Un informe investiga las causas del apagón en España: así fueron los 90 segundos críticos que lo cambiaron todo
El Panel de Expertos de Investigación del ICS ha publicado hoy, 3 de octubre de 2025, un Informe de Hechos que reconstruye con detalle el apagón que dejó sin luz a España y Portugal el 28 de abril de 2025 a las 12:33 CEST. No busca culpables ni causas raíz: su objetivo es contar con precisión la secuencia y dejar las conclusiones y recomendaciones para el informe final dentro de unos cuatro meses.
Qué información hay que tener clara de entrada
Fue el incidente más grave en el sistema eléctrico europeo en más de dos décadas, clasificado como escala 3 (la máxima). La tensión cayó a cero y se perdió el 100% de la demanda en la península: 25.638 MW en España y 5.900 MW en Portugal.
El documento se centra en hechos contrastados: condiciones previas, decisiones operativas y una cascada de disparos que el sistema no pudo frenar. Sin embargo, este informe deja claro desde el principio que busca señalar culpables; sino arrojar luz sobre la cadena de hechos.
La mañana antes del fallo: mucha renovable y tensión alta
De 9:00 a 12:32 hubo mucha producción renovable, precios a la baja y España exportando hasta 5 GW a países vecinos. La tensión de la red de 400 kV subió y los operadores de RE (España) y REN (Portugal) aplicaron decenas de maniobras para bajarla, sobre todo, desconectando reactancias (equipos que “absorben” potencia reactiva).
- 52 maniobras en España entre las 9:02 y las 12:32; a esa hora solo 4 de 13 reactancias de 400 kV seguían conectadas.
- En Portugal también se retiraron reactancias y una de Palmela se disparó por baja tensión a las 12:19.
Además, se dieron oscilaciones en la red:
- Local (12:03–12:08), sobre todo en España y Portugal. Se activó el protocolo ibérico-francés para amortiguarlas y se cambió el enlace HVDC a modo potencia constante. El control de amortiguamiento POD-Q del lado español quedó bloqueado.
- Inter-área (12:19–12:22), a escala europea, con amortiguamiento que llegó a ser negativo. Se inició countertrading para reducir intercambios.
Estas actuaciones ayudaban a las oscilaciones, pero quitaban “freno” a la tensión, porque iban reduciendo la capacidad de absorber reactiva.
La secuencia crítica: 90 segundos que lo cambiaron todo
- 12:32:00–12:32:57. Se pierden ≈525 MW en España: 208 MW de eólica/solar distribuida y aumento neto de demanda por posible desconexión de pequeños generadores. La frecuencia baja ligeramente, pero la tensión sube rápido.
- 12:32:57. Se dispara un transformador 400/220 kV en Granada por sobretensión (≈1,10 pu), con pérdida de 355 MW y de 165 Mvar que estaban “comiéndose” tensión. La red queda aún más “ligera”.
- 12:33:16–12:33:18. Llegan las sobretensiones extremas y la red entra en cascada:
- +725 MW perdidos en Badajoz (dos disparos). Tensión medida de 435,4 kV y otros 203 Mvar de absorción que desaparecen.
- Se superan los 440 kV en al menos un punto.
- +≈930 MW menos (eólica y solar) en varias provincias por protecciones de sobretensión.
- En total, a las 12:33:18 la pérdida acumulada supera 2,5 GW y se registran picos de 451,4 kV en el sur.
- 12:33:19 en adelante. La península pierde sincronismo con Europa y se aísla:
- Se activan planes de defensa: desconexión de bombeos (4.854 MW) y LFDD (cortes automáticos de carga) de 8.505 MW en España y 2.173 MW en Portugal.
- Se abren interconexiones con Marruecos (49,5 Hz), Francia (AC) y el HVDC.
- El RoCoF supera −1 Hz/s. En segundos, colapso total, con desconexión también de 3.390 MW nucleares, 3.198 MW fotovoltaicos y 719 MW de ciclos combinados.
Qué factores marcaron la caída de la electricidad en el país
- Falta de “freno” a la tensión: la red se quedó con poca capacidad de absorber reactiva por dos motivos: muchas reactancias desconectadas por la mañana y, después, pérdida de generadores que por norma deben absorber parte de esa potencia (por ejemplo, factor de potencia 0,98 inductivo).
- Protecciones por sobretensión: gran parte de las primeras desconexiones (más de 2,5 GW) se debieron a relés de sobretensión. La normativa de “resistencia a la tensión” varía por fechas de puesta en servicio, lo que complica configuraciones y coordinaciones.
- Datos incompletos: faltan registros de fallo de algunos agentes (sobre todo, en distribución), lo que limita afinar más el minuto a minuto.
- Herramientas regionales: no se preveían problemas de seguridad a esa hora; hubo inconsistencias de modelos en los RCC, sin impacto directo en la operación real del día.
Qué se investigará ahora
- Causas raíz y factores contribuyentes.
- Control de tensión: planificación, herramientas, papel de generadores y transformadores con cambiador de tomas.
- Comportamiento de los equipos: si las desconexiones cumplieron los requisitos de soporte de tensión.
- Análisis extra: oscilaciones de días previos, operación del HVDC y coherencia de los estudios de seguridad.
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