La caída de los servicios digitales que sufre la Junta de Andalucía desde la noche del miércoles ha afectado de forma especialmente grave a los centros educativos en uno de los momentos clave del curso: en plena evaluación del segundo trimestre y a escasos días de que concluya el proceso de escolarización el próximo 31 de marzo.

El director de la Asociación de Directoras y Directores de IES de Andalucía (ADIÁN), Anastasio Pineda, confirma que se ha producido una caída del sistema Séneca, “que es por donde lo hacemos todo, desde los trámites administrativos hasta los académicos”. La incidencia ha impedido a la comunidad educativa completar los procedimientos propios de estas fechas, retrasando el trabajo burocrático acumulado durante todo el trimestre.

“No podemos firmar digitalmente las actas de evaluación, por lo que estamos parados, ya que al no poderse firmar tampoco se pueden subir a Séneca”, explicaba a este medio la directora de un colegio de Infantil y Primaria en la capital andaluza poco antes de mediodía. A las puertas de las vacaciones de Semana Santa, que marcan el final del segundo trimestre, la responsable advierte de las consecuencias inmediatas: “Los equipos directivos tendremos que revisarlas durante nuestras vacaciones o a la vuelta, lo que retrasará todo el trabajo”.

A ello se suma otro problema: “Tampoco podemos acceder al correo corporativo ni subir los boletines de notas ni los informes del alumnado al punto de recogida para que las familias los puedan recibir mañana viernes”, último día antes de las vacaciones. “Habrá que hacerlo todo mañana, con suerte, mientras atendemos al alumnado”, añade la directora.

“En fin, un desastre y una chapuza en el momento más decisivo del curso para los colegios”, resume otra directora, quien lamenta que estas incidencias se repitan “año tras año en los momentos críticos de evaluaciones y mayor burocracia”.

La Junta de Andalucía ha informado a primera hora de la tarde del jueves del restablecimiento de las aplicaciones de Educación, como Séneca e IPasen.

Solicitudes de plaza paralizadas

El apagón también ha afectado directamente a las familias, que durante la primera parte del día no pudieron tramitar de forma telemática la solicitud de plaza para el próximo curso 2026-2027 en pleno periodo de escolarización, cuyo plazo de admisión concluye el próximo martes 31. “Las solicitudes que no se registren hoy tendremos que tramitarlas durante las vacaciones, porque si se presentan fuera de plazo podrían dejar a algún alumno sin plaza en el centro elegido”, advertía esta directora.

Ante esta situación, la Consejería de Desarrollo Educativo y Formación Profesional ha comunicado que los plazos de los procedimientos actualmente abiertos se van a ampliar, con el objetivo de garantizar que ningún trámite se vea perjudicado por la incidencia.

Según diversas fuentes oficiales, los servicios digitales de la Junta de Andalucía se vieron afectados por una incidencia en los servicios de identificación y firma electrónica, que impide el acceso a aplicaciones que dependen de estos sistemas. Entre ellas se encuentran Séneca, la plataforma de gestión educativa —clave tanto para las evaluaciones como para el proceso de escolarización en marcha—, y Diraya, utilizada en el sistema sanitario andaluz, que ha empezado a recuperar algunas funciones durante la mañana del jueves.

UGT lamenta la saturación del sistema en el peor momento

UGT ha lamentado que la incidencia de este año se acumule sobre otras que suelen producirse, según denuncian, en los momentos más delicados para la gestión de un centro escolar. Esta semana los docentes deben dejar listas las evaluaciones del trimestre. “Miles de docentes andaluces se ven obligados a conectarse simultáneamente a la plataforma Séneca para introducir las calificaciones del alumnado y tramitar las actas correspondientes a todas las enseñanzas”, recuerda el sindicato en una nota: “Sin embargo, lo que debería ser un procedimiento habitual dentro de la organización del sistema educativo vuelve a convertirse en un auténtico problema técnico”.

Según UGT, la coincidencia de un gran número de profesionales conectados al mismo tiempo provoca el colapso del sistema. “La plataforma funciona con extrema lentitud o directamente se queda bloqueada, impidiendo realizar trámites obligatorios que deben completarse en un momento concreto del calendario académico”.

A ello se suma que este jueves finalizaba el plazo para presentar alegaciones al concurso de traslados, un procedimiento clave para el profesorado, pero la plataforma web habilitada tampoco funcionaba con normalidad, según algunos docentes. También tenían que entregar la Memoria todos los funcionarios en prácticas que aprobaron las oposiciones.

“Este problema no es puntual ni exclusivo del cierre de trimestre. Situaciones similares se repiten con frecuencia en otros procedimientos administrativos como la solicitud de oposiciones, la colocación de efectivos, la publicación de calificaciones o distintos procesos telemáticos vinculados a la gestión del personal docente”, lamenta UGT, que observa que los problemas suelen resolverse gracias a la implicación del profesorado, obligado a dedicar horas adicionales para completar las tareas informáticas.

“Reclamamos a la Consejería que dote a sus trabajadores de herramientas digitales fiables y dimensionadas para el volumen de usuarios que deben atender y que amplíe los plazos ante estas situaciones. El sistema educativo andaluz no puede depender de plataformas que se colapsan precisamente en los momentos en los que más se necesitan”.

La segunda jornada del VI Foro Económico de elDiario.es contó con la entrevista al CEO de Cellnex Iberia, Alfonso Álvarez, a cargo del periodista Carlos del Castillo. Una charla sobre un tema tan crucial como la infraestructura digital, pero del que apenas se habla más allá de la prensa económica. 

“Las telecomunicaciones se han convertido en un sector estratégico tanto para la ciudadanía como para la economía y la geopolítica”, arrancó Álvarez. Según el directivo, “aunque la población percibe la relevancia de estos servicios en su vida diaria, muchos no son conscientes de la infraestructura que hay detrás hasta situaciones extraordinarias, como el apagón ocurrido el año pasado”. El CEO de Cellnex explicó que la compañía presta servicio a operadores móviles en España y en otros nueve países, mantiene las redes de emergencia de los cuerpos y fuerzas de seguridad en varias comunidades autónomas y garantiza la transmisión de la señal de TDT y radio en gran parte del territorio.

Álvarez reconoció que España todavía se encuentra “por detrás” de países como Estados Unidos o China en cuanto a consideración de la infraestructura digital como activo estratégico. “Tanto los países orientales como EEUU nos llevan años de ventaja en considerar la infraestructura digital como un bien muy importante, como un activo estratégico. Y por tanto, llevan años invirtiendo en esa infraestructura, desde data centers, servidores, cables de fibra óptica, etc.”, reconoció. Y aunque España es de los principales países del mundo en lo que respecta al acceso a la fibra óptica, “aún queda mucho por invertir. Por ejemplo, las redes 5G que se llaman standalone tienen un grado de despliegue que no pasa del 30% de media. En los países asiáticos están entre el 80 y el 95%”, apuntó.

En ese sentido, el CEO de Celinex Iberia destacó que la estructura de los operadores europeos también limita la capacidad de inversión. “En EEUU, un operador de telecomunicaciones tiene una media de 100 millones de clientes; en China, de 400 millones; en Europa, la media es de 5 millones. Es muy difícil que un operador pueda invertir al ritmo que la tecnología le impone”. Por eso, dijo Álvarez, “es mucho más sencillo poder invertir en calidad si a un operador no se le mide en términos de competencia por el precio para el usuario final, sino por el compromiso de inversión”.

Menos es más

En cuanto a la especialización de Cellnex, el CEO defendió que la gestión neutral de la infraestructura pasiva es más eficiente. “En la infraestructura quedó claro que tenía mucho más sentido que los operadores se desintegrasen y la parte de la infraestructura pasiva pasase a estar en manos de un operador especializado como Cellnex, que hace una gestión independiente. Es más sencillo gestionar las torres y mástiles de las azoteas de los edificios y dar cobertura urbana cuando eres neutral y prestas un servicio a todos los operadores, que si se pelean entre ellos y tienen que darse cabida unos a otros en la red del contrincante”.

El directivo también abordó el papel de las redes en la resiliencia ante cortes eléctricos. Sobre el apagón del año pasado, afirmó que “la percepción del ciudadano medio fue: ‘qué bien se ha comportado la radio’. La tele también, pero lamentablemente hay pocas teles a pilas”. Explicó que, en hospitales con grupos electrógenos o autocaravanas con batería, se pudo seguir viendo televisión, y que la razón por la que la red resistió parcialmente se debe a que “en los contratos con los canales de televisión y radio ellos pagan un precio alto para que el servicio se mantenga en la franja horaria en la que tienen más publicidad, que suele ser el prime time”.

Álvarez detalló que la autonomía de un emplazamiento móvil depende de factores como la intensidad del uso por parte de los usuarios y la duración de las baterías. “Si todo el mundo empieza a navegar de manera masiva y a enviar mensajes de WhatsApp que no sean urgentes, difícilmente un emplazamiento medio aguantaría más de dos horas. Los apagones normales pueden durar minutos”. Aun así, destacó que se está trabajando en aumentar la resiliencia, con iniciativas como las baterías desplegadas junto a operadores: “Estamos desplegando ya las baterías sin saber aún cuál va a ser la autonomía a la que le va a obligar el Real Decreto. El resultado será una red más resiliente”.

Valorar el servicio

Finalmente, Álvarez insistió en la importancia de que la ciudadanía comprenda el coste de un servicio de calidad. “Si queremos servicio en cuanto a calidad, cobertura y velocidad, debemos entender que tiene un coste”, subrayó, añadiendo que la concentración de operadores con un volumen suficiente de usuarios permitirá que se pueda invertir en redes robustas y estables, sin sacrificar el rendimiento por competir únicamente en precio. Y puso un ejemplo muy gráfico: “nos gastamos 12 euros en un gintonic malo y presumimos de ahorrar dos euros en la factura del móvil. No tiene mucho sentido”. 

A ese respecto, y antes de concluir para dar paso a la pausa para el almuerzo, el CEO de Cellnex recordó que la infraestructura de telecomunicaciones no solo sostiene la vida diaria de los ciudadanos, sino que “es un activo estratégico para la economía y la soberanía digital de España”. Las inversiones en resiliencia, la especialización de la infraestructura y la planificación a largo plazo son esenciales para garantizar que el país esté preparado ante los retos tecnológicos y geopolíticos del futuro.

La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, ha defendido este jueves que el mayor riesgo que arrastra el mercado energético español es “la dependencia de los combustibles fósiles” porque “nos hace vulnerables”. “En España, tenemos energías renovables, tenemos sol y viento, y tenemos que impulsarlos porque es la forma más competitiva de producir energía y es la que ha demostrado que es un salto sustancial”, ha afirmado en una entrevista durante la segunda jornada del IV Foro Económico de elDiario.es tras ser preguntada sobre el debate del cierre de las centrales nucleares.

Aagesen ha asegurado que la seguridad del suministro está garantizada y que el Gobierno va a continuar adelante con el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, que incluye el cierre de las nucleares. En una entrevista por videollamada desde Málaga con el redactor jefe de Economía, Serafí del Arco, la vicepresidenta tercera también ha defendido que este cierre cumple con una de las máximas del Ejecutivo: “El consumidor no va a ver incrementada su factura”.

En esta misma línea, Aagesen ha afirmado que la factura de los consumidores “está subiendo, está bajando, sobre todo si comparamos con nuestros socios europeos”. “Si miramos la factura de un consumidor, desde enero hasta ahora paga menos si lo comparamos con el año 2025. Se está pagando menos por la entrada de las energías renovables”, ha argumentado al tiempo que ha insistido en seguir apostando por reforzar la soberanía con “el sol y el viento”. 

Sobre todo en una coyuntura como la actual, marcada ahora mismo por la guerra de Irán que ha disparado los precios del gas y el petróleo. “Somos menos vulnerables cuando miramos la factura de la electricidad. Lo que hemos conseguido es que cuando las horas en las que el gas fije el precio, sea mucho menor. Esto marca una gran diferencia”, ha explicado Aagesen.

En este punto, la vicepresidenta ha puesto de relevancia la convalidación este jueves en el Congreso del plan anticrisis del Gobierno. “Es una combinación de lo urgente y lo importante. Es un plan integral de respuesta. Actúa donde sabemos que tenemos debilidad, que en la dependencia de los combustibles fósiles”, ha sostenido Aagesen que también ha adelantado que el Ejecutivo tiene que “seguir avanzando en electrificación y en renovables”, ya que es necesario que “el consumidor vea que es más barato recargar un vehículo eléctrico y no repostar”. 

No obstante, ha insistido en que el decreto para paliar las consecuencias de la guerra de Irán lo que hace es actuar en “la fiscalidad del gas y de la electricidad” para intentar “proteger a los más expuestos con un paquete asociado a la reducción fiscal de carburantes, gas y electricidad”. “Es fundamental dar esa señal a los consumidores”, ha defendido Aagensen que también ha apuntado que es muy importante actuar siempre para los “más vulnerables” con medidas como la prohibición de cortes o la ampliación del bono eléctrico y térmico. 

Sobre el apagón: “Fue algo inédito y con un origen multifactorial”

Durante la entrevista con elDiario.es, Aagesen también ha respondido sobre el apagón, a poco más de un mes de que se cumpla el primer aniversario. Tras la publicación la semana pasada de dos informes sobre lo sucedido el pasado 28 de abril, uno de los expertos europeos y otro de la CNMV, la vicepresidenta ha destacado que ambos están “alineados con las conclusiones del Gobierno”.

