El 28A o Cero Energético: causas, consecuencias y recomendaciones
El 28 de abril de 2025, España sufrió un cero eléctrico. A las 12:33 horas, el suministro eléctrico se interrumpió repentinamente en toda la España peninsular, Portugal continental y Andorra, llegando incluso a afectar al sur de Francia.
Aproximadamente 50 millones de personas se quedaron sin luz y sin la posibilidad de acceder al 99% de los recursos necesarios en nuestro día a día personal y profesional, dependientes del suministro de energía.
Durante más de 10 horas, los servicios básicos, el transporte y las telecomunicaciones se vieron gravemente interrumpidos y afectados. Algunos recursos esenciales -especialmente sanitarios- y otros servicios de emergencia sobrevivieron gracias a disponer de un eficaz sistema autónomo de generación y suministro de energía.
Transcurridas ¡casi tres semanas! nadie ha dado una explicación clara de lo acontecido, ni de sus causas, ni de sus consecuencias. Tampoco hemos podido analizar ningún plan de medidas para evitar que esta situación dramática vuelva a suceder.
El sistema eléctrico español se rige por un marco normativo establecido en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico (“Ley 24/2013”), y su desarrollo reglamentario. Dicha ley atribuye a Red Eléctrica de España (REE), por un lado, la responsabilidad derivada de su condición de transportista único de electricidad en alta tensión (gestor único de la red de transporte) y, por otro lado, la derivada de su condición de Operador del Sistema. Como operador del sistema, REE tiene la responsabilidad legal principal de garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico, asegurando la coordinación adecuada entre producción y transporte.
Conforme al artículo 30.1 de la Ley 24/2013, corresponde a REE velar por que no se produzcan interrupciones generalizadas del servicio, manteniendo las condiciones de estabilidad de la red en todo momento. Esta función conlleva, entre otras tareas, la supervisión en tiempo real del estado del sistema eléctrico peninsular, la gestión de las reservas estratégicas de generación y la activación de mecanismos de protección ante perturbaciones. Cabe señalar que REE desempeña dichas funciones de operación en coordinación con otros agentes del mercado eléctrico, incluyendo el operador del mercado, Operador del Mercado Ibérico de Energía – Polo Español (OMIE), y todas las empresas generadoras y distribuidoras, bajo la regulación y supervisión de las autoridades competentes.
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) desempeña un papel regulatorio crucial. La CNMC, creada por la Ley 3/2013, es el organismo independiente encargado de la supervisión y control del correcto funcionamiento de los mercados energéticos, entre otros. En el sector eléctrico, la CNMC supervisa el cumplimiento de la normativa por parte de los distintos sujetos (operadores del sistema y del mercado, transportistas, distribuidores, comercializadores, etc.), velando por la transparencia y la competencia efectiva. Lo cual incluye la posibilidad de imponer sanciones o recomendaciones normativas si se detectaran actuaciones negligentes y perjudiciales que pudieran afectar al sistema.
Por su parte, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), a través de la Secretaría de Estado de Energía, es la autoridad gubernamental encargada de la política energética y de la planificación del sistema eléctrico. El MITECO dicta la planificación indicativa de las redes de transporte (aprobada por el Gobierno) y tiene potestades para dirigir actuaciones estratégicas en situaciones de emergencia energética. En un evento crítico como el apagón, el MITECO debe liderar la respuesta institucional coordinando un comité especial de análisis (presidido por la Vicepresidenta tercera y ministra de Transición Ecológica) y agrupando esfuerzos con otros ministerios y organismos como el Centro Nacional de Protección de Infraestructuras Críticas y el Instituto Nacional de Ciberseguridad (INCIBE). El Ministerio, además, puede proponer cambios regulatorios para reforzar el sistema tras extraer conclusiones del incidente.
Cualquier norma debe además tener en cuenta las directivas, reglamentos y recomendaciones emanadas de la Unión Europea a la que España pertenece como miembro de pleno derecho desde el 1 de enero de 1986, de pleno derecho con todos sus derechos y obligaciones.
