Análisis técnico del cero de tensión en el sistema eléctrico peninsular del 28 de abril de 2025
Reconstrucción documentada y análisis de las causas, el proceso de restauración y las lecciones aprendidas tras el incidente eléctrico que afectó a la península ibérica el 28 de abril de 2025.
Por Equipo Utilify · mercados · 12 min de lectura
Introducción: Un hito en la historia eléctrica reciente El 28 de abril de 2025, el sistema eléctrico de la península ibérica experimentó una interrupción generalizada, un suceso clasificado técnicamente como 'cero de tensión' que afectó a la totalidad del territorio peninsular español y portugués, así como a Andorra. Este incidente, el más grave ocurrido en el sistema eléctrico europeo en las últimas dos décadas, marcó un punto de inflexión en la gestión operativa de redes con alta penetración de generación no gestionable. A lo largo de este artículo, desglosamos los hechos basados en los informes oficiales emitidos por Red Eléctrica (operador del sistema en España), el Gobierno y la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E). ## Cronología del incidente El colapso del sistema no fue un evento súbito causado por una única avería, sino el resultado de una acumulación de factores técnicos que se desencadenaron a partir de las 12:00 horas del 28 de abril de 2025. Según los datos del operador del sistema, hasta las 12:03 horas, la red operaba dentro de los parámetros habituales de tensión y frecuencia. A partir de ese momento, se inició una secuencia de eventos críticos: 1. Oscilaciones forzadas: Se registraron dos oscilaciones significativas provocadas por anomalías internas en plantas de generación. 2. Desconexiones en cascada: Tres eventos de pérdida de generación, sumados a la reacción de protecciones automáticas de plantas fotovoltaicas ante sobretensiones, provocaron una caída abrupta de 15 GW de potencia en cuestión de segundos. 3. Pérdida de sincronismo: La magnitud de las desconexiones superó los mecanismos de defensa del sistema, derivando en la pérdida de la interconexión con Francia y el aislamiento de la península, culminando en el 'cero' eléctrico a las 12:33 horas. ## Análisis de las causas: Una 'tormenta perfecta' técnica Los informes oficiales, incluido el dictamen final del panel de expertos de ENTSO-E publicado en marzo de 2026, descartan el sensacionalismo y coinciden en una causa multifactorial. No se trató de un fallo de una tecnología específica, sino de una 'tormenta perfecta' técnica. Los pilares del colapso fueron: 1. Deficiencias en el control de tensión: Se identificó una capacidad insuficiente de control de tensión dinámica. Aunque el operador del sistema programó unidades síncronas para cumplir esta función, la baja disponibilidad operativa de dichas unidades, combinada con la falta de marcos regulatorios que integraran nuevas tecnologías como agentes reguladores, limitó la capacidad de respuesta ante las sobretensiones. 2. Comportamiento descoordinado: Parte de la generación convencional no operó según lo previsto, y ciertas plantas solares desconectaron automáticamente antes de que los límites de tensión reglamentarios fueran superados, lo que agravó la inestabilidad en lugar de contenerla. 3. Limitaciones en la observabilidad: El operador del sistema carecía de suficiente visibilidad y control sobre la generación distribuida en la red de distribución, lo que impidió una gestión más precisa durante los segundos críticos del colapso. ## El proceso de reposición La restauración del sistema eléctrico fue calificada de modélica por las autoridades. El proceso comenzó durante la tarde del mismo 28 de abril, apoyado por las interconexiones internacionales y el arranque autónomo (blackstart) de centrales hidroeléctricas y ciclos combinados. A las 22:00 horas se había recuperado gran parte del suministro y, para la madrugada del 29 de abril, el 99,95% de la demanda estaba plenamente restablecida. ## Debate técnico y medidas regulatorias posteriores El debate posterior al incidente ha girado en torno a la necesidad de modernizar los Procedimientos de Operación. Red Eléctrica ha propuesto 15 recomendaciones, entre las que destacan la implementación obligatoria de servicios de control de tensión dinámico para toda la generación y la mejora de la observabilidad. En el ámbito regulatorio, se ha puesto énfasis en la adaptación del P.O. 7.4 y la integración de inversores 'grid-forming' para mejorar la resiliencia del sistema ante transitorios. Es fundamental aclarar que las investigaciones oficiales han archivado la hipótesis de ciberataques, concluyendo que el incidente fue una cuestión de límites físicos y de diseño del sistema ante una casuística para la cual los criterios de seguridad N-1 convencionales fueron superados.