“Lo que ocurrió el 28 de abril fue algo inédito y con un origen multifactorial”, ha afirmado Aagesen que ha recordado que “la principal causa fue la sobretensión” y que en ese momento ya se contaba con “todos los mecanismos para que se hubiera evitado”. “No fue un problema de renovables ni de falta de nucleares. Fue una situación extraordinariamente complicada”, ha reconocido.

Muchas causas, menos responsabilidades. El informe final de ENTSO-E, los expertos de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad, sobre el apagón que sufrió España y Portugal el 28 de abril de 2025 revela que fue provocado por “un aumento rápido y descontrolado de la tensión del sistema y la consecuente pérdida del control de tensión” y concluye que el apagón fue el resultado de múltiples factores interactuantes y una reacción en cadena. El colapso del sistema fue un fallo sistémico impulsado por una combinación de problemas técnicos, operativos y regulatorios, aunque se confirma que las compañías eléctricas fallaron en el control de la tensión y en la capacidad de respuesta.

Como anécdota que ejemplifica la opacidad de las compañías energéticas en España, los expertos recalcan en el informe que la recopilación de la información fue fácil en Portugal, mientras que en nuestro país “la recopilación de datos de terceros resultó más complicada. Se intercambiaron más de 240 correos electrónicos y cartas” con las terceras partes implicadas entre el 28 de junio de 2025 y el 17 de febrero de 2026. Los expertos subrayan que “aún faltan algunos datos, en particular sobre las desconexiones de generación que ocurrieron antes del apagón”, lo que impidió “identificar la causa de dichas desconexiones debido a la ausencia de registros de fallos. Los propietarios de dichas instalaciones citaron la falta de datos de registro de fallos como la razón por la que no pudieron proporcionar esta información a la investigación”.

El apagón fue provocado por un aumento rápido y descontrolado de la tensión del sistema y la consecuente pérdida del control de tensión. El factor clave del colapso fue la ineficacia del control de tensión en la red española. Al no poder contenerse el aumento de tensión inicial con los equipos disponibles, se produjo una reacción en cascada de desconexiones por sobretensión de numerosos generadores, especialmente eólicos y solares. Esta pérdida masiva de generación provocó que la frecuencia de la red cayera abruptamente. Finalmente, a las 12:33:19 horas, los sistemas eléctricos de España y Portugal perdieron el sincronismo con el resto del sistema europeo continental y colapsaron por completo, sin que los planes de defensa automáticos pudieran evitarlo debido a la magnitud y rapidez del fallo.

Los 49 expertos europeos, que han elaborado el informe, apuntan a una falta de respuesta de los generadores renovables y convencionales, ya que las plantas de energía renovable operaban con un factor de potencia fijo, por lo que solo absorbían energía reactiva proporcional a su potencia activa y no reaccionaban para estabilizar las fluctuaciones de tensión. Por otro lado, varios generadores convencionales síncronos no aportaron la energía reactiva requerida, situándose por debajo del 75% de su valor de referencia.

Además, recalcan fallos en la respuesta de la red, ya que la conexión y desconexión de componentes clave para el control de tensión (los reactores de derivación) se realizaba de forma manual, lo que introdujo demoras críticas debido al tiempo necesario para la toma de decisiones y procesamiento por parte de los operadores.

Entre los hechos que provocaron el apagón, estos expertos también destacan que el aumento de tensión activó las protecciones de los inversores de muchas pequeñas instalaciones fotovoltaicas (menores a 1 MW, como paneles en tejados), provocando su desconexión en cascada e incrementando drásticamente los flujos de energía y los desajustes en la red.

Sobre los episodios de oscilación previos al colapso, el informe señala que en la media hora anterior al apagón absoluto, el sistema sufrió dos episodios de oscilación grave (una oscilación local de 0,63 Hz impulsada por inversores y una oscilación interzonal de 0,2 Hz) que alteraron severamente la estabilidad y contribuyeron a empeorar las condiciones.

Además la red de transmisión española de 400 kV opera bajo normativas que le permiten un rango de tensión más amplio que al resto de los países europeos. Esto provocó que el margen entre el límite de tensión operativo permitido y el límite en el que los generadores se desconectan por seguridad fuera muy pequeño o inexistente, con lo que los márgenes de seguridad son insuficientes.

El informe también revela que hay deficiencias normativas en el sistema eléctrico español, ya que el marco regulatorio aplicable (Procedimiento de Operación 7.4) no exigía especificaciones de comportamiento dinámico a los generadores convencionales ni imponía consecuencias económicas si estos no cumplían con los requisitos de control de tensión.

Responsabilidad diluida en todo el sistema eléctrico

Los expertos europeos apuntan que la responsabilidad estuvo diluida en fallos de todo el sistema eléctrico. Por un lado, advierten de las deficiencias en las normativas, revelando que el marco regulatorio no exigía a las plantas renovables reaccionar ante cambios de tensión, sino que operaban con factor de potencia fijo, ni impone consecuencias económicas a los generadores convencionales cuando no cumplían con sus obligaciones de control de reactiva.

Por otro lado, no fue una sola planta la que falló. El informe señala que varios generadores convencionales no aportaron la energía reactiva esperada, y una cantidad masiva de pequeñas y grandes instalaciones renovables se desconectaron en cascada debido a que sus protecciones de sobretensión estaban configuradas por debajo de los requisitos o de forma desalineada con las necesidades del sistema.

También apuntan que a las limitaciones de red y a los operadores, ya que la red española de 400 kV opera con un rango de tensión más amplio que el resto de Europa, lo que de por sí deja muy poco margen de maniobra ante un pico de voltaje. A esto se sumó que la conexión de equipos vitales, los conocidos como reactores de derivación, se tenía que hacer manualmente, lo que requirió un tiempo de toma de decisiones que el sistema no disponía.

REE asegura que “no falló y cumplió con la normativa”

Inmediatamente después de la publicación del informe de ENTSO-E,  Red Eléctrica lanzó un comunicado en el que asegura que “no falló y cumplió con la normativa antes, durante y después del apagón”, pese a que el informe de los expertos europeos señala que el colapso del sistema fue un fallo sistémico impulsado por una combinación de problemas técnicos, operativos y regulatorios y se debió a un aumento rápido y descontrolado de la tensión del sistema y la consecuente pérdida del control de tensión. El factor clave del colapso fue la ineficacia del control de tensión en la red española.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha concluido que el 28 de abril de 2025 se disponía de las “herramientas normativas y regulatorias, así como mecanismos para garantizar el suministro” para haber evitado el apagón eléctrico que sufrió España, aunque considera necesario abordar mejoras en el sistema eléctrico “para dar respuesta a las necesidades actuales del sistema y dotarlo de mayor robustez”, así como en la red de telecomunicaciones y ferroviaria.

El regulador, casi once meses después del cero eléctrico peninsular, ha publicado su informe en el que, tal y como ya anunció esta semana en el Senado la presidenta de la CNMC, Cani Fernández, no señala directamente a ningún responsable sobre el apagón, algo que deberá, previsiblemente, dilucidarse en el tiempo en los tribunales.

De esta manera, el documento tiene una naturaleza consultiva y se emite “sin perjuicio del resto de actuaciones que resulten procedentes en el marco de la investigación abierta sobre el incidente”, añade la CNMC.

En su informe, de más de 70 páginas y que sale un día antes de que se conozca mañana el definitivo del panel de expertos europeos de Entso-e, plantea recomendaciones para reforzar la eficiencia y resiliencia del sistema eléctrico español, a partir de las conclusiones extraídas de la investigación del incidente.

Fuentes de Red Eléctrica sostienen a elDiario.es que están analizando “en profundidad el informe de la CNMC”. En un primer análisis del documento, “Red Eléctrica coincide con la CNMC en la necesidad del cumplimiento de la normativa y regulación vigentes en ese momento”, como apuntan que “ya adelantó el OS [operador del sistema] en el informe que, por imperativo legal, emitió el pasado 18 de junio”.

“En este sentido, en dicho informe Red Eléctrica aportó las evidencias de que el operador del sistema cumplió la normativa aplicable antes, durante y después del cero eléctrico, como también era obligación del resto de los sujetos del sistema”. añaden desde el organismo que preside Beatriz Corredor.

Medidas para mitigar los cambios “bruscos” de tensión

En concreto, la CNMC pone de manifiesto la conveniencia de seguir adaptando los marcos técnicos, operativos y normativos a un sistema eléctrico en continua transformación, caracterizado por una elevada penetración de generación renovable, una mayor complejidad operativa y una creciente volatilidad de las tensiones.

El organismo destaca que la información recabada a través de peticiones específicas y las reuniones mantenidas con el sector en grupos de trabajo “han permitido profundizar en el diagnóstico de la situación actual del sistema eléctrico y en las medidas necesarias para afrontarla”.

Así, como líneas de mejora para dar respuesta a las necesidades actuales del sistema y dotarlo de mayor robustez, la CNMC ve necesario implementar medidas que “mitiguen los cambios bruscos de tensión y analizar la evolución del resto de parámetros del sistema desde el punto de vista del impacto que provocan en las variaciones de tensión”.

Para ello, apunta a definir la 'volatilidad aceptable' mediante la utilización de métricas de voltaje más sofisticada y pide considerar igualmente criterios técnicos de calidad de la onda para valorar el acceso a la red.

A este respecto, además de las modificaciones de los procedimientos de operación sobre la gestión de los mercados, señala que se ha solicitado a las instalaciones de tecnología Recore posteriores a la Orden TED/749/2020 una limitación de sus rampas de producción; y que cabría la posibilidad de plantearse la extensión de la aplicación de las rampas al resto de instalaciones, incluso a las instalaciones conectadas a la red de distribución.

Analizar el servicio de control de tensión y más inspecciones

También señala que se están abordando cuestiones como los tiempos de respuesta o la metodología para verificar el servicio de control de tensión para hacerlo más efectivo frente a la variabilidad de las tensiones que complementarían la actualización ya realizada en junio del año pasado en el procedimiento de operación (PO) 7.4 que va a permitir aprovechar mejor la capacidad técnica de todo el parque generador aportando control de tensión dinámico mediante consignas.

Además, la CNMC, que pide reforzar la coordinación entre los gestores de red y la visibilidad de sus redes, apunta “la complejidad” asociada a las infraestructuras de evacuación compartidas por varios productores, que requieren una delimitación precisa de responsabilidades para asegurar una operación eficiente del sistema.

El regulador también recomienda avanzar en la armonización normativa a nivel europeo y nacional en materia de límites de tensión y temporalidad de las sobretensiones, garantizando márgenes adecuados de seguridad.

Asimismo, la CNMC considera aconsejable reforzar los programas de inspección periódica de los sistemas de protección y verificar el funcionamiento de las instalaciones tras su certificación inicial.

Recomendaciones para otros sectores

En su informe el regulador también va más allá del sector eléctrico e incluye recomendaciones para otros sectores que se vieron afectados por la dependencia del suministro eléctrico, como el gasista y carburantes, como el de las telecomunicaciones y el ferroviario.

En el ámbito de las telecomunicaciones y el audiovisual, se insta a completar la tramitación del proyecto normativo sobre seguridad y resiliencia de las redes y a reforzar la coordinación con la planificación eléctrica, incluyendo el impulso de la implantación del DAB+ y de sistemas automáticos de alerta.

Para el sector gasista, gasista, la CNMC advierte de la necesidad de revisar la autonomía de operación de algunas instalaciones como parte de las plantas de regasificación o las estaciones de compresión, de manera que se permita la atención a la demanda gasista, estableciendo también canales alternativos de comunicación en caso de interrupción del suministro eléctrico.

En lo que se refiere al sector de carburantes, se recomiendan soluciones de resiliencia orientadas a recurrir a grupos electrógenos de gran capacidad en las infraestructuras logísticas esenciales y a sistemas de bombeo y carga con capacidad de operación autónoma en las instalaciones de suministro. También se sugiere implementar medidas para disponer de sistemas de comunicaciones y de pago alternativos.

Respecto al sistema ferroviario, la CNMC señala que el apagón eléctrico evidenció su práctica dependencia total del suministro eléctrico, si bien los sistemas de protección y seguridad funcionaron correctamente, de modo que el sistema hizo lo que está programado para hacer: “Pararse de forma segura ante un fallo eléctrico grave”.

A este respecto, el regulador, que subraya que no dispone de competencia específica sobre la concreta cuestión de la resiliencia estructural de la red ferroviaria ante problemas en el suministro eléctrico, cree que “no es realista, a día de hoy”, dotar a toda la red ferroviaria de respaldo suficiente para operar sin red eléctrica, pues mantener trenes en circulación exige la alimentación continua a la catenaria, tensión y frecuencia estables y la sincronización de subestaciones a lo largo de cientos de kilómetros.

Redeia obtuvo un beneficio neto de 505,6 millones de euros en 2025, lo que representa un incremento del 37,2% con respecto al ejercicio anterior debido a que el ejercicio 2024 se vio afectado por el efecto contable del acuerdo de venta de Hispasat, informó la compañía, que disparó un 40% las inversiones en la red de transporte y la operación del sistema eléctrico hasta la cifra récord de 1.551 millones de euros.

Los ingresos del grupo, matriz de Red Eléctrica de España (REE), que suman la cifra de negocio y de la participación en beneficios de sociedades valoradas por el método de participación, alcanzaron los 1.716 millones de euros en 2025, un 4,2% por encima de los registrados en 2024, debido fundamentalmente al incremento experimentado en el negocio regulado en España.