En resumen, el complejo entramado normativo español asigna responsabilidades, en principio, claramente definidas: REE como operador técnico garante de la seguridad de suministro, bajo la vigilancia de la CNMC y las directrices estratégicas del MITECO. El marco normativo y empresarial descrito debe constituir la base fundamental para el análisis de las causas, consecuencias y responsabilidades del apagón eléctrico del pasado día 28 de abril.
I. Sobre las causas del apagón.
La primera opción es que todavía nadie tiene una certeza razonable sobre las causas. La segunda es que las causas reales, directas y eficientes son conocidas, pero se ocultan a la opinión pública. Se han anunciado varias comisiones de investigación. No se han concretado, pero es difícil que realmente se determinen y hagan públicas las causas.
La ignorancia u ocultación de las causas impide o cuando menos dificulta las reclamaciones judiciales tendentes a exigir la declaración de responsabilidades y la indemnización de los daños y perjuicios causados. Este es el centro del problema.
Un análisis jurídicamente serio probablemente debería concluir que no existe una única causa, pero que debe llegarse a conclusiones razonables sobre la causa más directa y eficiente y que todos los que han producido o no han evitado esta situación deben responder por las acciones u omisiones de las que traen causa los daños y perjuicios causados. No va a ser fácil ni puede esperarse ningún resultado a corto ni a medio plazo. Ante la amenaza real de reclamaciones por cuantía superior a los cuatro mil millones de euros (según cálculos cada vez más certeros de algunos operadores y sus aseguradoras), la dificultad de centrar las causas claramente dificulta cualquier reclamación.
II. Sobre las consecuencias del apagón.
En un plazo todavía hoy impredecible (la Ley Orgánica 1/2025, de 2 de enero, de medidas en materia de eficiencia del Servicio Público de Justicia, se encargará de dilatarlo), el lenguaje cambiará y volverá a centrarse en el colapso de la Administración de Justicia y la imposibilidad de hacer frente de manera razonable a todas las reclamaciones. Y dentro de -aproximadamente- cinco años, el Cero Energético del 28 de abril 2025 ya no estará en el centro de atención.
No obstante, es importante analizar la Capacidad de Evacuación y Gestión de la Red y cuáles son los desafíos del sistema.
El apagón ha puesto de relieve importantes desafíos técnicos en la gestión del sistema eléctrico español, muchos de ellos relacionados con la rápida transformación de las fuentes de generación en favor de las energías renovables. España ha experimentado en los últimos años un fuerte crecimiento de la potencia eólica y solar, logrando en determinados momentos, cubrir una porción altísima de la demanda (incluso exportando excedentes) y reduciendo mucho la generación convencional. Esta transición energética insoslayable implica sin embargo adaptaciones en la infraestructura y en los procedimientos de operación para mantener la estabilidad del sistema. La capacidad de evacuación se refiere precisamente a la idoneidad de la red para recibir e integrar toda la energía generada por las plantas (especialmente renovables) sin congestiones ni riesgos, y distribuirla donde sea preciso en cada momento.
El regulador llegó a advertir de situaciones indeseables que “podrían desembocar en apagones” si no se gestionaban adecuadamente. Hay precedentes que demuestran la capacidad técnica de operar con altísimo porcentaje renovable, pero también hay constantes indicaciones claras, expresas y directas de todos los operadores sobre la necesidad de acometer de forma urgente cambios sustanciales y mejoras improrrogables en la red.
El 28 de abril 2025, por primera vez, España solo tuvo en marcha 3 de los 7 reactores nucleares (uno en mantenimiento y otros tres apagados voluntariamente por precio). Esta situación era perfectamente conocida y estaba claramente advertida con suficiente antelación para poder haber adoptado las medidas paliativas necesarias. Pero no se tomaron.
El resultado fue una menor inercia eléctrica en el sistema, completamente inasumible e imposible de gestionar. La inercia síncrona es un concepto clave en estabilidad: las grandes turbinas de centrales convencionales rotan y aportan inercia que amortigua cambios bruscos de frecuencia. Las renovables como la fotovoltaica, al estar conectadas por inversores electrónicos sin masa giratoria, no aportan inercia, de modo que en un sistema con alto peso renovable la frecuencia puede cambiar más rápidamente ante un desequilibrio.
