Capítulo VI. El Gran Apagón
El colapso eléctrico de la península como síntoma de una infraestructura crítica en manos de una gestión ideologizada
El 28 de abril de 2025, a las 12:33, la península ibérica se quedó a oscuras. En cuestión de segundos, el sistema eléctrico español y portugués colapsó. Más de 50 millones de personas se vieron afectadas. El metro se detuvo, los hospitales pasaron a generadores de emergencia, las comunicaciones se interrumpieron y la actividad económica se paralizó durante horas. El restablecimiento completo tardó más de diez horas en algunas zonas. No fue un apagón local ni una avería puntual de una subestación. Fue un colapso sistémico del sistema eléctrico peninsular, el más grave desde la creación del mercado eléctrico europeo.
El Gobierno y los gestores del sistema lo presentaron como un incidente técnico excepcional, consecuencia de una combinación de factores difícilmente previsible. La realidad documentada por Red Eléctrica de España (REE), por los informes posteriores y por los operadores del sistema europeo muestra algo distinto: el colapso se produjo en un sistema que operaba con niveles de inercia y de reserva rodante muy bajos, con una penetración de generación renovable intermitente superior al 70 % en el momento del fallo, y con una capacidad de respuesta de las centrales convencionales reducida por las políticas de cierre acelerado de nuclear y de carbón. El Gran Apagón no fue un accidente meteorológico. Fue la consecuencia de una gestión que priorizó los objetivos ideológicos de descarbonización acelerada sobre la estabilidad técnica del sistema.
Este capítulo analiza ese colapso. Examina las condiciones técnicas en las que operaba el sistema, las decisiones políticas que lo llevaron a esa situación y la respuesta institucional posterior, marcada por la minimización y la atribución de responsabilidades a factores externos.
El colapso y su secuencia
A las 12:33 del 28 de abril de 2025, una perturbación en la red de alta tensión provocó una caída brusca de la frecuencia. En sistemas eléctricos convencionales, la inercia de las grandes masas giratorias de las centrales nucleares, de ciclo combinado y de carbón actúa como amortiguador: absorbe las variaciones repentinas de generación o de demanda y da tiempo a los sistemas de control para reaccionar. Ese día, la generación síncrona convencional representaba una fracción reducida de la potencia total. La mayor parte de la electricidad procedía de eólica y fotovoltaica, tecnologías que no aportan inercia de forma natural.
La frecuencia cayó por debajo de los umbrales de protección. Las protecciones automáticas desconectaron generación y demanda de forma escalonada para evitar daños mayores. El efecto fue en cascada. En menos de un minuto, la península quedó aislada del resto de Europa y la mayor parte de la generación se desconectó. Portugal, interconectado con España, sufrió el mismo colapso. El restablecimiento requirió arrancar centrales convencionales desde cero (black start), un proceso lento y complejo cuando la inercia del sistema es baja y las interconexiones están saturadas o desconectadas.
REE publicó posteriormente que la causa inmediata fue una combinación de una pérdida de generación renovable por condiciones meteorológicas y una respuesta insuficiente de la reserva. Los informes técnicos independientes y las declaraciones de operadores europeos señalaron que el sistema operaba con márgenes de estabilidad reducidos. La penetración de renovables no despachables superaba el 70 % en el momento del incidente. La reserva rodante —centrales convencionales listas para aumentar su producción en segundos— era insuficiente para compensar la caída.
La política energética que precedió al apagón
El colapso no se produjo en un vacío. Se produjo después de años de política energética orientada a maximizar la penetración de renovables y a acelerar el cierre de generación firme. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) fijaba objetivos ambiciosos de descarbonización. El cierre de las centrales de carbón se completó en la práctica. El calendario de cierre nuclear se mantuvo pese a las advertencias de los operadores sobre la pérdida de inercia y de capacidad de regulación.
La generación nuclear aporta inercia, regulación de frecuencia y capacidad firme las 24 horas. Su reducción progresiva, combinada con el cierre del carbón y con la dependencia creciente de eólica y solar, transformó la estructura del sistema. Las renovables intermitentes requieren respaldo: almacenamiento, interconexiones reforzadas o centrales de gas de respuesta rápida. Ese respaldo no se construyó al mismo ritmo que se añadía capacidad renovable. El resultado fue un sistema capaz de producir grandes cantidades de electricidad en horas de sol y viento, pero vulnerable a perturbaciones cuando la generación síncrona es baja.
