino el control de voltaje.