Esto exige esquemas de protección más veloces y reservas operativas más dinámicas para reaccionar. En España, REE dimensiona tradicionalmente una reserva de regulación primaria de ±300 MW y secundaria de ±1600 MW para enfrentar desvíos, lo cual, en escenarios de variabilidad renovable tan alta, exige reforzar esas reservas con medios nuevos: baterías de almacenamiento, respuesta activa de la demanda (consumidores que bajan carga automáticamente), y servicios de inercia sintética que emulen el comportamiento de las máquinas convencionales.
La propia normativa técnica está evolucionando en este sentido. De hecho, los Procedimientos de Operación del sistema autorizan a REE a limitar la producción renovable o a requerir la entrada forzosa de generación térmica cuando sea necesario para sostener márgenes de seguridad y todas las instrucciones operativas (establecidas, por ejemplo, en los P.O. 3.2 y 7.5) son de obligado cumplimiento para los productores. Pero el 28 de abril 2025, fallaron. Un aspecto crítico vinculado al apagón es la suficiencia de la protección del sistema ante perturbaciones de gran magnitud en un entorno de generación distribuida.
En los últimos años, REE ha detectado la necesidad de modernizar esos criterios generales de protección para adaptarlos a las “nuevas necesidades del sistema” y a las “nuevas tecnologías disponibles”, según sus propias palabras y lo ha puesto de manifiesto de forma reiterada, clara y precisa.
En mayo de 2024 (casi un año antes del incidente), el operador del sistema elevó al Gobierno una Propuesta de actualización de los Criterios Generales de Protección del Sistema Eléctrico Español, precisamente motivada por la entrada masiva de energías renovables en el sistema. En ese informe técnico se subrayaba que el cambio de mix de generación –con muchas plantas renovables conectadas en distintas tensiones, incluso en redes de distribución– estaba alterando la criticidad de ciertos nudos de la red que antes solo alimentaban demanda pero ahora pasan a evacuar grandes cantidades de generación.
Es imprescindible que se acelere la aprobación de estos nuevos protocolos de seguridad, incorporando tecnología más moderna (automatismos más rápidos, sistemas de control adaptativo) y requisitos de reporte en tiempo real de incidencias para mejorar la coordinación entre el operador del sistema y las plantas generadoras.
Otra cuestión ligada a la capacidad de evacuación es la robustez de la red de transporte y las interconexiones. Actualmente, la interconexión eléctrica España-Francia es limitada (alrededor del 3% de la capacidad instalada española), lo que restringe la posibilidad de apoyo mutuo en casos extremos. REE ha señalado que reforzar las conexiones internacionales aumentaría la fiabilidad: está prevista, por ejemplo, una nueva interconexión submarina por el Golfo de Vizcaya que añadiría capacidad con Francia y haría el sistema más estable ante perturbaciones.
Del mismo modo, la distribución geográfica de los recursos de emergencia (black-start) influyó en la recuperación (España dispone de unos 3 GW de capacidad de arranque en negro (centrales hidroeléctricas y turbinas de gas capaces de encender sin red), pero debe reasegurarse e incrementarse.
En conclusión, el Cero Energético ha evidenciado graves carencias en la capacidad de respuesta del sistema eléctrico bajo circunstancias extremas de alta generación renovable y baja inercia. Si bien las protecciones del sistema actuaron evitando daños catastróficos en equipos (por ejemplo, las centrales y subestaciones no sufrieron destrucciones físicas gracias a que los relés abrieron circuitos a tiempo), el evento dejó al descubierto deficiencias en la velocidad de reacción y en la coordinación entre distintos niveles de defensa, así como un dimensionamiento insuficiente de ciertos esquemas frente a un escenario nuevo de penetración renovable masiva.
El apagón masivo del 28 de abril de 2025 en España representa un hito sin precedentes que ha puesto a prueba la resiliencia del sistema eléctrico y la solidez de su marco regulatorio. A la espera de resultados definitivos de la investigación técnica, las evidencias recogidas apuntan a una concatenación de fallos técnicos excepcionales como desencadenante del colapso, más que a causas externas deliberadas. Las protecciones actuaron evitando daños mayores, pero el hecho de que todo el sistema peninsular cayese simultáneamente revela que existían lagunas en los esquemas de seguridad frente a perturbaciones tan rápidas e intensas. Desde el punto de vista jurídico y regulatorio, el incidente subraya la necesidad perentoria de mantener la actualización normativa al ritmo de la transición energética.