Además, la actividad de fibra óptica de Reintel generó una cifra de negocio de 149,5 millones de euros, un 0,8% más que en 2024, mientras que la cifra de negocio más el resultado por puesta en equivalencia del negocio de transmisión eléctrica internacional desarrollada por Redinter se redujo un 2,5% respecto al ejercicio anterior, hasta los 132,5 millones de euros, debido a un menor volumen de proyectos para terceros en Chile y por los efectos del tipo de cambio eurodólar, parcialmente compensado con la buena evolución en Perú y Brasil.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) del grupo alcanzó los 1.258,3 millones de euros el año pasado, con un aumento del 4% respecto al cierre de 2024.

Por actividades, la evolución del Ebitda del área de Gestión y operación de infraestructuras eléctricas nacionales se situó en los 1.010,1 millones de euros, un 3,5% más debido, fundamentalmente, a los mayores ingresos de transporte; mientras que el del negocio de Transmisión eléctrica internacional (Redinter) fue de 106,7 millones de euros, un 5,7% más; y el del área de Fibra óptica (Reintel) de 115,1 millones de euros, un 2,6% más.

La deuda financiera, a 31 de diciembre del grupo se situó en 5.474,2 millones de euros, con un incremento inferior al 2% debido a que las fuertes inversiones del ejercicio se vieron compensadas con la generación de caja del grupo, la desinversión de Hispasat y el dividendo recibido de Argo (Brasil) fundamentalmente.

Inversiones y dividendo

En lo que respecta a las inversiones, el grupo incremento en 2025 un 40,4% las destinadas a la red de transporte y la operación del sistema eléctrico, hasta los 1.551 millones de euros, una cifra que multiplica prácticamente por cuatro el volumen de inversión de la compañía desde 2020.

En concreto, la partida destinada por REE al desarrollo y refuerzo de la red de transporte ha mantenido un crecimiento sostenido: su inversión se ha incrementado en 448 millones, llegando así a los 1.424 millones de euros.

El resto de los 1.551 millones de euros se destinó a la operación del sistema y a la construcción de la central de Salto de Chira en Gran Canaria, que avanza a buen ritmo.

En total, el conjunto de inversiones de Redeia ascendió a 1.626 millones de euros, un 38,7% más respecto a 2024. En este ejercicio se formalizó la venta de la participación de Redeia en Hispasat por un importe de 725 millones de euros, sin impacto en la cuenta de resultados de 2025 en función de los acuerdos contractuales.

En lo que respecta al dividendo, el consejo de administración propondrá a la Junta General de accionistas el reparto de un dividendo de 0,80 euros por acción con cargo a los resultados de 2025. De este importe hay que detraer los 0,20 euros por acción pagados a cuenta el pasado 7 de enero. El dividendo complementario de 0,60 euros se abonará en los primeros días del mes de julio.

Sin provisiones por el apagón

En la información remitida a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), el grupo presidido por Beatriz Corredor reiteró, al igual que en los trimestres anteriores, que en función de los análisis internos realizados con la información existente en la actualidad y de la opinión de la Dirección de Servicios jurídicos de Redeia y de sus asesores legales independientes sobre el apagón eléctrico del 28 de abril de 2025, “los administradores estiman que no es probable que el mencionado incidente implique la salida de recursos del grupo en el futuro, por lo que no se ha registrado ninguna provisión en los estados financieros”.

No obstante, añade que, dado que continúan en marcha diversas investigaciones, entre ellas la de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), “esta estimación realizada por los administradores podría verse modificada en el futuro”.

Asimismo, a espera todavía de conocerse el informe técnico sobre las causas del incidente y el proceso de reposición por parte del comité de expertos compuesto por operadores eléctricos y reguladores europeos -Entso-E-, y esa investigación por parte de la CNMC, señala que, en la actualidad, “no es posible cuantificar de forma objetiva el importe derivado de reclamaciones por daños porque tales reclamaciones todavía no se han recibido por un importe significativo, no habiendo transcurrido aún el plazo de prescripción para su ejercicio”.

Les xarxes elèctriques modernes, especialment les que abasten grans territoris com Europa, estan dissenyades per a operar com a sistemes interconnectats que comparteixen recursos i equilibren càrrega en temps real. No obstant això, aquesta interconnexió té un costat fosc: una fallada en un punt pot desencadenar una cascada de col·lapses amb impacte en regions senceres. Fenòmens naturals, errors tècnics o atacs maliciosos són una amenaça latent i investigadors alerten que una xarxa elèctrica 100% renovable, encara que necessària per al planeta, presenta riscos davant la variabilitat de la producció, especialment en els extrems, on se situen la península ibèrica i els països Bàltics.

L'apagada europea del 4 de novembre de 2006 va afectar 15 milions de persones a Europa Central, amb incidència parcial a Alemanya, França, Itàlia, Espanya, Portugal, Bèlgica, Àustria i Croàcia. La del 28 d'abril de 2025 va deixar sense llum a més de 60 milions de ciutadans a Espanya, Portugal, Andorra i alguns punts de França. Un equip de científics liderat per investigadors de l'Institut de Física Interdisciplinària i Sistemes Complexos (IFISC), centre de titularitat compartida entre la Universitat de les illes Balears (UIB) i el Consell Superior de Recerques Científiques (CSIC, sigles en castellà), estudia els dos grans desafiaments als quals s'enfronta l'estabilitat de la xarxa elèctrica: la integració massiva d'energies renovables i la grandària i la interconnexió del sistema europeu. 

“Tenim davant nosaltres la tempesta perfecta. Cal incrementar el consum elèctric sense augmentar les emissions de CO₂, la biomassa i la hidràulica té un recorregut limitat, i les nuclears també, amb grans problemes de costos a llarg termini. Però les renovables presenten riscos importants: no són controlables, tenen major variabilitat i menor inèrcia”, explica el físic Pere Colet. L'energia eòlica i solar fotovoltaica és neta, però depèn de les condicions meteorològiques i el seu magatzematge és molt car. “Fins fa poc, aquestes plantes no podien controlar el voltatge i s'ha requerit un canvi en la legislació per a permetre-ho”, assenyala Colet. “El 28 de gener el vent va pujar a més de 90 quilòmetres per hora i van haver de parar-se les turbines, que estaven a màxim rendiment, perquè no es trenquessin”, exposa en referència a l'últim temporal, que va obligar Red Eléctrica a desconnectar durant dues hores a grans empreses i consumidors intensius per sobrecàrrega de demanda o falta de generació. 

Tenim davant nosaltres la tempesta perfecta. Cal incrementar el consum elèctric sense augmentar les emissions de CO₂, la biomassa i la hidràulica té un recorregut limitat, i les nuclears també, amb grans problemes de costos a llarg termini. Però les renovables presenten riscos importants: no són controlables, tenen major variabilitat i menor inèrcia

Pere Cole — Físic

El sistema té llacunes perquè tampoc les plantes nuclears són solució, pel fet que la seva producció és constant i no tenen capacitat per a incrementar de manera urgent i puntual. Les més ràpides són els cicles combinats, centrals tèrmiques que utilitzen gas natural, “que aconsegueixen una alta eficiència superior al 55%”, però resulten més cares. “Són essencials com a energia de suport per a les renovables, amb una capacitat instal·lada pròxima als 25-27 gigawatts i funcionen com a 'salvavides' del sistema elèctric”, puntualitza el físic Damià Gomila. Aquesta és la resposta parcial a per què Balears es va lliurar de l'apagada de l'any passat, en tenir a ple rendiment la producció amb gas. “D'altra banda, també va ser crucial que el cable que ens connecta és d'energia contínua”, agrega Colet.

El bessó canari

La interrupció de subministrament de 2025 va afectar a tota Espanya, excepte Balears, Canàries, Ceuta i Melilla. En la seva cerca de propostes, els investigadors de l’IFISC han construït un bessó de la xarxa elèctrica de Gran Canària per a estudiar el problema en un sistema real. “Vam mostrar que, si s'incrementa molt la producció eòlica i es desconnecten centrals convencionals, arriba un punt en el qual les fluctuacions de freqüència són tan grans que la xarxa deixa de ser operativa”, apunta Gomila. “El missatge clau és clar: a mesura que augmenta la penetració de renovables, és imprescindible augmentar també la capacitat de control de la xarxa. Això pot fer-se de diverses formes: mantenint centrals convencionals operant principalment per a donar estabilitat, incorporant bateries, o dotant a les pròpies plantes renovables de capacitats avançades de control mitjançant electrònica de potència. Aquestes últimes solucions estan començant a implantar-se després de la recent apagada, encara que totes elles encareixen el cost del sistema elèctric”, afegeix.

A mesura que augmenta la penetració de renovables, és imprescindible augmentar també la capacitat de control de la xarxa. Això pot fer-se de diverses formes: mantenint centrals convencionals operant principalment per a donar estabilitat, incorporant bateries, o dotant a les pròpies plantes renovables de capacitats avançades de control mitjançant electrònica de potència

Damià Gomila — Físic

Una xarxa sincronitzada

L'altre gran escull és la grandària de la xarxa europea, que a més funciona de manera síncrona, la qual cosa posa en perill la globalitat davant qualsevol fallada. L'equip de científics liderats per Colet i Gomila proposa un sistema energètic continental amb línies HVDC (High-Voltage Direct Current o corrent continu d'alta tensió), creant així una espècie de tallafocs en la xarxa europea que podria reduir dràsticament el risc de foscor. Unes vàlvules intel·ligents permetrien frenar apagades en cascada i es reduiria un 46% la probabilitat d'aquests.

“D'altra banda, les oscil·lacions entre àrees distants de la xarxa són un fenomen global, difícil de controlar, especialment perquè la xarxa europea és una agregació de xarxes nacionals sense un control centralitzat únic. De fet, oscil·lacions d'aquest tipus van aparèixer durant l'apagada a Espanya, amb moviments en antifase entre regions tan distants com Espanya i Estònia. No se sap si van ser la causa directa de l'apagada, però sí que es van observar dos episodis clars, aproximadament 30 i 15 minuts abans”, compta Gomila. 

Més enllà dels beneficis en termes de seguretat, els investigadors també avaluen el cost de convertir línies convencionals en HVDC enfront dels estalvis associats a la reducció d'apagades, especialment en el cas d'aïllar la península ibèrica amb connexions ben planificades. Millorar la resiliència de la xarxa no és només un repte tècnic, sinó també una decisió política i econòmica clau per a assegurar el subministrament enfront de futures crisis. 

Les apagades massives no són simples inconvenients: poden paralitzar hospitals, detenir transport, tallar comunicacions i causar pèrdues econòmiques milionàries. Davant aquest panorama, solucions innovadores com la segmentació amb HVDC proposen una manera de fer que la xarxa europea sigui tant verd com robusta. Si bé l'aplicació pràctica d'aquesta proposta requeriria negociacions entre països, inversions coordinades i més estudis tècnics, la recerca de l’IFISC planteja una qüestió rellevant: podria un disseny modular i controlable de la xarxa elèctrica ser la clau per a evitar la pròxima gran apagada europea?

Las redes eléctricas modernas, especialmente las que abarcan vastos territorios como Europa, están diseñadas para operar como sistemas interconectados que comparten recursos y equilibran carga en tiempo real. Sin embargo, esta interconexión tiene un lado oscuro: un fallo en un punto puede desencadenar una cascada de colapsos con impacto en regiones enteras. Fenómenos naturales, errores técnicos o ataques maliciosos son una amenaza latente e investigadores alertan de que una red eléctrica 100% renovable, aunque necesaria para el planeta, presenta todavía riesgos ante la variabilidad de la producción, especialmente en los extremos, donde se sitúan la península ibérica y los países Bálticos.

El apagón europeo del 4 de noviembre de 2006 afectó a 15 millones de personas en Europa Central, con incidencia parcial en Alemania, Francia, Italia, España, Portugal, Bélgica, Austria y Croacia. El del 28 de abril de 2025 dejó sin luz a más de 60 millones de ciudadanos en España, Portugal, Andorra y algunos puntos de Francia. Un equipo de científicos liderado por investigadores del Instituto de Física Interdisciplinar y Sistemas Complejos (IFISC), centro de titularidad compartida entre la Universidad de las Islas Baleares (UIB) y el Consejo Superior de Investigaciones Científicas (CSIC), estudia los dos grandes desafíos a los que se enfrenta la estabilidad de la red eléctrica: la integración masiva de energías renovables y el gran tamaño y la interconexión del sistema europeo. 

“Tenemos ante nosotros la tormenta perfecta. Hay que incrementar el consumo eléctrico sin aumentar las emisiones de CO2, la biomasa y la hidráulica tiene un recorrido limitado, y las nucleares también, con grandes problemas de costes a largo plazo. Pero las renovables presentan riesgos importantes: no son controlables, tienen mayor variabilidad y menor inercia”, explica el físico Pere Colet. La energía eólica y solar fotovoltaica es limpia, pero depende de las condiciones meteorológicas y su almacenaje es muy caro. “Hasta hace poco, estas plantas no podían controlar el voltaje y se ha requerido un cambio en la legislación para permitirlo”, señala Colet. “El 28 de enero el viento subió a más de 90 kilómetros por hora y tuvieron que pararse las turbinas, que estaban a máximo rendimiento, para que no se rompieran”, expone en referencia al último temporal, que obligó a Red Eléctrica a desconectar durante dos horas a grandes empresas y consumidores intensivos por sobrecarga de demanda o falta de generación. 

