Los informes oficiales sobre el apagón del 28 de abril demuestran que se debió a un fallo en la planificación y en la actuación de los sistemas de generación convencionales para controlar el exceso de tensión y no las energías renovables. España se encamina hacia la descarbonización con un sector de renovables robusto, preparado para dar respuesta a la electrificación del país.
Eran las doce y media. Un día de abril con un sol radiante y un viento juguetón. La temperatura era agradable, en la línea de las nuevas primaveras implantadas por el cambio climático. Sin embargo, el 28 de abril de 2025 ha pasado a la historia como la jornada en la que España entera (también Portugal y la zona sur de Francia) se apagaron.
De golpe y porrazo, la red eléctrica se quedó sin energía: «han desaparecido 15 gigavatios de golpe», decían las pocas radios que podían emitir porque contaban con sistemas de generación propios. Y se entró en un episodio histórico en España, pero no inédito a nivel mundial, porque Chile (25 de febrero de 2025) y Australia (28 de septiembre de 2016) ya habían vivido situaciones parecidas con anterioridad.
¿Qué ocurrió realmente el 28 de abril? ¿Cómo se llegó al ‘cero energético’ en cuestión de segundos? ¿Se volverá a repetir? Y, en este contexto, ¿estamos preparados para incrementar el papel de las renovables en el sistema eléctrico?
Cómo se produjo el apagón del 28 de abril
Lo ocurrido en la red eléctrica española esa jornada fue una situación tan compleja que, a día de hoy, después de haberse publicado ya varios informes oficiales que lo explican, todavía no queda del todo claro. El análisis publicado por el Gobierno achaca la responsabilidad del apagón a una mala planificación de Red Eléctrica Española (REE) y a las generadoras. Esta, a su vez, culpa a las eléctricas, que no estuvieron a la altura y no pusieron en marcha los mecanismos para controlar los desajustes de la red. Y las empresas de generación no asumen su responsabilidad y la trasladan a REE. Es decir, un cruce de acusaciones esperado, que deja en mal lugar a los agentes implicados en la gestión del sistema eléctrico de este país, más preocupados en salvar su imagen que en aclarar un suceso que no puede repetirse.
En el informe hecho público por el Gobierno de España el 17 de junio se habla claramente de que el origen del apagón fue un exceso de tensión en la red, seguido de una reacción en cadena de un conjunto de instalaciones, que se desconectaron de forma automática por motivos de seguridad.
Sucesión de acontecimientos que llevaron al apagón
Concretamente, según se detalla en el escrito, al que se puede acceder libremente, antes de las 12 del mediodía se detectaron «oscilaciones de pequeña amplitud y reducido impacto en las variables eléctricas», que fueron amortiguadas sin problema. Fue a partir de las 12 cuando la situación se complica, con una oscilación «relevante» a las 12:03, que alcanza una amplitud de 70mHz (lo normal es 50), que logra amortiguarse, pero deja tocado al sistema. A las 12:19 se detecta una segunda oscilación, en la que se detectan cambios de tensión acusados. El desastre se produjo entre las 12:32 y las 12:33, con un incremento sostenido de la tensión, que coincidió con «una reducción de la exportación en las interconexiones internacionales» que sigue al ajuste del intercambio España-Portugal que se había acordado a las 12:20 para las 12:30 entre REE y su equivalente portugués (REN)». Es el momento previo al apagón. La tensión se vuelve elevada y sostenida, y comienzan las desconexiones de plantas generadoras.
En apenas cinco segundos se produjo una desconexión masiva por sobretensión y se cae en el fatídico cero energético. El informe, presentado en rueda de prensa por la ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, atribuye responsabilidad a REE por no activar centrales de reserva y a las generadoras por no responder ante la sobretensión.
Situación meteorológica normal, pero exceso de tensión en la red
La situación vivida el 28 de abril desde el punto de vista de la generación energética no fue nada anómala. Días como ese, con una aportación de la renovable de en torno al 60 por ciento hay muchos a lo largo del año. De ahí que el problema se achaque a una falta de previsión y de no poner en marcha los sistemas encargados de controlar que los niveles de tensión se mantuvieran en el rango adecuado, explica el director del Máster en Energía Solar de la Universidad de Almería, Manuel Pérez.