III. Algunas sugerencias.
Despolitizar de forma urgente y definitiva la gestión y administración de los recursos de generación, operación, transporte y distribución. Dejen actuar a los técnicos y sigan sus recomendaciones.
La energía nuclear no puede ser un tabú político cuando ya nadie en su sano juicio duda de su carácter imprescindible y más en un sistema en clara transición. Ejecuten lo que dicen en privado: es barata, es limpia y es eficaz. El 6 de julio de 2022, el Parlamento Europeo respaldó la propuesta de la Comisión Europea de incluir ciertas actividades relacionadas con la energía nuclear en la taxonomía de inversiones sostenibles.
Actúen de forma inmediata en el marco legal vigente –con REE obligada a garantizar la continuidad del suministro-, incluyan y desarrollen cuantas medidas sean necesarias para aprobar e implementar los nuevos Criterios Generales de Protección propuestos por REE y, esencialmente, incorporen mayores requisitos de control operativo a las instalaciones renovables y mejoren la coordinación regional con redes europeas para apoyo mutuo en emergencias.
Empiecen por modificar y ampliar (una vez más) con carácter urgente el RD 23/20, que está colapsando a todas las administraciones públicas y poniendo en peligro millones de euros de inversión. Moderen cuanto antes el Hito 4: fecha de obtención de la autorización de explotación definitiva (puesta en marcha efectiva), para que todos los desarrolladores e inversores puedan terminar sin riesgo y sin los perjuicios derivados del colapso administrativo, sus inversiones y proyectos ya aprobados y en proceso de ejecución.
Para los inversores extranjeros y empresas del sector renovable, hay que acometer importantes desafíos técnicos en un sistema que avanza hacia un 100% renovable: gestionar un mix con 70-80% renovables (como ocurrió en el instante del apagón) requiere invertir en estabilidad. Para cualquier inversor o empresa del sector de las energías renovables, es fundamental entender que España sigue plenamente comprometida con la transición energética, pero necesita acreditar que se toman medidas para garantizar que la integración de las renovables se va a hacer con la máxima seguridad y garantía de sus inversiones.
Tiene que propiciarse una regulación urgente, exhaustiva y eficaz que garantice las inversiones en todas las formas de almacenamiento. Incluso, si fuera preciso, con una red de cobertura paralela que permita alimentar las baterías y evacuar la energía de forma lo más autónoma e independiente posible.
Debe reformarse el Reglamento de Redes, nuevos requisitos técnicos para las plantas de generación (convencionales y renovables) en materia de defensa ante perturbaciones, y un impulso a la planificación de la red para reforzar ejes débiles y ampliar interconexiones. La CNMC y el MITECO deberán asegurar la correcta gestión de todos los puntos de evacuación evitando y sancionando conductas arbitrarias y nocivas para el sistema. Evacuar la energía generada y autorizada es un derecho que debe protegerse siempre.
El sector eléctrico tendrá que asimilar las enseñanzas operativas: mantener un margen de generación síncrona mínima en todo momento; extremar la vigilancia de parámetros en tiempo real y desarrollar herramientas de big data que detecten indicios de inestabilidad.
Por último, el desastre del 28 de abril, tarde o temprano va a activar tanto los resortes de responsabilidad previstos en el ordenamiento, como la exigencia de diligencia al operador del sistema, la función sancionadora y orientadora del regulador y la actuación legislativa del Gobierno para corregir fallos estructurales. Y la administración de Justicia va a necesitar los medios precisos para que dichas responsabilidades sean exigibles y los daños y perjuicios producidos causados resulten legítimamente resarcidos.
El 28A debe entenderse como un punto de inflexión que obliga a repensar la arquitectura del sistema eléctrico peninsular. No puede haber transición energética efectiva sin una planificación técnica rigurosa, supervisión regulatoria eficaz y mecanismos jurídicos sólidos que garanticen responsabilidades y reparación de daños cuando estos se produzcan.
Equipo de ITER Law
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