Tenemos ante nosotros la tormenta perfecta. Hay que incrementar el consumo eléctrico sin aumentar las emisiones de CO2, la biomasa y la hidráulica tiene un recorrido limitado, y las nucleares también, con grandes problemas de costes a largo plazo. Pero las renovables presentan riesgos importantes: no son controlables, tienen mayor variabilidad y menor inercia

Pere Cole — Físico

El sistema tiene lagunas porque tampoco las plantas nucleares son solución, debido a que su producción es constante y no tienen capacidad para incrementar de forma urgente y puntual. Las más rápidas son los ciclos combinados, centrales térmicas que utilizan gas natural, “que logran una alta eficiencia superior al 55%”, pero resultan más caras. “Son esenciales como energía de respaldo para las renovables, con una capacidad instalada cercana a los 25-27 gigavatios y funcionan como 'salvavidas' del sistema eléctrico”, puntualiza el físico Damià Gomila. Esta es la respuesta parcial a por qué Balears se libró del apagón del año pasado, al tener a pleno rendimiento la producción con gas. “Por otra parte, también fue crucial que el cable que nos conecta es de energía continua”, agrega Colet.

El gemelo canario

La interrupción de suministro de 2025 afectó a toda España, salvo Balears, Canarias, Ceuta y Melilla. En su búsqueda de propuestas, los investigadores del IFISC han construido un gemelo de la red eléctrica de Gran Canaria para estudiar el problema en un sistema real. “Mostramos que, si se incrementa mucho la producción eólica y se desconectan centrales convencionales, llega un punto en el que las fluctuaciones de frecuencia son tan grandes que la red deja de ser operativa”, apunta Gomila. “El mensaje clave es claro: a medida que aumenta la penetración de renovables, es imprescindible aumentar también la capacidad de control de la red. Esto puede hacerse de varias formas: manteniendo centrales convencionales operando principalmente para dar estabilidad, incorporando baterías, o dotando a las propias plantas renovables de capacidades avanzadas de control mediante electrónica de potencia. Estas últimas soluciones están empezando a implantarse tras el reciente apagón, aunque todas ellas encarecen el coste del sistema eléctrico”, añade.

A medida que aumenta la penetración de renovables, es imprescindible aumentar también la capacidad de control de la red. Esto puede hacerse de varias formas: manteniendo centrales convencionales operando principalmente para dar estabilidad, incorporando baterías, o dotando a las propias plantas renovables de capacidades avanzadas de control mediante electrónica de potencia

Damià Gomila — Físico

Una red sincronizada

El otro gran escollo es el tamaño de la red europea, que además funciona de forma síncrona, lo que pone en peligro la globalidad ante cualquier fallo. El equipo de científicos liderados por Colet y Gomila propone un sistema energético continental con líneas HVDC (High-Voltage Direct Current o corriente continua de alta tensión), creando así una especie de cortafuegos en la red europea que podría reducir drásticamente el riesgo de oscuridad. Unas válvulas inteligentes permitirían frenar apagones en cascada y se reduciría un 46% la probabilidad de estos.

“Por otro lado, las oscilaciones entre áreas distantes de la red son un fenómeno global, difícil de controlar, especialmente porque la red europea es una agregación de redes nacionales sin un control centralizado único. De hecho, oscilaciones de este tipo aparecieron durante el apagón en España, con movimientos en antifase entre regiones tan distantes como España y Estonia. No se sabe si fueron la causa directa del apagón, pero sí se observaron dos episodios claros, aproximadamente 30 y 15 minutos antes”, cuenta Gomila. 

Más allá de los beneficios en términos de seguridad, los investigadores también evalúan el coste de convertir líneas convencionales en HVDC frente a los ahorros asociados a la reducción de apagones, especialmente en el caso de aislar la península ibérica con conexiones bien planificadas. Mejorar la resiliencia de la red no es solo un reto técnico, sino también una decisión política y económica clave para asegurar el suministro frente a futuras crisis. 

Los apagones masivos no son simples inconvenientes: pueden paralizar hospitales, detener transporte, cortar comunicaciones y causar pérdidas económicas millonarias. Ante este panorama, soluciones innovadoras como la segmentación con HVDC proponen una forma de hacer que la red europea sea tanto verde como robusta. Si bien la aplicación práctica de esta propuesta requeriría negociaciones entre países, inversiones coordinadas y más estudios técnicos, la investigación del IFISC plantea una cuestión relevante: ¿podría un diseño modular y controlable de la red eléctrica ser la clave para evitar el próximo gran apagón europeo?

Lluvia de beneficios y de dividendos para Iberdrola. La mayor eléctrica española, registró un beneficio neto de 6.285 millones de euros en 2025, un 12 % más que el año anterior, con lo que la empresa firma un ejercicio récord en el año del gran apagón.

La cifra de negocios de la primera 'utility' de Europa por capitalización bursátil alcanzó en 2025 los 45.546,8 millones de euros, con un aumento del 1,8% frente a 2024. Y destinó a inversiones 14.460 millones de euros a inversiones, incluyendo la adquisición del 30,3% de la participación de Previ en Neoenergia por importe de 1.897 millones de euros.

Según la información enviada este martes a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), el resultado bruto de explotación (Ebitda) reportado se situó en los 16.592,4 millones de euros, con una caída del 1,5%. Excluyendo la plusvalía por la venta de contadores inteligentes en Reino Unido y las del negocio en México en 2024, y el reconocimiento de costes pasados en Estados Unidos, el Ebitda ajustado de 2025 alcanzó los 15.684,4 millones de euros, un 3,1% superior a 2024, gracias al buen desempeño en el negocio de redes.

En concreto, el Ebitda ajustado de Redes creció un 21% gracias a la mayor base de activos regulados, la consolidación de la británica ENW y los ajustes positivos de los marcos regulatorios en Estados Unidos y Brasil, además de la mayor contribución de Iberia.

En cuanto a las inversiones, se situaron en esos 14.460 millones de euros, dos tercios del total correspondieron al negocio de Redes, alcanzando los 8.975 millones de euros –incluyendo ENW– y la base de activos regulados aumentó un 12% hasta los casi 51.000 millones de euros.

Por su parte, las inversiones en el negocio Renovable se situaron en los 5.260 millones de euros, con la instalación, en últimos doce meses, de más de 2.700 megavatios (MW) renovables.

Protesta por los salarios

Iberdrola, que lidera Ignacio Sánchez-Galán, volverá a elevar el dividendo para ‘premiar’ a sus accionistas por la buena marcha de los negocios y lo disparará también un 12%, hasta un total de 0,68 euros por acción, que se traducirá en el reparto de 4.500 millones de euros.

Por otro lado, CCOO, UGT y ELA han convocado a los casi 10.000 empleados asalariados de Iberdrola en España a manifestarse este sábado 28 de febrero en Madrid, según informa El Salto. Se trata de una convocatoria que recoge el impulso que el pasado julio se inició con una huelga, la primera en la historia de la empresa que este 2026 cumple 125 años. Una lucha que empezó en 2015, cuando el poder adquisitivo de los empleados empezó a disminuir, según los sindicatos. 

Revolución en Naturgy. El consejo de administración de la primera gasista y tercera eléctrica de España ha acordado proponer que el mandato de Francisco Reynés como presidente ejecutivo de la multinacional se extienda hasta 2030, y dar un consejero más al fondo australiano IFM, que ahora tendrá tres representantes, en detrimento de GIP, que quedará con dos.

Reynés renovará tras hacer que Naturgy bata por enésima vez récord de resultados y supere sus propias previsiones. También de dividendo. La energética ganó 2.023 millones de euros en 2025, un 6,4 % más que durante el año anterior, y que superan a los de 2023, cuando registró el mayor resultado de su historia, al ganar 1.986 millones.

A finales de octubre, coincidiendo con la difusión de sus ganancias hasta septiembre, Naturgy ya ratificó que se proponía superar los 2.000 millones de ganancias, y así ha sido, impulsada por el mayor consumo de gas para generar electricidad desde el gran apagón, el cual subió hasta un 33,4% más.

Pero no en inversiones, que es, junto a los precios, lo que más afecta al ciudadano. En 2025, Naturgy invirtió 2.142 millones de euros, principalmente en redes de distribución y proyectos renovables, lo que supone un 6% menos que en 2024.

La capacidad instalada renovable alcanzó los 8,1 GW, con más de 1,2 GW de capacidad adicional actualmente en construcción.

En cuanto a las previsiones para este año, Naturgy espera acometer inversiones orgánicas de alrededor de 2.100 millones.

Naturgy resalta que su contribución a la sociedad en impuestos y tasas rozó los 1.300 millones de euros, y que los dividendos a los accionistas alcanzaron los 1.700 millones. Naturgy ha dado a conocer este miércoles que abonará el tercer y último dividendo de 0,57 euros con cargo a 2025.

Con esta cantidad, el dividendo total por acción se situará en los 1,77 euros, por encima de los 1,70 euros comprometidos. El compromiso para este año es de 1,8 euros por acción, en línea con lo previsto en su plan estratégico hasta 2027.

La energética presidida por Francisco Reynés destacó que en 2025 alcanzó sus previsiones “a pesar del desafiante entorno experimentado durante el año”, el del apagón y las tensiones geoeconómicas.

A este respecto, señaló que a lo largo del pasado ejercicio los precios del gas y la electricidad se mantuvieron en promedio por encima de 2024, impulsados por las tensiones geopolíticas persistentes y la incertidumbre macroeconómica. Estos factores contribuyeron a un desacoplamiento entre los índices de precios del gas y del petróleo, con precios del petróleo en 2025 en promedio por debajo de 2024.

Vuelco al consejo

Más allá de ajustar el consejo de administración, compuesto por quince miembros, a las participaciones actuales, el reajuste supone un guiño hacia IFM, que ha tenido varios encontronazos con Criteria por el control de la energética desde que aterrizó en el capital de Naturgy, con una opa parcial no solicitada.

Hasta ahora, el consejo de Naturgy se repartía de la siguiente forma:

El presidente de la compañía, Francisco Reynés, formaba parte del consejo en calidad de ejecutivo; Criteria tenía tres representantes, otros tres CVC y los March; tres también GIP; había tres independientes y dos representantes de IFM.

Tras los recientes cambios accionariales, el consejo de administración ha acordado nombrar consejero a Lars Bespolka a propuesta de IFM, que aumenta sus consejeros dominicales de dos a tres.

Asimismo, ha recibido la indicación del accionista Blackrock-GIP de que uno de sus tres consejeros dominicales renunciará a su puesto en el consejo, reduciéndolos a dos.

Actualmente, Criteria sigue siendo el primer accionista de Naturgy, con un 26%. El brazo inversor de Fundación La Caixa, que preside Isidro Fainé, se hizo con una parte del paquete accionarial que vendió GIP (con un 2%) y aprovechó así para reforzarse en el capital.

La rebaja de peso accionarial de GIP ha dejado al fondo australiano IFM como segundo accionista de la energética, con un 15,5%.

Aunque la familia March y el fondo CVC anunciaron en diciembre que a partir de entonces controlarían por separado, respectivamente, un 5 % y un 13,8% del capital de Naturgy, aún mantienen su representación conjunta en el consejo.

Por otra parte, el consejo de Naturgy también ha decidido por unanimidad proponer a la Junta la renovación de los mandatos de los consejeros Jaime Siles y Ramón Adell.

Asimismo, con el objetivo de enfocarse en el largo plazo, el consejo ha creado una Comisión de Visión estratégica, presidida por Francisco Reynés, que contará con presencia de consejeros de todos los grupos representados en el consejo.

La patronal eléctrica europea, Eurelectric, se ha sumado este lunes a las numerosas voces que apuntan que uno de los desencadenantes del histórico apagón ibérico del pasado 28 de abril fue una regulación inadecuada. En concreto, la relacionada con el control de tensión, que es responsabilidad de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

El día del apagón “vimos el efecto de una normativa obsoleta del control de tensión”, ha lamentado el español Juan José Alba, presidente del Comité de Mercados e Inversiones de Eurelectric. El también director de Regulación de Endesa ha recordado que, con la normativa vigente en ese momento, las renovables españolas no podían controlar tensión.

Mientras, en Portugal pueden prestar ese servicio desde 2020. Las eléctricas españolas han cobrado desde 2020 hasta 2024 unos 2.225 millones por ese servicio, que no incluía penalizaciones por incumplimientos, a diferencia del que aprobó tras el apagón la CNMC en junio, tras años analizándolo, que sin embargo no estará plenamente en vigor hasta 2026 y que por fin permitirá controlar tensión a las renovables. Los informes del Gobierno, de Red Eléctrica y de los expertos europeos apuntan que ese control de tensión que debía prestar la generación convencional no funcionó como debía.

Según el directivo de Endesa y Eurelectric, “hay que ser mucho más ágiles en la adaptación de la regulación a la nueva realidad del sistema”.

Durante su intervención en un foro sobre la financiación de la transición energética organizado por el Consejo de Reguladores del MIBEL, el mercado ibérico de la electricidad, Alba ha apuntado que uno de los principales retos que afronta el sector es impulsar el almacenamiento, que “no está progresando” en Europa “al ritmo que debería”, e incentivar la capacidad “firme y flexible” para complementar a las renovables. Y ha lamentado que España está “muy por detrás en el desarrollo regulatorio” respecto a lo que fija el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).

La presidenta de la patronal española Aelec, Marina Serrano, que ha reclamado “también la coordinación y esas medidas que permitan sobre todo que España se incorpore al control dinámico de tensión para las renovables”, algo que el día del apagón no era posible porque el servicio de tensión vigente entonces databa de 2000, cuando las energía limpias eran testimoniales.

Durante el debate, que ha estado precedido por sendas intervenciones de la vicepresidenta ejecutiva de la Comisión Europea y comisaria de Transición Limpia, Justa y Competitiva, Teresa Ribera, y su marido, el jurista y consejero de la CNMV Mariano Bacigalupo, la presidenta de Aelec ha vuelto a reclamar una mejora en la propuesta de retribución que ultima la CNMC para la actividad de distribución. Competencia comenzó ofreciendo un 6,46% de rentabilidad y ha subido al 6,58%, pero las eléctricas siguen considerándolo insuficiente.