Esta opinión es compartida por el responsable de Política Climática de la Fundación Renovables, Ismael Morales. Este especialista afirma que «no hubo falta de inercia por parte de renovables, había suficiente; no hubo una desviación de tensión provocada por las renovables y a lo que se apunta es a que a los sistemas convencionales no cumplieron los procedimientos de control de tensión que tienen asignados».
Cuál es la función de los sistemas de generación convencionales
La aportación de los grupos de generación convencionales, es decir, las centrales nucleares y de ciclo combinado, al sistema es fundamental, y no tanto por la cantidad de energía que inyectan, sino porque imprimen inercia al sistema. Son fuentes de generación síncronas: producen la energía mediante un elemento rotativo que gira 50 vueltas por minuto, en torno a unas bobinas. Este movimiento permite mantener la estabilidad del sistema y controlar desviaciones en la tensión.
No ocurre lo mismo con las fotovoltaicas, que producen electricidad alterna mediante un circuito electrónico y no con un sistema que gira. «No tienen manera de ajustar la inercia y se puede producir, como así ocurrió el día del apagón, que entre mucha energía sin control de inercia», aclara Manuel Pérez. Una inyección en la red que no se pudo compensar, porque aquel día, por razones que todavía no se han aclarado del todo, había menos plantas síncronas trabajando en la red.
Cómo compensar la falta de inercia de la energía fotovoltaica
El problema de la falta de inercia asociado a las plantas fotovoltaicas tiene solución y ya hay una tecnología madura capaz de solventarlo, sin embargo, la normativa en España no obliga a instalarlo, como sí ocurre en Australia, donde se introdujo una modificación del código técnico que regula las plantas renovables, a partir del apagón ocurrido en 2016.
Las plantas fotovoltaicas australianas equipan unos inversores (los sistemas electrónicos de conversión de la electricidad de corriente continua a alterna) capaces de modular la frecuencia y aportar inercia a la red. «Si esta modificación de la normativa se hubiera hecho en España, esta situación no se habría dado, porque los propios inversores de las renovables se habrían encargado de controlar las oscilaciones de la tensión. Además, estos sistemas funcionan a nivel nodal, mucho más local. Podría haberse dado un apagón en una zona concreta, pero ni mucho menos extenderse a todo el país como ocurrió», añade Ismael Morales.
Tras el apagón comenzaron a extenderse informaciones sobre la responsabilidad de las renovables en el fallo, la necesidad de mantener las centrales nucleares y apostar por esta energía como un elemento a tener en cuenta en la descarbonización del sistema energético.
Las centrales nucleares generan controversia, porque si bien es cierto que no emiten dióxido de carbono a la atmósfera como los combustibles fósiles y aportan estabilidad al sistema, generan unos residuos difíciles de gestionar. No obstante, hay especialistas que las consideran una fuente de energía muy a tener en cuenta para los próximos años, aunque en España tienen fecha de fin de operatividad en 2035.
Países como China están apostando fuerte por la energía nuclear y empresas como Google utilizan unos reactores de pequeña escala para alimentar sus centros de datos. Asimismo, se están desarrollando sistemas que han sustituido el uranio por el torio y reducen el impacto de sus residuos. Esta apuesta internaciona por la nuclear hace que haya 60 nuevos reactores en construcción, 110 planificados y 300 centrales nucleares propuestas.
Cuál es el camino elegido por España para la descarbonización del sistema energético
El camino elegido por España para la descarbonización sigue la senda de las renovables, en las que se debe incluir el hidrógeno verde, producido con fuentes limpias que, si bien en la actualidad no está del todo maduro, es una tecnología que en los próximos años dará estabilidad al sistema, al tratarse de una fuente energética gestionable, es decir, que se activa o desactiva a demanda y no depende de las condiciones de sol y viento.
«No tenemos petróleo, gas, ni uranio, así que no nos queda otra que apostar por las renovables y fórmulas como la del hidrógeno verde, también producido con energía renovable. Tenemos una energía barata procedente del sol y del viento, y apostar por ellas es el futuro de España», opina Ismael Morales.
Cómo alcanzar un modelo con un 80% renovable
La transición energética hacia un modelo 80% renovable, tal y como se define en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) es posible y se están sentando las bases para alcanzar ese objetivo. De forma paralela se necesita incrementar la electrificación de la sociedad española, algo que está en camino, aunque no al ritmo que se esperaba, y un buen ejemplo de ello es la movilidad eléctrica. Para los próximos años hay medidas previstas como la sustitución de las calderas de gas y diésel para calefacción por otras eléctricas, algo que deberá estar hecho en 2035, según ha dictado la Unión Europea, que hará que se incremente el papel de la electricidad en el escenario energético español, que actualmente solo representa el 21 por ciento.
