¿El informe señala a algún responsable del apagón?
Dice que “no pretende atribuir culpa ni responsabilidad a ninguna de las partes” implicadas en el sistema eléctrico porque su objetivo es explicar de forma “técnica y objetiva” las causas del apagón. Ahora bien, sí identifica factores que desencadenaron el cero eléctrico [Figura 1-15]:
Faltaron “grandes centrales” que tuvieran instalado el sistema de protección de tensión [Tabla 2-5]. Estos equipos habrían ayudado a frenar los dos episodios de oscilaciones de tensión que desestabilizaron la red media hora antes del apagón [Puntos 1.4.2 y 9]. El informe calcula que si las centrales nucleares hubieran tenido instalado este sistema, la capacidad de amortiguación de la red frente a esos cambios de tensión habría aumentado un 1,27% [Punto 4.2.5.3.2]. Tampoco lo tenían instalado las centrales hidroeléctricas y, aunque una central de bombeo sí contaba con él, se desconectó para intentar salvar el equilibrio del sistema [Punto 13].
Nueve de los 19 “disparos” o desconexiones de plantas analizados, que supusieron perder casi 2 GW de golpe, se desconectaron antes de lo permitido por la normativa [Punto 3.2.1.3.19] por tener protecciones mal ajustadas o demasiado sensibles.
A su vez, el margen de seguridad permitido antes de que las centrales eléctricas se apagaran automáticamente para evitar daños era “bajo o inexistente” [Punto 4.1.3.1] ya que Red Eléctrica de España (REE) mantuvo la tensión de la red en 435 kV. Esta es la tensión máxima permitida para el funcionamiento de la red y a partir de la que las centrales tienen permiso para desconectarse.
Varios generadores de energía convencionales (como nuclear o ciclos combinados de gas) fallaron en dar el apoyo obligatorio a la red más del 25% del tiempo ese día [Punto 1.4.1].
Parte del control de tensión se operaba de forma manual [Punto 1.4.1], lo que exige un tiempo de reacción humana en la toma de decisiones y procesamiento. El informe señala que los operadores “no pudieron aplicar medidas manuales de control de tensión debido a la brevedad del evento” [Punto 4.5.9].
Además, los resultados de la herramienta que usaba REE para evaluar la estabilidad de la red no estaban integrados en el sistema de alarmas de control.
Las renovables estaban programadas en un modo “fijo” [Punto 3], lo que causó que dejaran de absorber el exceso de tensión de la red cuando bajaron su producción esa mañana. Esto aceleró la subida “rápida e incontrolada” de la red.
Asimismo, una proporción de pequeñas instalaciones solares se desconectaron e hicieron aumentar la tensión de la red [Punto 11].
Aunque el informe concluye que el apagón fue causado por una combinación de “oscilaciones eléctricas, subida incontrolada de tensión y desconexiones en cascada” [Punto 1.9], la mañana del 28 de abril los modelos de red de REE no funcionaran correctamente al no lograr dar resultados válidos, sino que mostraban datos incorrectos, debido a un error informático en la programación de los equipos para controlar la tensión. A eso se sumó que los sistemas tenían un desfase de una hora en los archivos de previsión de energía solar por un error tras el cambio de hora que se hizo en marzo.
Con todo, el informe apunta que el sistema no estaba diseñado para evitar la subida de tenisón y entró en un punto de funcionamiento en el que no pudo interrumpir la cascada de desconexiones sin poder evitar el colapso de la red [Punto 4.4.3.6].
¿Las renovables provocaron el apagón?
No por sí solas. El informe concluye que el apagón no fue causado por un único motivo, sino el “resultado de la interacción de múltiples factores”. Justo antes de llegar al cero eléctrico, las centrales renovables redujeron su potencia en 500 MW. Estaban programadas en un modo “fijo” [Punto 3], cumpliendo con el Real Decreto 413/2014 que obliga a las renovables a operar dentro de un rango concreto [Punto 4.1.2.3.2]. Esto provocó que dejaran de absorber el exceso de tensión de la red, lo que aceleró su subida “rápida e incontrolada”. Además, el informe señala que cerca de 317 MW de placas solares domésticas se desconectaron, lo que aumentó la carga del sistema [Punto 11].
¿Faltó energía nuclear?
El informe no indica que faltara energía nuclear, pero sí señala que en el momento del cero eléctrico su presencia era limitada en comparación con la de las renovables [Punto 4.1.3.3] en el suroeste del país (Andalucía, Castilla-La Mancha y Extremadura), donde se originó la inestabilidad de la red [Punto 2.5.6.3].
Si bien en el conjunto de la península había mucha más nuclear activa, justo en el suroeste solo estaban conectadas cuatro centrales síncronas: una nuclear, con una capacidad de unos 1.000 MW; dos centrales de ciclo combinado (800 MW) y una central hidráulica (70 MW). El resto del suministro del suroeste estaba en manos de renovables que, por su configuración, “fueron incapaces de responder a las oscilaciones de voltaje” de la red. Esta “ineficiencia del control de tensión”, según detalla el informe, fue el factor clave del incidente.
