Los expertos de ENTSO-E han publicado su “informe factual” sobre el histórico apagón eléctrico del 28 de abril, un análisis técnico que no atribuye por ahora responsabilidades y coincide en lo esencial con la secuencia difundida por el Gobierno: el cero ibérico se desencadenó por una “cascada de sobretensiones” iniciada en el sur de España que se extendió en minutos por toda la Península. El documento descarta señalar a las renovables como causa, y pone el foco en el control de tensión que debe prestar la generación conectada a la red.
El panel —45 especialistas de operadores de transporte y reguladores europeos— subraya que el del 28-A es “el incidente más grave en Europa en más de dos décadas” y que “no se han visto antes” eventos de este tipo por sobretensión (lo habitual son colapsos por baja tensión asociados a desequilibrios potencia-frecuencia). “El problema no es la presencia de renovables, sino disponer de generación que regule tensión; puede hacerse con tecnologías verdes o convencionales”, remarcaron.
Una cronología que encaja con la versión oficial
El 28 de abril arrancó como “un día típico de primavera”, con alta fotovoltaica, precios diarios a la baja y exportaciones de hasta 5 GW a Francia. Desde las 10:30 se observaron variaciones significativas de tensión dentro de parámetros. A las 12:03 se produjo una primera oscilación local (y después otra interárea), que los operadores de España, Portugal y Francia mitigaron con medidas protocolizadas (entre ellas, reducir los flujos con Francia). Esa mitigación elevó la tensión en el sistema ibérico, todavía dentro de los límites operativos.
El punto de inflexión llegó a partir de las 12:32: secuencias rápidas de desconexiones en Granada, Badajoz, Huelva, Sevilla, Cáceres y Segovia, con pérdidas de al menos 2–2,5 GW entre fotovoltaica, termosolar y eólica en menos de 20 segundos. Algunas salidas se debieron a protecciones por sobretensión, mientras que en la mayoría de casos se desconocen aún las causas. A las 12:33, la pérdida de sincronismo con Francia y Marruecos y la apertura de interconexiones llevaron al cero eléctrico.
El talón de Aquiles: potencia reactiva y normativas desactualizadas
El informe constata diferencias relevantes entre la potencia reactiva prevista y la medida en centrales convencionales >100 MW del centro-suroeste español desde, al menos, las 9:00; en Portugal ese seguimiento sí se ajustó a lo esperado. Traducido: hubo unidades que no estaban regulando tensión como debían o consumían reactiva cuando debían absorberla, agravando la sobretensión. “Los mecanismos existentes no bastaron para controlar las variaciones”, señalan, al tiempo que recuerdan que el procedimiento español de control de tensión (PO 7.4) era de 2000 y se actualizó en junio, pero aún tardará meses en entrar plenamente en vigor.
Datos incompletos y un “final” para 2026
“Faltan datos” sobre pérdidas de generación previas al apagón: 33 empresas de generación y distribución autorizaron compartir información con el panel, pero ocho no. ENTSO-E se da cuatro meses para un “informe final” a principios de 2026, con el análisis de causas raíz, una revisión del control de tensión ejercido por todos los actores y un estudio específico de la oscilación local de las 12:03. Hasta entonces, no habrá atribución de culpas.
Reacciones del sector
Red Eléctrica afirmó que el dictamen confirma la secuencia ya divulgada en su análisis de junio. Transición Ecológica lo considera alineado con la comisión interministerial: el cuello de botella estuvo en el control de tensión, no en la penetración renovable. Desde la industria fotovoltaica se subraya que las plantas podían aportar regulación de tensión, pero la norma vigente no lo contemplaba, lo que limitó su contribución el 28-A.
Lecciones inmediatas
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Actualizar y desplegar sin dilación el nuevo marco de control de tensión, exigiendo capacidad de regulación a toda la generación —también distribuida— y verificándolo.
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Mejor instrumentación y telemedida en redes de distribución para rastrear desconexiones y actuaciones de protecciones en tiempo real.
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Procedimientos coordinados que eviten efectos colaterales (medidas que mitigan oscilaciones pero empujan la tensión al alza).
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Intercambio de datos obligatorio y ágil entre TSO, DSO y generadores cuando está en juego la seguridad del sistema.
En resumen: el apagón fue un evento multifactorial por sobretensión en cascada; las renovables no son las responsables; el sistema necesita más y mejor control de tensión, medición y datos compartidos.