Serrano ha insistido en que la demanda latente de electricidad “está creciendo de forma exponencial” en ámbitos como la industria, el transporte, los puertos, centros de datos o vivienda y la red “debe responder”. Con su propuesta, la CNMC introduce una “metodología disruptiva” respecto a la que se utilizaba hasta ahora cuando se necesita una “ingente cantidad de inversiones” y se requieren “incentivos en la regulación” para “atraer el capital necesario”. 

Serrano ha pedido que las circulares en trámite del Consejo de Estado “mejoren esa señal de inversión absolutamente necesaria” para “no perder la oportunidad de país” y poder digitalizar las redes, como exige el nuevo modelo de descentralización, para así tener “observabilidad de la red” y poder “garantizar el suministro”.

Las compañías eléctricas han cobrado entre 2020 y 2024 más de 2.225 millones de euros por el obsoleto servicio de control de tensión que, según los informes del Gobierno, de Red Eléctrica (REE) y los expertos europeos, no funcionó como debía en el histórico apagón del pasado 28 de abril, y que hasta ahora solo podía prestar la generación convencional (sobre todo gas y nuclear).

La cifra resulta de las estimaciones publicadas por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y de los datos que hizo públicos la semana pasada el propio Gobierno.

En su comparecencia en el Senado pasado el jueves en la Comisión de Investigación sobre el apagón, la primera de un miembro del Ejecutivo, el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, explicó que “el año pasado entre todos en la factura pagamos 600 millones para programar grupos” de generación eléctrica mediante las denominadas restricciones técnicas para el control dinámico de tensión. 

Según Groizard, “si la conclusión”, como han señalado hasta ahora diversos informes, es que el día del apagón las prestadoras de ese servicio “ni siquiera estaban proporcionando este sistema, desde luego que es muy preocupante para todos los españoles y eso deberá ser una de las conclusiones a la que llegue” la CNMC en el expediente que tiene abierto sobre este cero energético sin precedentes.

Durante su comparecencia en la Cámara Alta, el secretario de Estado dijo que antes del apagón “desde luego al ministerio no le llegó que hubiera un incumplimiento y mucho menos generalizado de las obligaciones de control de tensión”, que recordó “es un servicio retribuido” para las centrales de generación que lo prestan.

A esos 600 millones de 2024 que avanzó Groizard se suman los 1.625 millones que, según las cifras publicadas por la CNMC, cobraron las eléctricas por el servicio de control de tensión entre los años 2020 y 2023.

“En 2023, el sobrecoste imputado a los consumidores por este concepto ha superado la cifra de 600 millones, mientras que en 2020 fueron 306 millones, 347 millones en 2021 y 372 millones en 2022”, explicó el organismo en el informe sobre la propuesta de modificación de aspectos puntuales del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2021-2026, aprobado en enero de 2024 por el Pleno del organismo que preside Cani Fernández.

A esas cifras se sumarían las cuantías destinadas este año, cuya cuantía se desconoce. Teniendo en cuenta los 600 millones de 2024, podría situarse solo hasta abril en otros 150 millones, lo que elevaría lo cobrado desde 2020 hasta el apagón en unos 2.375 millones.

“Graves problemas”

En ese informe de 2024, la CNMC analizó, entre otras modificaciones, la incorporación a la red de nuevos equipos (cuatro reactancias) “cuyo fin último es corregir los graves problemas de control de tensión que se presentan en el sistema, atendiendo al mandato de planificación de la reducción de restricciones técnicas”.

Añadía que “el coste de las restricciones técnicas derivadas del control de tensión ha crecido de manera exponencial en los últimos años, derivado fundamentalmente del incremento del precio de la electricidad y del menor despacho de centrales térmicas en el mercado ante una mayor penetración de renovables”. 

Todo ello para remunerar un servicio basado en una normativa que, según reconoció antes del apagón la CNMC [organismo responsable de ponerla al día], hasta este año estaba “obsoleta”, porque databa del año 2000, y que además no incluía penalizaciones por posibles incumplimientos para las generadoras. 

Fue en 2020 cuando REE sacó a consulta la modificación del procedimiento de operación para el control de tensión, conocido como 7.4, que la CNMC (responsable de dar luz verde a estos procedimientos) no ha aprobado hasta después del apagón, tras haber puesto en marcha dos proyectos piloto en los últimos años, mientras en Portugal las renovables controlan tensión desde 2020.

En el país vecino, que tiene su mercado eléctrico interconectado con el español a través del Mercado Ibérico de la Electricidad (Mibel), no se produjeron incumplimientos en ese servicio, a diferencia de lo que ocurrió en España, según el informe factual sobre el apagón ibérico publicado en octubre por los expertos europeos.

En aquel informe de 2024 sobre las modificaciones puntuales de la planificación eléctrica, la CNMC consideró “conveniente”, para “asegurar que las decisiones que se toman son eficientes económicamente”, que los análisis de la implantación de esas cuatro reactancias, con un coste de 14,6 millones, “tuvieran en cuenta diferentes escenarios de sensibilidad donde se contemplara el momento previsto de la puesta en marcha de estas instalaciones y la posible evolución favorable del coste del servicio del control de tensión, actualmente en revisión”. 

El servicio de control de tensión vigente hasta este año en España se aprobó cuando las renovables eran testimoniales. Ahora cubren en torno al 56% de la demanda eléctrica.

Ya en 2019, Competencia reconocía que debía aprobar un nuevo servicio de tensión porque el vigente entonces pertenecía a normativas que “no se han tocado en 20 años”. Pero no anunció la luz verde a la nueva normativa (que introduce penalizaciones por incumplimientos y permite prestar ese servicio a las energías renovables) hasta el pasado junio, tras los informes sobre el apagón del Gobierno y REE que pidieron implementarlo ya. Sin embargo, el nuevo control de tensión con renovables no estará en funcionamiento hasta principios de 2026. 

REE aplica desde el apagón la denominada “operación reforzada”, con más presencia del gas, que ha tenido un coste hasta ahora para los usuarios de unos 486 millones, “unos cuatro céntimos de euro al día para los consumidores de PVPC”, según dijo la semana pasada la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor. El operador del sistema ha cifrado el coste de mayo a octubre un 2,34% de los costes totales del sistema eléctrico español, que en ese periodo superaron los 18.000 millones de euros.

Según la exministra, “puede ser una cantidad astronómica para según que consumidor”, pero “ni un solo euro va a la cuenta de resultados de REE, que es independiente del precio de la electricidad”, sino que “va a la cuenta de resultados de las compañías generadoras de electricidad”. Y la operación reforzada se mantendrá, según Corredor, hasta que se sepa “la causa” de la oscilación anómala que forzó media hora antes del apagón una gran fotovoltaica en Extremadura que, como reveló elDiario.es, es propiedad de Iberdrola.

Tras las nuevas variaciones bruscas de tensión detectadas el pasado septiembre, en un contexto similar al de abril (baja demanda y alta penetración fotovoltaica), la CNMC ha aprobado una serie de medidas urgentes y temporales para estabilizar el sistema hasta que esté plenamente en funcionamiento el nuevo procedimiento 7.4.

Hasta ahora el organismo ha aprobado dos prórrogas de estas medidas, la última, la semana pasada, y hasta ahora “no se ha detectado un incremento del coste para el consumidor, ni un impacto sobre el detectado un incrementado del coste para el consumidor”, según lo trasladado por REE al regulador. El plazo máximo para aplicar estas medidas finaliza el próximo 20 de enero.

Entretanto, el Gobierno ha encargado a la CNMC informes trimestrales sobre el grado de cumplimiento del control de tensión por parte de los generadores pese a que Competencia se resistía a elaborarlos.

El secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, ha explicado este jueves en el Senado que las eléctricas cobraron 600 millones de euros el año pasado por prestar el servicio de control de tensión que falló en el apagón del pasado 28 de abril, según los informes del Gobierno, de Red Eléctrica (REE) y de los expertos europeos.

Durante su comparecencia en la Comisión de Investigación del Senado sobre el apagón, la primera de un miembro del gobierno, Groizard ha explicado que “desde luego al ministerio no le llegó que hubiera un incumplimiento y mucho menos generalizado de las obligaciones de control de tensión”, que ha recordado “es un servicio retribuido”. 

“El año pasado entre todos en la factura pagamos 600 millones para programar grupos” mediante las denominadas restricciones técnicas para el control dinámico de tensión. Y “si la conclusión es que ni siquiera estaban proporcionado este sistema desde luego que es muy preocupante para todos los españoles y eso deberá ser una de las conclusiones a la que llegue” la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en su expediente sobre el apagón.

Groizard ha dejado caer que el procedimiento de control de tensión vigente en el momento del apagón, que la CNMC no ha actualizado hasta junio, se planteó para el mix que existía “hace 20 años”. Y “no se había puesto que hubiera un problema generalizado” con ese control de tensión, que, ha recalcado, hasta ahora solo podía prestar la generación convencional (sobre todo gas y nuclear) a cambio de la correspondiente retribución.

Groizard ha reiterado que “el 28 de abril el sistema contaba con las herramientas regulatorias técnicas y tecnológicas”. Pero “quien tenía que proporcionar control dinámico de tensión, la generación convencional con gas natural y nuclear”, no cumplió lo que “se esperaba de ellos”. “Contrasta con Portugal”, donde sí se cumplió el control de tensión, como ha reflejado el informe de los expertos europeos, “y resulta que son las renovables las que lo hacían”. Allí se introdujo el control de tensión para estas tecnologías en 2020.

Groizard ha defendido que en pico de tensión que se registró el 22 de abril el sistema “fue capaz” de absorber porque las centrales convencionales “hicieron lo esperado”, pero el 28 “no hicieron lo mismo”. Antes del apagón, “no hubo ningún aviso, ninguna señal” de que “era inminente” una “vulnerabilidad” y “un fallo sistémico” como este. 

Que en 2024 se desconectaran 140 instalaciones por problemas de sobretensión cuando hay “más de 60.000” plantas de generación en España “no es una cuestión sistémica”. Y es “evidente” que un sistema más renovable “tiene menos inercia”, pero el apagón “no tuvo nada que ver con la inercia”.

“La reducción de la producción nuclear en esas fechas se debe a una decisión de las empresas por precio”. Los reactores “no podían competir” con las renovables. Y las nucleares “no son especialmente buenas ni en el control de tensión ni en el control de las oscilaciones”. “Más nuclear no nos hubiera protegido de las oscilaciones”

En respuesta al senador del PNV Igotz López Torre, ha explicado que la oscilación anómala de las 12.03 del 28 de abril, “la primera que aconteció” y condicionó el sistema de alguna forma“, ”puede“ estar originada en el funcionamiento ”anómalo o no, es lo que habrá que dirimir“, de ”una instalación en concreto“. Se trata de la megaplanta fotovoltaica Núñez de Balboa, de Iberdrola. El miércoles, la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, condicionó la permanencia del refuerzo extra del sistema (la denominada ”operación reforzada“) a que se conozca ”la causa“ de esa oscilación.

Groizard ha dicho que es “posible” que este apagón lleve a España y otros países a “actualizar” el criterio conocido como “N-1” para prevenir fallos en los sistemas eléctricos, de forma “que no contemple solamente fallo de una central” o una gran línea “sino otro tipo de disponibilidades”, como la capacidad de control de tensión. 

El secretario de Estado ha negado “mala fe o intencionalidad” en los disparos de centrales que se produjeron con los niveles de tensión dentro de los valores establecidos. Ha indicado que “una vez iniciada esa reacción en cadena ya no había cortafuegos para pararlo”. Preguntado por las medidas para prevenir que el apagón se repita, ha dicho que es “importante” que la CNMC publique los informes trimestrales sobre cumplimiento de las obligaciones de control de tensión que el organismo se resistía a elaborar. 

La presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, ha afirmado este miércoles que la denominada “operación reforzada” del sistema eléctrico, el refuerzo antiapagones que la compañía tiene en marcha desde el histórico cero energético del pasado 28 de abril, va a continuar hasta que no se esclarezca “la causa”de la “oscilación forzada” que, como reveló elDiario.es, provocó media hora antes de ese gravísimo incidente la megaplanta fotovoltaica Núñez de Balboa, de Iberdrola.

Durante una conferencia en el Club Diálogos para la Democracia, y sin citar a esa planta ni a su titular, Corredor ha explicado que “mientras no se acredite, se demuestre y se ponga de manifiesto cuál fue la causa de la oscilación anómala de las 12.03”, Red Eléctrica (REE) seguirá aplicando esa operación reforzada. “Sabemos en qué planta fue, pero no sabemos la causa”. “Lo tiene que acreditar el titular de esa planta”. “Mientras no estemos seguros de que todo el mundo cumple, seguiremos aplicando la operación reforzada”, ha insistido.

elDiario.es reveló en junio que la central fotovoltaica que está en el origen del apagón es esa megaplanta de Iberdrola en Badajoz, cuya oscilación según ha explicado Corredor tuvo un efecto comparable a “una arritmia” que tuvo “repercusiones en el sistema”.

Sin citar a Iberdrola, Corredor dijo en una comparecencia en el Senado que la propietaria de esa planta había realizado “un experimento” con esa instalación un año antes del apagón. La compañía lo interpretó como un ataque a su honor, con la correspondiente amenaza de demanda contra la exministra socialista.

