Un año después del apagón: qué sabemos, qué ha costado y por qué no puede darse por cerrado

El 28 de abril de 2025, a las 12:33, los sistemas eléctricos peninsulares de España y Portugal sufrieron un apagón total. Una pequeña zona del suroeste de Francia también registró afectaciones puntuales. ENTSO-E lo ha calificado como el incidente más grave en el sistema eléctrico europeo en más de veinte años y, además, como un evento sin precedentes por la combinación de subidas de tensión y desconexiones en cascada de generación.

Un año después, el sistema es más consciente de lo que ocurrió, ha introducido cambios regulatorios y opera con más cautela. Pero el episodio sigue abierto en tres frentes: el técnico, el económico y el regulatorio. La factura ha absorbido un sobrecoste relevante, la atribución formal de responsabilidades aún no se ha cerrado y el debate sobre cómo operar un sistema cada vez más renovable sigue plenamente vigente.

Qué sabemos hoy que pasó

A estas alturas ya existe una base técnica bastante sólida. El informe del Comité de análisis del Gobierno concluyó en junio de 2025 que el cero eléctrico se produjo por un problema de sobretensión de origen multifactorial: el sistema contaba con capacidad insuficiente de control de tensión, se produjeron oscilaciones relevantes y hubo desconexiones de instalaciones de generación, en algunos casos aparentemente indebidas.

El informe final del panel de expertos de ENTSO-E, publicado el 20 de marzo de 2026, coincide en lo esencial. Su conclusión es que el apagón fue consecuencia de varios factores que interactuaron entre sí: oscilaciones, carencias en el control de tensión y de potencia reactiva, diferencias en prácticas de regulación, caídas rápidas de generación y desconexiones en cascada en España. Todo ello desembocó en una subida acelerada de tensión y en el colapso del sistema ibérico.

Este punto es clave porque ayuda a explicar por qué el debate técnico cambió de foco. No fue, principalmente, una crisis clásica de frecuencia por falta de generación para cubrir la demanda, sino una crisis de tensión y de estabilidad dinámica del sistema. Ese matiz importa mucho en un sistema donde cada vez pesa más la electrónica de potencia y cada vez menos la generación síncrona tradicional.

También sabemos ya lo que no fue. El Gobierno concluyó que no se encontraron indicios ni evidencias de ciberataque o ciberincidente como causa del apagón, y la Audiencia Nacional archivó posteriormente la vía penal por la misma razón.

Un incidente multifactorial, no una causa única

La parte más incómoda del aniversario es que hoy conocemos mucho mejor el mecanismo del colapso, pero todavía no existe una responsabilidad única y cerrada.

Por un lado, el Gobierno y ENTSO-E han apuntado a un fallo multifactorial donde coincidieron oscilaciones, insuficiencia en el control de tensión y desconexiones de generación. Por otro, la CNMC ha iniciado expedientes sancionadores por posibles incumplimientos prolongados de normativa sectorial, incluido un procedimiento por infracción muy grave contra Red Eléctrica y otros procedimientos contra grandes grupos energéticos y determinadas plantas. La propia CNMC ha subrayado, sin embargo, que esos expedientes no implican por sí mismos la atribución definitiva del origen o la causa del apagón, precisamente porque el incidente respondió a un origen multifactorial.

Eso explica por qué, un año después, seguimos sin sanciones firmes ni una resolución definitiva sobre quién cargará con la responsabilidad jurídica y económica final. Reuters señaló que estos procedimientos pueden tardar entre nueve y dieciocho meses, por lo que el cierre formal del caso todavía puede prolongarse durante buena parte de 2026 o incluso más.

Qué hemos pagado desde entonces

El apagón ya no es solo un problema técnico o político. También es un problema económico.

Tras el incidente, Red Eléctrica puso en marcha una programación reforzada para operar el sistema con mayores márgenes de seguridad. En la práctica, esto implica recurrir más a generación síncrona y a servicios de ajuste para contener riesgos de tensión y dar mayor robustez a la operación diaria. El problema es que esa prudencia tiene un coste.

Según las estimaciones comunicadas por REE y recogidas por distintos medios, el coste de esa operación reforzada ascendía a 666 millones de euros hasta el 31 de marzo de 2026, equivalente al 2,12% de los costes totales del sistema en ese periodo. La propia REE ha estimado además que esa programación reforzada ha supuesto un 4,7% sobre el precio final medio de la energía en ese tramo temporal.

Otras estimaciones elevan bastante más el impacto total, porque no solo calculan el coste directo de la medida, sino también sus efectos indirectos sobre el casado del mercado y sobre los servicios de operación. En los últimos días, distintas patronales y asociaciones han vuelto a pedir una reforma del tratamiento regulatorio de estos sobrecostes, alertando de que el peso de los servicios de ajuste se ha disparado en 2026.