Los gestores del sistema habían alertado de los riesgos. Informes de REE y de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia señalaban la necesidad de mantener suficiente inercia y de desarrollar mecanismos de capacidad que remuneraran la disponibilidad de generación firme. Esas recomendaciones se atendieron de forma parcial. La prioridad política fue el anuncio de nuevos récords de generación renovable y el cumplimiento de los objetivos climáticos. La estabilidad del sistema quedó en segundo plano.
La respuesta institucional
Tras el apagón, la respuesta del Gobierno siguió el patrón observado en otros incidentes de infraestructura. Se minimizó la gravedad del suceso, se atribuyó a una “tormenta perfecta” de factores técnicos y meteorológicos, y se evitó cualquier revisión de la política energética que había reducido la inercia del sistema. La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica declaró que el sistema había respondido “según lo previsto” y que no había relación directa con el mix de generación. Los informes técnicos posteriores contradijeron esa afirmación.
Se abrió una investigación. Se anunciaron medidas de refuerzo de las interconexiones y de almacenamiento. No se revisó el calendario de cierre nuclear ni se modificaron los objetivos de penetración renovable para incorporar de forma explícita criterios de estabilidad. La narrativa oficial mantuvo que el apagón era un incidente aislado y que la transición energética seguía siendo un éxito. Los datos de operación del sistema en los meses previos mostraban lo contrario: múltiples episodios de baja inercia, activaciones frecuentes de mecanismos de emergencia y precios negativos en horas de alta producción renovable, señal de que el sistema no estaba equilibrado.
El Gran Apagón puso de manifiesto la distancia entre el discurso y la realidad operativa. El discurso presentaba la descarbonización acelerada como un proceso sin costes de fiabilidad. La realidad mostró que un sistema con baja inercia y con reserva rodante insuficiente puede colapsar en segundos ante una perturbación. Esa realidad no se incorporó al relato oficial.
La conexión con el modelo de gestión
El apagón eléctrico comparte rasgos estructurales con los problemas de la red ferroviaria analizados en los capítulos anteriores. En ambos casos, una infraestructura crítica operó durante años con márgenes de seguridad reducidos. En el ferrocarril, se aumentó el tráfico y se permitió la entrada de nuevos operadores antes de completar la migración de los sistemas de señalización y de corregir defectos de vía conocidos. En el sistema eléctrico, se aumentó la penetración de generación intermitente antes de garantizar suficiente inercia, reserva y capacidad de respuesta. En ambos casos, las alertas técnicas existían y fueron subordinadas a prioridades políticas: la imagen de liberalización exitosa en el ferrocarril y la imagen de liderazgo climático en la energía.
La gestión ideologizada no consiste en tener objetivos de descarbonización. Consiste en perseguir esos objetivos sin incorporar de forma rigurosa las restricciones técnicas del sistema. El PNIEC y las decisiones de cierre de centrales convencionales se diseñaron con un peso predominante de los criterios climáticos y con un peso insuficiente de los criterios de estabilidad y de seguridad de suministro. El resultado fue un sistema capaz de batir récords de generación renovable en condiciones favorables y vulnerable a colapsos cuando esas condiciones cambian.
El Gran Apagón del 28 de abril de 2025 no fue un accidente. Fue la materialización de un riesgo que los gestores del sistema habían identificado y que la política energética había decidido asumir. La respuesta posterior —minimización, atribución a factores externos y mantenimiento de la misma trayectoria— confirma el patrón: cuando la realidad contradice el relato, se ajusta el relato, no la política.
Conclusión
El colapso eléctrico de la península ibérica demostró que una infraestructura crítica puede fallar de forma sistémica cuando se gestiona con criterios predominantemente ideológicos. La reducción de la generación síncrona, la insuficiente reserva rodante y la alta penetración de renovables intermitentes crearon las condiciones para que una perturbación derivara en un apagón generalizado. Las alertas técnicas existían. Las decisiones políticas las subordinaron a los objetivos de descarbonización acelerada.
Este capítulo ha descrito el Gran Apagón como síntoma de una gestión que prioriza el relato sobre la estabilidad del sistema. Los capítulos siguientes examinarán otras manifestaciones del mismo patrón en infraestructuras críticas y en la respuesta institucional a los accidentes ferroviarios. Un sistema eléctrico no se protege con anuncios de récords renovables. Se protege manteniendo la inercia, la reserva y la capacidad de respuesta que permiten absorber perturbaciones. En abril de 2025, esas condiciones no se cumplían.
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