La presidenta de Redeia ha cifrado el coste de esa operación reforzada hasta ahora en 486 millones de euros, “unos cuatro céntimos de euro al día para los consumidores de PVPC”, la tarifa regulada, a la que la propia Corredor está acogida.

“Puede ser una cantidad astronómica para según que consumidor”, pero “ni un solo euro va a la cuenta de resultados de REE, que es independiente del precio de la electricidad”, sino que “va a la cuenta de resultados de las compañías generadoras de electricidad”. Ha defendido que este noviembre el recibo ha sido más barato que el del mismo mes de 2024. Y que los denominados vertidos, la renovable que se desperdicia, están en “apenas el 3,5%”, un porcentaje “sumamente eficiente” y por debajo de otros países europeos.

En noviembre, el mix eléctrico se cubrió en casi un 57% de fuentes renovables y en lo que llevamos de año el porcentaje ha sido del 56%, lo que sitúa a España “a la cabeza de Europa tanto por potencia instalada” (es el segundo país que más tiene) “como en generación” (tercero). “Esto evidentemente tiene una ventaja competitiva para nuestro país”, con “precios sumamente competitivos para la industria”.

La presidenta de REE ha afirmado que “la verdad es una y la verdad en la física es muy tozuda”. “Los datos eléctricos están registrados al milisegundo”, no son “nada manipulables” y “los equipos de REE cumplieron en todo momento, antes durante y después toda la normativa”.

Ha insistido en que la programación del día 28 “fue correcta y ajustada a derecho”, con “más de 40 grupos convencionales acoplados al sistema” y “dos fenómenos anómalos y peligrosos”: esa “oscilación forzada” y otra “natural” que alteraron la tensión y la frecuencia, a lo que siguieron “desconexiones masivas, intempestivas e indebidas en la red de distribución” y “un inadecuado desempeño en las obligaciones de control de tensión” de los grupos convencionales, “especialmente en la zona suroeste y centro”. Fue una concatenación de eventos “inédita en el mundo”.

Corredor ha subrayado que los informes de REE, el Gobierno o la Agencia Internacional de la Energía reflejan que “la tensión era correcta y el comportamiento de los grupos convencionales en Portugal y en España fueron distintos”, con “vaivenes bastante evidentes”. Aunque “evidentemente cada agente del sistema tiene su propio relato”.

Preguntada por el futuro de las nucleares, Corredor ha dicho que REE no tiene “ninguna opinión” sobre el futuro del mix, que forma parte de la política energética. Se ha felicitado por que la Comisión Europea haya incorporado como proyectos de interés comunitario dos nuevos proyectos transpirenaicos a través de Navarra y Aragón.

La interconexión, ha recordado, es “crítica” para España y Europa. La conexión submarina con Francia que se está construyendo a través del Golfo de Vizcaya es una obra “muy compleja” que va a elevar el porcentaje a solo el 5%. “Tampoco vamos a estar muy bien”.

Corredor ha justificado la venta de Hispasat a Indra en que “una de las prioridades de Europa es la defensa y la seguridad” y “tanto Hisdesat como Hispasat tienen experiencia, infraestructura y dispositivos muchos más adecuados a lo que ahora necesita la UE”. Corredor ha sido presentada por el exministro socialista Miguel Sebastián, consejero de Indra en representación de la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI), primer accionista de Redeia (20%) y de Indra (27%), que ha definido a Corredor como “una persona en la que se puede confiar”.

El histórico empresario de las renovables José María González Vélez, ex presidente de la patronal Appa, ha felicitado a Corredor por su labor y por que no haya “arrojado la toalla a pesar de los ataques”.

El presidente de Gesternova ha apuntado que “a lo mejor” el apagón “no hubiera pasado” si la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) hubiera aprobado antes el procedimiento para permitir a la fotovoltaica controlar tensión que REE pidió al regulador en 2021 y que el regulador anunció en junio, aunque no estará vigente hasta 2026.

Volodímir Zelenski visita este martes España. Quiere insistir al Gobierno sobre la necesidad de mantener las contribuciones económicas a su armamento y poder seguir así presionando a Rusia. El presidente ucraniano visitará el Congreso de los Diputados y será recibido por la presidenta de la Cámara, Francina Armengol. Por la tarde se reunirá con el rey Felipe VI y el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez.

Mientras, Sánchez preside el Consejo de Ministros, que prevé aprobar la senda de estabilidad —el paso previo a los Presupuestos Generales—. El Ejecutivo mantiene su objetivo de aprobar las cuentas estatales, aunque no tiene los apoyos suficientes para su aprobación en el Congreso después de la ruptura con Junts. El partido catalán anunció hace unos días que dejaría de apoyar las medidas de Sánchez por, aseguran, incumplir los acuerdos de investidura.

Además, el Congreso va a constituir dos comisiones de investigación para estudiar las causas del apagón que sufrimos en España el 28 de abril; una propuesta por PSOE y Sumar y otra registrada por los populares.

La Agencia Internacional de Energía (AIE) insta a aplicar las “lecciones aprendidas” del histórico apagón ibérico del pasado 28 de abril, que atribuye a “una rápida secuencia de fallos técnicos” y a errores de regulación.

El organismo que dirige el turco Fatih Birol, adscrito a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), el club de países desarrollados del que forma parte España, ha incluido en su World Energy Outlook 2025, publicado este miércoles, un capítulo específico sobre este incidente, que afectó a más de 50 millones de personas en España, Portugal y el sur de Francia, en el peor suceso de este tipo en Europa en décadas.

Según la AIE, “el incidente demuestra que la seguridad eléctrica en los sistemas eléctricos modernos depende no solo de la generación, sino también de la calidad del funcionamiento de la red y del comportamiento de todos los activos conectados”.

“Esto pone de relieve la necesidad de normas aplicables que exijan a todos los generadores apoyar el sistema durante las emergencias y desconectarse solo si se superan los umbrales claramente definidos”.

Una de las claves del apagón fueron los incumplimientos en el control de tensión en España, una materia hasta ahora reservada a la generación tradicional cuya regulación es responsabilidad de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). El organismo regulador, que hace años reconoció que esta normativa está “obsoleta”, no ha actualizado el control de tensión hasta el pasado junio (tras el apagón), lo que permitirá participar en este servicio a las renovables, algo que en Portugal se hace desde 2020, aunque la normativa no va a estar en vigor hasta el año que viene.

El informe de la AIE recuerda que, según el informe factual que ENTSO-E, la asociación de transportistas europeos, publicó en octubre, el apagón ibérico “fue desencadenado por una rápida secuencia de fallos técnicos” tras volverse el sistema eléctrico en los minutos previos al apagón “inestable, con oscilaciones inusuales en la tensión y los flujos de energía”.

A esta inestabilidad le siguió un fuerte aumento de la tensión, “ya que los generadores que habían estado absorbiendo energía reactiva se apagaron por error debido a los sistemas de protección, a pesar de que los niveles de voltaje aún no habían superado los umbrales definidos por la normativa”.

A medida que más plantas se desconectaban, la tensión fue aumentando todavía más, “lo que provocó una cascada de apagones adicionales”, y cientos de megavatios (MW) de fuentes distribuidas más pequeñas se desconectaron inesperadamente, “lo que dificultó aún más la respuesta de los operadores del sistema”. “Finalmente, el sistema ibérico se desconectó del resto de Europa y los sistemas automáticos de seguridad no pudieron evitar un colapso total”.

Según la AIE, ante este tipo de sucesos “la preparación sigue siendo esencial”. “La mayor atención internacional que ha suscitado el apagón brinda la oportunidad de revisar algunos elementos comunes de la seguridad y la resiliencia del suministro eléctrico a medida que evolucionan los sistemas eléctricos”.

“En primer lugar, es fundamental contar con una infraestructura de red sólida, que incluya redes robustas e interconexiones regionales, ya que constituye la columna vertebral para un funcionamiento seguro”.

“En segundo lugar, la flexibilidad del sistema eléctrico es esencial para equilibrar la oferta y la demanda, lo que incluye la respuesta de la demanda, el almacenamiento y el mantenimiento de la generación despachable, así como medidas para garantizar que los mercados valoren adecuadamente estos servicios”.

“En tercer lugar, se necesitan soluciones técnicas, tales como condensadores síncronos o baterías equipadas con inversores formadores de red, para apoyar la estabilidad del sistema a medida que evoluciona la combinación de generación”.

“En cuarto lugar, es crucial adaptar los marcos operativos a medida que se transforman los sistemas eléctricos, actualizando los códigos de red, los requisitos de reserva, los mecanismos de equilibrio y las estructuras reguladoras para mantenerse al día con los nuevos retos y tecnologías”.

Tres escenarios

El informe de la AIE abarca tres escenarios principales de prospectiva para los próximos años: el Escenario de Políticas Vigentes (CPS, por sus siglas en inglés), el Escenario de Políticas Declaradas (STEPS) y el Escenario de Cero Emisiones Netas para 2050 (NZE).

Mientras que en el CPS la demanda de petróleo y gas natural continuaría creciendo hasta 2050, en el escenario STEPS, el consumo de petróleo y carbón alcanzaría su punto máximo en 2030 o antes, con las renovables continuando su rápida expansión, pese a que Estados Unidos instalaría en 2035 un 30% menos de lo que estimaba el anterior informe de la AIE hace un año. En los tres escenarios las energías renovables crecen más rápido que ninguna otra fuente de energía importante.

“Después de más de dos décadas de estancamiento”, la energía nuclear apunta a un “regreso” con más de 40 país incluyendo a esta fuente en sus estrategias o dando “pasos” para desarrollar nuevos proyectos, con más de 70 gigavatios de nueva capacidad en construcción, “uno de los niveles más altos de los últimos 30 años”.

En parte, para alimentar la demanda de la inteligencia artificial, con la inversión en centros de datos situándose este año en 580.000 millones de dólares, cerca de la mitad del PIB de España, y la demanda de estas instalaciones triplicándose en 2035, cuando representará menos del 10% del consumo eléctrico mundial, aunque “altamente concentrada geográficamente”, con más del 85% de nueva capacidad implantada en la última década en Estados Unidos, China y la UE, suponiendo “presión adicional para las redes congestionadas”.

Portugal implantó en marzo de 2020 la obligación de que las energías renovables controlen la tensión eléctrica de forma dinámica, algo que España no ha conseguido aplicar hasta ahora, pese a que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), responsable de implantar la normativa que regula este asunto, reconoció que había que ponerla al día a finales de 2019. Desde 2021 el regulador español ha lanzado varios proyectos piloto, sin que a día de hoy esté en marcha, algo que no ocurrirá hasta 2026.

Los fallos en el control de tensión en España se han revelado clave en el histórico apagón peninsular del pasado 28 de abril, que dejó sin luz a más de 50 millones de personas en el peor suceso de este tipo en Europa en décadas. 

Fuentes del regulador energético luso, la Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), explican a elDiario.es que las obligaciones de control de tensión para las generadoras en Portugal están recogidas en un reglamento europeo, el 2016/631, sobre los requisitos para los generadores de electricidad, y se adaptaron a la regulación lusa en una normativa que tiene ya más de cinco años, la Portaria n.º 73/2020, de 16 de marzo de 2020. 

La prestación de ese servicio, explica ERSE, “es obligatoria y no remunerada” y todas las plantas con una potencia a partir de 10 megavatios (MW) “deben proporcionar reactiva (o hacer control de tensión), incluso con potencia nula”, en el denominado “modo nocturno”. Es decir, allí el control de tensión es requisito obligatorio para todas las fuentes de generación, aunque las centrales eólicas más antiguas están sujetas a normas menos estrictas. 

En Portugal, que carece de energía nuclear y tiene su mercado eléctrico integrado con el español, las renovables aportaron en 2024 el 71% de la electricidad, un nuevo récord histórico (en España el porcentaje fue del 56%), gracias fundamentalmente a la aportación de la hidroeléctrica (28% del total), la eólica (27%) y la solar (10%).

En el país vecino, explica ERSE, las plantas solares se establecieron esencialmente después de la entrada en vigor de esa normativa en 2020, por lo que todas prestan ese servicio de control de tensión, mientras que en el caso de la eólica, la mayor parte de las plantas “se instalaron sobre todo hasta 2010”, por lo que “la mayor parte” de las instalaciones eólicas están sometidas “a una regulación menos exigente en cuanto a control de tensión”, explica el regulador energético luso a este medio.

Las mismas fuentes indican que “dentro de la prestación obligatoria del servicio, este no es remunerado”, si bien la normativa “permite al gestor del sistema contratar el servicio de control de tensión bilateralmente, cuando los requisitos obligatorios no sean suficientes.

Un ejemplo es un contrato de servicio de compensación síncrona del sur con la central hidroeléctrica de Alqueva, pegada a Extremadura, donde está la megaplanta fotovoltaica Núñez de Balboa, de Iberdrola, donde se originó la oscilación anómala que fue el preludio del apagón ibérico.

La gestión de este control de tensión en Portugal es, como en España, responsabilidad del operador del sistema, que allí es REN (Redes Energéticas Nacionais), en la que tiene un 5% la española Red Eléctrica (REE), su equivalente española, y en la que es accionista la mayor fortuna española, Amancio Ortega. El dueño de Inditex tiene un 12% de REN y un 5% de Redeia, matriz de REE.

Desde el punto de vista del regulador, Portugal tiene un modelo distinto al español. ERSE se asemeja a la antigua Comisión Nacional de la Energía (CNE), el regulador especializado que con la excusa de un falso “ahorro de costes” el PP eliminó en 2013 para crear la CNMC, en un modelo muy inusual que aglutina la vigilancia de los sectores de energía, las telecomunicaciones, los transportes, el audiovisual y la Competencia. El Gobierno intentó revertir ese modelo en 2024 con un proyecto de ley para recuperar la CNE que está atascado en el Congreso.