¿Qué dice el informe sobre la planificación de Red Eléctrica?
Señala que para el 28 de abril había programada una central de ciclo combinado para regular la tensión en el oeste de Andalucía para todo el día, pero esta unidad “fue declarada fuera de servicio debido a un problema interno” el día anterior. Para cubrir ese hueco, se mantuvo encendida otra planta durante la noche, pero el informe indica que la mañana del 28 de abril se consideró que “no era necesaria” [Punto 2.6.8].
Según el informe, antes de que comenzara el incidente a las 12:32 h, la red española se consideraba “segura” ya que cumplía con todos los estándares técnicos de planificación y operación. Sí que detalla que REE sufrió fallos ese día:
Un error informático en la programación de los equipos para controlar la tensión hizo que sus modelos de red de esa mañana no funcionaran correctamente al no lograr dar resultados válidos, sino que mostraban datos erróneos, como barras de 400 kV funcionando a 280 kV.
Los sistemas también tuvieron un desfase de una hora en los archivos de previsión de energía solar por un error tras el cambio de hora que se hizo en el mes de marzo.
Además, la herramienta que usaba REE para evaluar la estabilidad de la red “no indicó ningún riesgo de estabilidad para las marcas de tiempo 11:50 y 12:25”, justo antes y después de las oscilaciones que provocaron el cero eléctrico. Esto ocurrió porque sus resultados, que se emiten cada 15 minutos, no estaban integrados en el sistema de alarmas que ven los operarios en tiempo real.
Sin embargo, el panel de expertos que ha elaborado el informe concluye que el colapso fue “imprevisible” [Punto 6.3.7] ya que los análisis de seguridad mostraron que la red cumplía con los criterios técnicos habituales hasta el momento del fallo.
¿Hay empresas que no han compartido información sobre lo que falló en sus instalaciones?
Sí, el informe señala que hay empresas, tanto generadoras como distribuidoras [Punto 9.4.3], que no han presentado toda la información, “particularmente sobre las desconexiones de plantas que ocurrieron antes del apagón total” y las oscilografías, es decir, los registros de la tensión, la frecuencia y la corriente de la red. El informe señala que de las 19 desconexiones, en tres casos hubo información insuficiente para poder evaluar si su comportamiento se ajustó a la normativa vigente [Punto 3.2.1.3.19]. Detalla que estas empresas alegaron que no tenían esos datos para justificar que no se compartieran con la investigación.
Específicamente, el informe de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E) indica que no se aportó información de diferentes plantas de Badajoz [Puntos 3.2.1.3.2, 3.2.1.3.10, 3.2.1.3.12, 3.2.1.3.13], Granada [Punto 3.2.1.3.1], Huelva [Punto 3.2.1.3.6 ], Segovia [Punto 3.2.1.3.4], Cáceres [Puntos 3.2.1.3.9 y 3.2.1.3.14], Sevilla [Punto 3.2.1.3.11] y Cádiz [Punto 3.2.1.3.16].
¿El informe se ha realizado en base a auditorías independientes?
No, el informe se basa en la información técnica y los documentos facilitados por los propios operadores de red, empresas distribuidoras y generadores afectados [Punto 1.1.2]. El análisis de esta información la han realizado 49 expertos de organismos como la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía de la Unión Europea y otros técnicos de operadores de otros países no implicados, como Austria y Hungría [Punto 1.1.1]. Además, participaron en el informe representantes de los operadores, pero el documento indica que fue por aportar ideas y sugerencias”, pero no por “actuar como autores principales ni del informe fáctico ni del informe final”.
¿Hubo problemas en la recuperación del sistema eléctrico?
Sí, es algo que ya reconoció el informe del Gobierno, publicado el 17 de junio de 2025. El informe final del panel de expertos de ENTSO-E detalla que el principal obstáculo fue la pérdida de comunicaciones con empresas distribuidoras en Galicia, Sevilla y Barcelona, ya que los teléfonos fallaron y Red Eléctrica no pudo enviar órdenes, lo que retrasó la vuelta de la luz al no poder recibir instrucciones del centro de mando de control nacional [Punto 5.9]. También se usaron “islas” de energía para arrancar el sistema desde cero, pero algunas de ellas colapsaron: en Levante [Punto 5.2.7], la central se apagó tras subir el voltaje a 455 kV; en Asturias [Punto 5.2.5], los equipos se desconectaron por protecciones mal configuradas que saltaron antes de tiempo; y en Cantabria [Punto 5.2.9] se perdió la red por vibraciones entre los generadores.
Para el proceso de reposición, también se utilizaron las interconexiones existentes con Francia y Marruecos [Punto 1.5], aunque el apoyo de Marruecos se cortó a las 14:27 durante siete minutos por un fallo en su propia red.