Para el consumidor doméstico, la lectura más visible es que la luz se ha encarecido. Varias estimaciones publicadas en el aniversario sitúan el impacto acumulado sobre la tarifa regulada en torno al 13% en el último año. Más allá del decimal exacto, la señal de fondo es clara: el sistema es hoy más seguro que hace un año, pero esa seguridad extra se está pagando en la factura.

Qué se ha corregido en este año

Aquí sí hay avances relevantes.

El primero fue normativo. El Real Decreto-ley 7/2025, aprobado el 24 de junio de 2025, se planteó expresamente como una respuesta urgente para reforzar la resiliencia, la robustez y la estabilidad del sistema eléctrico tras el incidente del 28 de abril. Entre otras cosas, mandata a la CNMC y al operador del sistema a revisar obligaciones, supervisión y distintos aspectos técnicos relacionados con oscilaciones, velocidad de cambios de tensión, servicios de ajuste y monitorización de datos.

El segundo avance fue técnico-regulatorio. La CNMC aprobó en junio de 2025 la revisión de las normas que regulan el servicio de control de tensión para modernizarlo y dotarlo de un marco retributivo más adecuado. La propia CNMC recordó entonces que la generación síncrona y asíncrona ya tenían obligaciones de control de tensión, pero que era necesario actualizar el funcionamiento detallado del servicio y adaptarlo mejor a la realidad del sistema.

El tercer paso llegó en noviembre de 2025, con el Real Decreto 997/2025, que profundizó en medidas de resiliencia, supervisión, almacenamiento y refuerzo del sistema. El propio BOE vincula estas medidas con las lecciones del apagón y con la necesidad de acelerar soluciones que aporten flexibilidad y seguridad operativa.

Qué hemos aprendido realmente

La principal lección es que la transición energética no cambia solo el origen de la electricidad. También cambia la física con la que se comporta el sistema.

Un sistema dominado por máquinas síncronas no se opera igual que uno cada vez más apoyado en electrónica de potencia, renovables, almacenamiento y algoritmos. ENTSO-E, el Comité del Gobierno y la CNMC coinciden en el fondo: la regulación, la supervisión y la operativa tienen que evolucionar al mismo ritmo que evoluciona el mix de generación. Si no lo hacen, el riesgo no desaparece, solo cambia de forma.

La segunda gran lección es que el almacenamiento y la flexibilidad han dejado de ser un complemento deseable para convertirse en una pieza central de la seguridad del sistema. El propio BOE, en el Real Decreto 997/2025, subraya que el almacenamiento es crítico para la resiliencia, la seguridad energética y la integración eficiente de renovables, y recuerda que el PNIEC 2023-2030 fija una previsión de 22,5 GW de capacidad de almacenamiento en 2030.

La tercera es que el marco de supervisión ya no puede descansar en la idea de que la red “aguantará” porque siempre lo ha hecho. El apagón obligó a revisar controles, ajustes de protección, obligaciones de reactiva y visibilidad operativa. En ese sentido, el incidente ha sido también una llamada de atención sobre cumplimiento técnico, transparencia de datos y velocidad de reacción regulatoria.

¿Puede volver a pasar?

La respuesta honesta es sí, aunque el riesgo hoy es menor que hace un año.

Es menor porque el sistema opera con más cautela, porque se han reforzado herramientas regulatorias, porque se ha actualizado el control de tensión y porque la supervisión es mayor. Todo eso reduce vulnerabilidades.

Pero el riesgo no es cero. La cuota de renovables seguirá creciendo, la operación seguirá siendo más compleja, la interconexión con Europa continúa siendo un punto estructuralmente sensible y la propia operación reforzada no puede mantenerse indefinidamente como solución permanente, entre otras cosas porque es cara y porque depende de un mayor recurso a tecnologías convencionales. Reuters recogió en febrero que directivos del sector seguían advirtiendo de que, bajo condiciones similares, un episodio comparable no era imposible.

Por eso, el verdadero examen del segundo año post-apagón no debería ser solo que no se repita un gran incidente. Debería medirse también por dos indicadores más concretos: que el coste extraordinario de la operación reforzada empiece a normalizarse y que las primeras resoluciones regulatorias cierren, al menos parcialmente, el capítulo de responsabilidades. Mientras eso no ocurra, el apagón del 28 de abril de 2025 seguirá siendo un episodio técnicamente explicado, pero políticamente y económicamente incompleto.

Conclusión

Un año después, el sistema eléctrico ibérico sabe mucho mejor qué le ocurrió, pero todavía no puede decir que haya cerrado del todo aquella crisis.

La parte positiva es que el diagnóstico técnico es hoy más sólido, que se han activado reformas importantes y que la red opera con más vigilancia. La parte incómoda es que seguimos pagando un sobrecoste relevante por esa prudencia extra y que la atribución final de responsabilidades todavía está abierta.

En el fondo, la gran lección del apagón ibérico no es solo que un sistema eléctrico puede fallar. Es que la transición energética exige rediseñar, a la vez, la regulación, la operación y los incentivos técnicos del sistema. Y eso no se resuelve con un informe ni con una comisión: se resuelve con años de ajustes bien hechos.

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