Mientras la CNMC tiene pendiente publicar su informe sobre el apagón, adicional al que están elaborando los expertos europeos de la red de transportistas ENTSO-E, en conversaciones entre los Gobiernos de España y Portugal ha salido a colación en las últimas semanas cómo ha conseguido el país vecino que las renovables controlen tensión allí desde hace años, explican fuentes gubernamentales.

“Ningún problema”

Tras la publicación del informe “factual” de los expertos europeos del pasado 3 de octubre, la ministra portuguesa de Ambiente y Energía, Maria de Graça Carvalho, destacó que “está comprobado, con datos”, que el apagón “no fue ningún problema del lado portugués”. 

Ese cero energético tuvo su origen en España y arrastró a Portugal, que tiene su mercado eléctrico integrado con el español a través del denominado Mibel (Mercado Ibérico de la Electricidad), aunque tras el colapso de abril Lisboa llegó a ordenar detener los intercambios de energía entre ambos países.

Tras la publicación, en junio, de los informes de REE y el Gobierno español que urgieron a la CNMC a aprobar ya el nuevo servicio de control de tensión en el sistema eléctrico peninsular (recogido en un procedimiento de operación conocido como 7.4), Competencia anunció su puesta en marcha. Pero el nuevo servicio no va a estar operativo hasta el año que viene. 

Hace unas semanas, tras reproducirse nuevas variaciones bruscas de tensión en el sistema, en una situación parecida a la de la pasada primavera, REE pidió a la CNMC medidas “urgentes” que la CNMC ha autorizado en parte tras abrir un expediente informativo sobre este asunto.

Este miércoles, el operador español anunció que, tras la aprobación del nuevo procedimiento 7.4 “solicitado por el OS [operador del sistema] en 2020 y aprobado en junio por la CNMC”, ha habilitado a las primeras renovables que podrán contribuir al control dinámico de tensión.

REE ha invitado a los operadores de plantas renovables a realizar su solicitud para poder participar en este servicio “que entrará en vigor el 1 de enero” y que, además de permitir controlar tensión a las energías limpias, como hace Portugal desde 2020, incluirá penalizaciones por los incumplimientos en la prestación de ese servicio, que hasta ahora no existían.

El informe de los expertos europeos reveló fallos de las eléctricas en el control de tensión en España (reservado hasta ahora a las centrales de gas e hidroeléctricas hasta que esté en vigor en nuevo procedimiento de operación 7.4) en las tres horas previas al apagón, mientras en Portugal las plantas se ciñeron a lo esperado.

Los fallos pueden observarse en un gráfico del informe centrado en la zona centro/suroeste de España, epicentro de las oscilaciones anómalas y las desconexiones de generación previas al apagón. El gráfico ilustra la diferencia entre la absorción o generación de energía reactiva mínima que prestaron ese día las centrales de generación convencional de más de 100 megavatios (MW) de potencia (la línea azul) y los valores de referencia esperados por la CNMC para ese día (la línea rosa):

El informe recordó que “es admisible que cada unidad no cumpla con este requerimiento en hasta un 25% del tiempo por hora”. Otro gráfico recogido en el documento refleja que, por el contrario, las centrales del sur de Portugal sí cumplieron sus obligaciones en el seguimiento de las consignas de energía reactiva.

El informe, recordó que la regulación vigente del control de tensión en España es una normativa “de marzo de 2000”, cuando las renovables eran testimoniales, mientras que en Portugal “las plantas solares con una capacidad instalada superior 1 MW (al igual que las nuevas plantas eólicas) proporcionan control automático de tensión/reactiva, recibiendo consignas en tiempo real” de REN.

En el informe que ENTSO-E tiene previsto presentar en el primer trimestre de 2026 con sus conclusiones y recomendaciones, “el Panel de Expertos analizará más a fondo estos datos y examinará el comportamiento de la potencia reactiva observado en el pasado, así como las medidas adoptadas a raíz de estas observaciones”.

En el informe de resultados que Endesa publicó este miércoles, esta empresa (con una relevante presencia en Portugal) asegura que “en ningún caso, la interrupción del suministro pudo tener su origen en instalaciones de generación o distribución propiedad de sociedades del Grupo Endesa.

El consejero delegado de Endesa, José Bogas, dijo a los analistas que una de las “lecciones” del apagón es la necesidad de implementar un control de tensión “flexible” en España. Un servicio que no pueden prestar las centrales nucleares, pese a que las eléctricas han utilizado el histórico cero energético como argumento para la prórroga de la central nuclear de Almaraz, en Cáceres.

Manuel Molina Prados (La Zubia, Granada, 1989) llevaba cuatro años “haciendo acopio de poemas” cuando se produjo el apagón: el literal, el eléctrico, el que el 28 de abril de 2025 dejó a la península Ibérica varias horas sin luz. El ‘apagón’ metafórico –el vital, el de inspiración– ya se había producido antes en su vida. 

En 2021, después de publicar su primer poemario y cuando algún amigo le tachaba ya de “aburguesado”, Manuel Molina sintió que no tenía “nada de lo que escribir”; quizá precisamente de eso podía crear algo. Fue entonces cuando leyó que el Gobierno austriaco alertaba de un posible apagón y pedía a la población hacerse con un ‘kit de supervivencia’. Algo hizo clic en él. “Me dio una obsesión y empecé a prepararme, con ansia, con miedo, con ganas incluso”, cuenta. Paralelamente, “esa ansia detonó todo el proceso de escritura”. 

De ahí nació un “kit poético para emergencias y catástrofes” que después llevó por título Apagón (Ediciones Franz). Manuel Molina alumbra un poema por cada elemento que, según el Gobierno austriaco, deberíamos tener a mano ante un apagón, desde pilas a camping gas, pasando por linterna, pala o navaja suiza. “Estos días están siendo tan oscuros. / Tengo tanto miedo. Necesitaría un perro. / Pero tengo un ángel. / Para que me cuiden así en la tierra / como en el cielo, y un cuchillo del ikea / en la boca, repiqueteando entre mis dientes, / protegidos por la férula dental que me hizo / el ortodoncista para situaciones estresantes.”.

Este es un poemario “sin deudas con Endesa”, advierte el autor al introducir el texto. Molina estaba a punto de editarlo cuando España se quedó a oscuras. Y temió que le tacharan de “agorero”, pero ya estaba todo escrito. Primero fue la obsesión, luego la poesía. “En el skyline de mis ojos había una noche negra y en una ciudad vacía. Mientras nacían pequeños bebés que son astros. Pequeños bebés que son ángeles nacidos no del ruido del coche, no. No de los rascacielos con consultores aporreando sus mesas de escritorio. [...] No. Nacían del ruido de las manos acariciándose cuando llegaba el apagón”.

El poeta leyó “mucha literatura sobre cómo prepararse en caso de catástrofe” mientras trataba de “encender el poema”, convirtiendo cada elemento de esa lista austriaca en versos “que pudieran defender[le] del apagón”. Hay en su poesía una crítica al hiperconsumo, que deja, de algún modo, un poso de pesimismo: “Al final te das cuenta de que los objetos son inservibles, no consiguen encender la poesía”; “el poeta no sabe usar esos elementos”, abunda. Tampoco los poemas le salvan. “Nos moríamos esa noche como mariposas de un día. / Todos nuestros vestidos de seda arden ahora con el fuego que ha provocado este poema”, escribe Molina al imaginar el momento en el que se apagan también “las aplicaciones del consumo de cuerpos para avivar el fuego”.

Dice Manuel Molina que “la poesía se intersecta con la vida, con lo político”. Y de nuevo suena a presagio cumplido. El pasado 28 de abril, cuando se fue la luz en toda España, Molina estaba trabajando de profesor interino en un instituto de Los Yébenes y vivía en el hostal del pueblo, en la provincia de Toledo. Ante el apagón Molina llenó la bañera, trató de aplicar lo aprendido, pero la realidad le sorprendió. No fue pesimismo lo que sintió ese día. “Vi a la gente sacando gasolina de los coches con la boca, ayudándose entre ellos en las calles. En el hostal solo había un generador pero se decidió que se iba a usar para dar energía a todo el pueblo y se sirvió a todo el mundo aunque no se pudiera cobrar con tarjeta, la gente brindaba”, recuerda. “Ese día, cuando llegó el apagón, vi más luz que nunca, esa sensación de colectivo, de volver a lo elemental, a lo importante”, afirma el poeta. “La gente no fue egoísta. Yo esperaba una cuestión apocalíptica y, al final, creo que fue un día feliz”, reconoce. 

Tras vivir el apagón ‘real’, Molina no retocó el poemario, pero sí sintió que la experiencia había sido “una forma de final, de cierre, de purificar ese proceso elemental” de escritura y preparación. “También entendí que con un apagón del yo, la única forma posible de enfrentarlo es el nosotros”, apunta. 

Lo colectivo ya está presente en la primera obra del autor, La Constitución de Uzupis (Ediciones Franz, 2021), donde el poeta concibe una república utópica guiada por 41 principios. “En La Constitución de Uzupis trato de fundar un país y aquí [en Apagón] el país se funde, en términos literales y metafóricos. Allí se funda la utopía, aquí se funde. Pero luego se reconstruye, o quiero que se reconstruya, con la recuperación del ‘nosotros’, de lo fraternal”, incide.

Molina explica que a él le inspira “lo concreto, lo tangible” a la hora de escribir, algo que intenta hacer “en automático”, con un “flujo rápido, natural” y sin límites estilísticos. Sus poemas pueden ser a la vez prosa, cuento, incluso ensayo, “un género híbrido”, concluye el autor. “No puedo hablar de castillos porque no estoy en la Edad Media; hablo de lo que veo: de las sombras de las torres Kio, del repartidor de Amazon que toca el timbre, de la basura apilada, del hiperconsumo... No escribo con intención política, pero soy un periodista frustrado. Escribo de lo que veo, pero evidentemente lo veo desde un lugar”, confiesa. 

Escribe, dice en fin Manuel Molina en uno de sus poemas, “para impresionar a mi abuela”. “Para mi abuela la luz era la luz y esto me lo dijo con la boca ya cerrada [...] la última noche que nos reunió frente a ella y ofreció el fuego para nosotros”.

Lo del apagón ha sido un viaje y Molina da la etapa por cerrada –al menos en lo literario–, aunque ahora de forma cíclica se alerte de otras posibles caídas de suministro. “Ya no escribiré de ningún apagón –zanja él–; no quiero hacer poesía de los escombros”.  

Iberdrola emprenderá acciones legales contra la presidenta de Redeia -matriz de Red Eléctrica de España (REE)-, Beatriz Corredor, por atacar la reputación de la eléctrica en sus acusaciones sobre el apagón del pasado 28 de abril, según ha adelantado este lunes el diario 'El Mundo'.

La energética presidida por Ignacio Sánchez Galán ha iniciado ya el trámite legal previo a la presentación de una denuncia contra Corredor, después de que la exministra socialista acusase en el Senado a la compañía de gestionar mal una de sus fotovoltaicas, la de 'Núñez de Balboa' en Badajoz, convirtiéndola en el epicentro del apagón.

Fuentes jurídicas indicaron a Europa Press que Iberdrola considera que las declaraciones de Corredor representan un ataque a la reputación de la compañía. Así, pedirán a Corredor que se retracte de sus manifestaciones públicas.

El pasado 11 de septiembre, en su comparecencia en la Comisión de investigación sobre el apagón abierta por el Senado, Corredor volvió a señalar a las empresas eléctricas como las culpables del cero eléctrico por su “mala gestión”, y apuntó que una de ellas reconoció que en 2024 estuvo haciendo un “experimento” en la gestión de una planta fotovoltaica de Badajoz-, justo donde estima que se desencadenó el cero energético.

Corredor afirmó en el Senado que Red Eléctrica sabía que todo el proceso del apagón se inició a las 12.03 horas en una planta fotovoltaica de una empresa privada de Badajoz porque hay “constancia física”.

“Podemos demostrar que la oscilación extraordinaria que empezó a las 12.03, de 0,6 Hz, provino de la mala gestión y de mal control de una planta fotovoltaica de alta intensidad instalada en la provincia de Badajoz, que se comportó de forma indebida y que provocó que el sistema se sintiera mucho más vulnerable como consecuencia de esa doble oscilación”, subrayó.

La presidenta de Redeia apostilló que esa misma planta había tenido un fallo semejante “acreditado y documentado” el año anterior y que los propios responsables de esa planta dijeron que habían estado haciendo un “experimento” en cuanto a la forma de gestionar esa planta.

El pasado 20 de junio, elDiario.es avanzó que la planta que, según el informe del Gobierno sobre el apagón, tuvo “un comportamiento oscilatorio anómalo en el output de potencia activa y reactiva” a las 12.03 del pasado 28 de abril, media hora antes del apagón, fue la Núñez de Balboa. El informe “factual” de los expertos europeos sobre el apagón publicado hace unos días hace también especial hincapié en esa oscilación, aunque sin citar a la Núñez de Balboa (ni a ninguna otra instalación).

El informe final de la red europea ENTSO-E incluirá un “análisis detallado” de las “causas raíz”, del “control de tensión” realizado en la red durante ese día por los generadores, “el comportamiento de diferentes actores durante el incidente” y algunos comentarios “adicionales”. Entre ellos, sobre las causas de esa “oscilación local” que fue un fenómeno “inusual”, como señaló el experto austriaco que ha coliderado el panel, Klaus Kaschnitz.