La falta de demanda ha llevado a que los productores perciban muy poco o incluso tengan que pagar por la energía producida, lo que es está traduciendo en un freno a la instalación de nuevas plantas. «En Andalucía se baten récords de instalación año a año; en 2024 se instalaron 2.400 megavatios, pero estamos por debajo de los niveles establecidos en el PNIEC. Las renovables están maduras, pero no pueden ir solas si no hay una demanda detrás», afirma el presidente de la Asociación de Energías Renovables de Andalucía (CLANER), Alfonso Vargas.
Para el escenario tras el cierre de las nucleares se debe contar con sistemas de respaldo, que puedan dar estabilidad al sistema en caso de picos de alta demanda, que generalmente se producen en enero y julio, justo cuando se realiza un mayor uso de los sistemas de climatización. Esa fuente síncrona será el gas natural, aunque puede verse superada por el almacenamiento en baterías, una tendencia al alza y el camino a seguir, que si bien actualmente no representa una alternativa, se espera que alcance el nivel de madurez necesario en cuestión de unos años, en una escalada similar a la vivida por la energía fotovoltaica.
Incremento de la interconexión con Europa
El catedrático de Física Aplicada de la Universidad de Jaén, David Pozo, explica que para alcanzar un escenario cercano al cien por cien renovable se necesita incrementar la interconexión con Europa. De esta manera se podría importar la energía para responder a los picos de demanda que no puedan cubrirse con energías limpias, así como exportar el excedente de producción.
El equipo de David Pozo ha elaborado una base de datos con información de los últimos treinta años en España, en la que se definen las características de sol y viento, y la producción eólica y solar de cada hora de ese periodo. Estas bases de datos ofrecen una perspectiva de las situaciones problemáticas que se dan en un periodo de tiempo largo, y permiten una planificación de la producción energética renovable.
«Con esas bases de datos estamos estudiando la combinación de mix energético renovable ideal para España y depende de la interconexión con Europa: si estamos muy conectados nos interesa fotovoltaica, porque se produce mucha y muy barata», afirma David Pozo. La ventaja de la fotovoltaica, aparte del precio, reside en que la demanda y la generación están muy acopladas, es decir, la demanda máxima se da en torno al medio día, lo que coincide con el momento de máxima producción. Sin embargo, si los niveles de interconexión se mantienen en los parámetros actuales, hay que apostar más por la eólica, que garantiza más la producción por la noche.
En la definición del mix energético entran en juego cuestiones como el transporte de la energía, que condiciona en parte la ubicación de las plantas renovables. Teniendo en cuenta esta consideración, el lugar idóneo para acoger un buen número de plantas es Aragón, ubicado cerca de los tres principales focos de demanda como son Madrid, Cataluña y País Vasco, y con recursos solares y eólicos interesantes. Otra cuestión a tener en cuenta es el impacto social de la ubicación de las plantas y hasta qué punto esta comunidad está dispuesta a ser el reservorio energético de la Península Ibérica.
Capacidad de generación renovable en España
En España hay una capacidad renovable instalada para producir uno 120 gigavatios y hasta 2030 se deben instalar unos 60 más. Es mucha más energía la que se necesita, ya que las demandas máximas normales rondan los 20, con picos extraordinarios de hasta 50. Sin embargo, se necesita tener un sistema sobredimensionado, porque no todas las fuentes renovables producen al mismo tiempo.
Las energías renovables representan el camino a seguir para alcanzar la descarbonización del sistema energético. Cierto que necesitan sistemas de respaldo, pero a medida que mejora la tecnología de almacenamiento y los equipos de control de inercia, se podrá pensar incluso en relegar todavía más el papel de los sistemas de generación convencionales.
El futuro pasa por el incremento de la electrificación de la movilidad y la industria, que junto a los sistemas de autoconsumo, las comunidades energéticas, las grandes plantas y una gestión inteligente de la energía podrán hacer de España un referente internacional en energía limpia. El sector de las renovables es robusto, como también el sistema eléctrico (aunque cayera el 28 de abril) y no se ha visto opacado el apagón, por mucho ruido que hicieran quienes no acaban de ver que el futuro de España es renovable o, directamente, no será.