El pasado mes de mayo, Iberdrola presentó también ante el Tribunal Supremo una acción por la que solicitaba una explicación normativa sobre la creación por el Gobierno del Comité para el análisis de las circunstancias que concurrieron en la crisis de electricidad del 28 de abril, que llevó al cero eléctrico a la Península Ibérica, con el objetivo de conocer su garantía jurídica.

El informe que publicó el Gobierno sobre el apagón ya apuntó a “un comportamiento oscilatorio anómalo en el output de potencia activa y reactiva” de esta central de Iberdrola. “En pocos segundos, la generación de la planta oscila con una amplitud pico-pico de en torno al 70% de la producción que tenía inmediatamente antes de la oscilación. Este comportamiento contrasta con el de otras plantas de la misma tecnología conectadas en el mismo nudo o nudos cercanos”, decía ese dictamen, que afirmaba que esa oscilación es “más propia de las tecnologías síncronas”, como la nuclear o el gas, que “modifican su factor de potencia para mantener la tensión constante”, que de una planta fotovoltaica, “que está sujeta a un factor de potencia fijo” y en la que “el valor de potencia de salida, especialmente la activa, debería ser constante”.

Según el dictamen del comité, “durante esta perturbación se producen fuertes oscilaciones de tensión, no únicamente de frecuencia y potencia, principalmente en la zona sur y oeste de la península ibérica. A diferencia de las variabilidades de tensión anteriores detectadas esa misma mañana o en días anteriores, en este caso se trata de oscilaciones repetitivas de subida y bajada de tensión en el espacio de segundos, que siguen un patrón concreto coincidente con la oscilación en la frecuencia, a modo de vaivén”.

“Durante este periodo se reportan algunas llamadas por parte de agentes al Operador del Sistema a propósito de las oscilaciones” y “se detecta una caída brusca del amortiguamiento del sistema”, que “se hace más vulnerable”. La misma oscilación se reproduce a las 12.16 horas. Un minuto antes, la planta Núñez de Balboa ha “cambiado su producción” de los citados 250 MW a 350 MW.

Según el informe que publicó justo después REE, “no se observan fluctuaciones de la potencia activa de la planta”, pero sí “en la potencia reactiva”, la que necesitan para operar las redes eléctricas. REE apuntó a un mal funcionamiento de Núñez de Balboa como explicación a ese comportamiento anómalo: “Se han analizado las condiciones de la red en el punto de conexión, potencia de cortocircuito y nivel de tensión, y ambas eran correctas, por lo que es probable que la oscilación fuese causada por un mal funcionamiento de un control interno o por una anomalía interna de la planta, que deberá aclarar el propietario de la misma”.

“Se ha revisado la otra planta que evacúa a la red de transporte a través de la misma instalación de enlace así como otras que evacúan en subestaciones próximas, y la única que oscilaba era la indicada”, decía ese informe, que pidió una “investigación de la causa de la aparición de la oscilación forzada originada en la planta fotovoltaica de la provincia de Badajoz e implementar las acciones correctivas para evitar su repetición”.

Han pasado ya cinco meses desde el “cero eléctrico” que dejó sin luz a España y Portugal durante varias horas del 28 de abril de 2025 y parte de la madrugada siguiente. Fue un suceso inédito: nunca antes se había registrado una interrupción de semejante alcance.

En el tiempo transcurrido ha sido posible reconstruir la secuencia del incidente con precisión de centésimas de segundo, pero persisten discrepancias sobre las causas -sin duda multifactoriales- que determinaron algunas desconexiones de centrales y equipos que fueron decisivas en la irreversibilidad del proceso. Las investigaciones continúan y todavía no existe un consenso claro. Sin embargo, sí pueden ser extraídas ya enseñanzas valiosas sobre cómo reforzar nuestro sistema eléctrico, tanto desde una perspectiva técnica como regulatoria.

El episodio ha recordado la importancia de revisar los protocolos de coordinación entre los distintos agentes del sector, reforzar la transparencia en la comunicación de incidencias y adaptar la regulación del mercado y de la operación del sistema a los nuevos desafíos de la transición energética. Solo una visión integral -que combine resiliencia tecnológica, buen gobierno regulatorio y cooperación efectiva- permitirá reducir el riesgo de futuros apagones y garantizar la estabilidad del suministro.

El suceso también ha servido como llamada de atención sobre el valor estratégico de la electricidad: un bien esencial para hogares y empresas cuya continuidad depende de un sistema cada vez más complejo y cada vez con mayor participación de nuevas tecnologías de generación, de almacenamiento y de control.

Las causas: una reacción en cadena difícil de reconstruir

Determinar las causas exactas del apagón es tarea de los especialistas en dinámica de sistemas eléctricos. Gracias a los equipos registradores instalados en los principales nudos de la red de transporte (hay 76 equipos capaces de medir las magnitudes eléctricas de forma precisa y sincronizada), el operador del sistema ha podido reconstruir la secuencia de eventos de desconexión que llevaron al cero eléctrico, pero todavía no es del todo posible concluir si ha habido protecciones que funcionaron intempestiva o anticipadamente y pudieran haber condicionado fatalmente el incidente hacia un fallo total. Tocaría ahora, después de haber analizado millones de datos, hacer simulaciones para identificar qué fue crítico y cómo se podría haber evitado, tarea que exige medios técnicos avanzados y plena cooperación entre los actores implicados, algo que lamentablemente no siempre ocurre. Parte de la información pertenece a empresas privadas que la consideran confidencial (a pesar de funcionar con una autorización administrativa), lo que complica la investigación.

De momento, solo se sabe que el apagón se originó por una reacción en cadena de sobretensiones y desconexiones de generación, asociadas a fallos en el control dinámico de tensión. Es probable que no existiera una única causa, sino varias causas concurrentes, todas de muy baja probabilidad de ocurrencia que, combinadas, produjeran un evento de menor probabilidad aún. En definitiva, causas, ninguna de ellas suficiente por si sola para provocar el incidente, pero todas ellas necesarias.

Las discrepancias entre los informes del Gobierno, Red Eléctrica de España (REE) y otros agentes sugieren que aún hay debates técnicos abiertos. El informe definitivo de ENTSO-E -la organización europea de operadores de sistemas eléctricos- está todavía pendiente de la información requerida a algunas empresas eléctricas, y aunque sus avances provisionales confirmen la secuencia de los hechos, falta todavía la identificación de las causas raíz y la elaboración de una lista de recomendaciones. 

Mientras tanto, tanto el Gobierno como REE han adelantado líneas de actuación que cuentan con amplio consenso: 1) Reforzar la disponibilidad de centrales capaces de gestionar tensión y energía reactiva. 2) Mejorar los protocolos operativos y la verificación del cumplimiento de las obligaciones de control de tensión por parte de las generadoras. 3) Impulsar inversiones en la red de sistemas de control de tensión eliminando restricciones estandarizadas. 4) Impulsar el almacenamiento eléctrico —baterías y otros equipos— para dotar al sistema de mayor flexibilidad. 5) Fortalecer las interconexiones con Europa, para disponer de mayor margen de maniobra ante perturbaciones internas. 6) Aumentar la ciberseguridad en los sistemas de control y comunicaciones.

REE, por su parte, propone garantizar que toda la generación disponga de control dinámico de tensión, revisar los ajustes de protección frente a sobretensiones, mejorar la visibilidad operativa de la red mediante sensores avanzados y reforzar los recursos destinados al control de tensión.

Energía renovable y estabilidad del sistema

Más allá de los aspectos técnicos inmediatos, el apagón ha reabierto un debate de fondo: ¿puede un sistema eléctrico basado casi por completo en energías renovables mantener la estabilidad y la fiabilidad del suministro?

La respuesta, según la mayor parte de los expertos, es afirmativa. Las centrales renovables modernas, gracias a la electrónica de potencia y a sus sistemas de control, pueden aportar servicios esenciales para la estabilidad del sistema, como el control de tensión y frecuencia, e incluso proporcionar “inercia virtual” mediante algoritmos que simulan la respuesta de las máquinas giratorias de las centrales térmicas o hidráulicas.

El desafío no es tanto tecnológico como de coordinación. Es necesario que todas las instalaciones renovables —actuales y futuras— estén equipadas con el hardware y software adecuados, configurados y gestionados bajo criterios comunes. En esa coordinación REE debe desempeñar un papel central para garantizar que la respuesta de las renovables contribuya efectivamente a la estabilidad global.

Este debate técnico enlaza con cuestiones regulatorias de fondo: ¿dispone REE, como Operador del Sistema, de las competencias suficientes para garantizar una operación segura y eficiente del conjunto generación-transporte en tiempo real?

El papel del Operador del Sistema

Conviene recordar que la operación del sistema eléctrico es, ante todo, una función técnica, aunque ya en 1997 (desde la mal llamada liberalización del sector eléctrico) se incorporaran mercados destinados a resolver las restricciones técnicas. La creación de estos mercados -como los de los servicios complementarios- supuso que algunas funciones que antes asumía REE quedaran fragmentadas o sujetas a dinámicas de mercado.

Esta evolución ha generado varios problemas:

-Procesos operativos menos eficientes, al depender de mecanismos de mercado poco competitivos.

-Costes elevados para los consumidores, al fijarse precios por servicios imprescindibles sin verdadera competencia.

-Pérdida de la capacidad que antes tenía REE para planificar la operación a medio y largo plazo, lo que reduce la seguridad del sistema y aumenta los costes del suministro de electricidad.

En este contexto, el apagón ha reavivado un viejo debate: la propuesta, impulsada por algunos grandes grupos eléctricos, de separar las funciones de transporte y operación que hoy desempeña REE. El argumento es el supuesto conflicto de intereses entre ambas funciones, dado que la retribución del transporte se calcula en función de los activos reconocidos.

Sin embargo, el modelo español y europeo ya garantiza la independencia de REE que no produce ni comercializa electricidad, y su red se desarrolla según planes estatales aprobados por el Gobierno y supervisados por la CNMC y el Parlamento. Por tanto, no existe el riesgo clásico de discriminación o competencia desleal.

Separar la operación del transporte generaría, en cambio, nuevos problemas:

-Mayor complejidad y riesgo en la coordinación entre quien opera el sistema y quien gestiona la red. La red es, en definitiva, los ojos a través de los cuales el Operador puede ver y controlar en tiempo real el funcionamiento de un sistema que es extraordinariamente complejo y delicado.

-Pérdida de eficiencia técnica, al romper la relación directa entre la operación en tiempo real y el equipamiento físico.

-Retrasos en la toma de decisiones críticas que afectan a la seguridad del suministro.

-Incremento de costes por duplicación de estructuras y equipos humanos para actividades que se desarrollan simultáneamente necesitadas de una coordinación absoluta.

-Generación de nuevos conflictos entre los costes de mantenimiento de la red y las necesidades para su operación.

La cuestión no debería ser dividir REE, sino -muy al contrario- reforzar su capacidad operativa y regulatoria. Lo esencial es garantizar que el Operador del Sistema disponga de herramientas suficientes para cumplir su misión principal: mantener la seguridad y estabilidad del suministro eléctrico en tiempo real, de forma compatible con la eficiencia económica y la transición hacia un sistema descarbonizado. 

Hace bien REE en urgir a la CNMC la aprobación de procedimientos que considera necesarios para la seguridad del Sistema Eléctrico. Y la CNMC haría mejor en respaldar la autoridad de REE, como operador del sistema de generación/transporte, sin recurrir, para validar esos procedimientos, a lentos procesos de consultas y alegaciones que no parecen tener más objetivo que oponer su propia autoridad ante quien tiene la responsabilidad de conducir la operación del sistema eléctrico. Con todo esto, pocas bromas. 

También debería la CNMC preocuparse menos con el aumento de los costes que pudieran tener causa en el endurecimiento de las condiciones de prestación de los servicios que propugna REE y más con el diseño de un mercado -el eléctrico- en el que el poder de mercado campa por sus respetos y que ha convertido la electricidad en un instrumento de extracción de rentas de familias y empresas.

Lecciones y futuro

El gran apagón del 28 de abril no solo evidenció vulnerabilidades técnicas, sino también la necesidad de repensar la gobernanza del sistema eléctrico en una etapa de cambio profundo. España avanza hacia un modelo energético basado casi por completo en renovables, interconectado con Europa y apoyado en redes inteligentes. Pero esa transición exige reforzar la capacidad de respuesta ante perturbaciones y asegurar que la regulación esté alineada con los objetivos de seguridad, sostenibilidad y eficiencia económica, cuestiones que sólo pueden venir de la mano de las centrales renovables, del almacenamiento, de nuevas tecnologías de control de potencia y de la recuperación por REE de funciones que le fueron quitadas con la reforma regulatoria traída de la mano del PP en 1998.

Un incidente de esta magnitud debe considerarse una fuente de información. Analizar a fondo lo ocurrido permitirá identificar mejoras en la operación, en la planificación y en los mecanismos de defensa automática del sistema. Al mismo tiempo, es una oportunidad para fortalecer la cultura y la normativa de transparencia, cooperación y rendición de cuentas entre las instituciones y los agentes del sector eléctrico.

La electricidad es la columna vertebral de la economía moderna. Su fiabilidad no puede darse por sentada: depende de decisiones técnicas, regulatorias y políticas que deben anticipar los desafíos de un sistema en rápida transformación.

En definitiva, el cero eléctrico de abril de 2025 nos recordó que la transición energética no es solo una cuestión de generación limpia, sino también de estabilidad, coordinación y buen gobierno. Aprender de este episodio será la mejor garantía para que la luz -en todos los sentidos- nos siga iluminando.