“Nosotros, creo que vamos a ver un cero ‘gordo’”. Esta era la advertencia de un operador de una energética en una conversación telefónica con su homólogo en Red Eléctrica (REE) a las 10:59 horas del 28 de abril de 2025. La respuesta al otro lado de la línea por parte de REE no rebajaba la gravedad del escenario: “Hombre, según esto… en algún momento nos la damos seguro casi”. Lo que probablemente ninguno de los dos anticipó es que sus presentimientos se cumplieran apenas 90 minutos después. Ese día, a las 12:33, la red eléctrica en toda España cayó a cero.
Un día después, Red Eléctrica cambió su modo de operación a una programación reforzada. Desde el 30 de abril de 2025, el sistema eléctrica opera en modo reforzado, que en la práctica implica una mayor generación de energías síncronas. En 2025, la generación renovable cayó un punto porcentual, hasta el 55,8% del total, frente al 56,8% de un año antes. En paralelo, el operador del sistema aseguró la aportación estable del mix eléctrico con un 28% más de gas, incrementando la entrada de los ciclos combinados.
“Red Eléctrica jugó con fuego y se quemó”
Para Manuel Moral, profesor del máster en Transición Energética Renovable de la Universidad Europea de Madrid, la operación reforzada que desde entonces está aplicando REE confirma en la práctica que el apagón podría haberse evitado. “Redeia tenía la capacidad de aplicar las restricciones técnicas para equilibrar el sistema. La mejor prueba es que desde el cero eléctrico está aplicando unas medidas que podía haber utilizado antes”, explica a Artículo14. En este sentido, recuerda que toda la legislación que facilita poder operar en modo reforzado ya existía previamente.
“Los audios entre los operadores de Red Eléctrica y las energéticas confirman que el gestor del sistema -que no puede echar la culpa a nadie más porque él es el responsable último– jugó con fuego y se quemó”, señala otra fuente que prefiere el anonimato. La situación de sobretensión no pilló por sorpresa al gestor, pues ya en 2023 con el incremento de la generación solar fotovoltaica el sistema venía sufriendo alteraciones de tensión. Entonces, hubo apagones localizados -por ejemplo, en Castilla y León-, situación que llevó a la CNMC ha advertir que de no tomar medidas el aumento de tensiones podría agravarse.
Una actuación imprudente de REE
Para las eléctricas, el cambio de operación constituye también una prueba de la responsabilidad de Red Eléctrica en su actuación para evitar el apagón. “Lo que debió haber hecho era haber adoptado criterios de mayor prudencia en cuanto a lo que hemos visto en la operación del sistema con lo que se denominan las energías síncronas y asíncronas”, aseguró el consejero delegado de Iberdrola España, Mario Ruiz-Tagle, en la Comisión del Congreso de los Diputados que investiga el apagón.
La misma línea argumental que expuso en este foro José Bogas, consejero delegado de Endesa. Incidió en que la operación reforzada tendría que haberse activado antes del apagón. De hecho, las empresas, ante las fuertes subidas de tensión que venían arrastrándose desde principios de año -una de ellas el 31 de enero-, pidieron el 10 de febrero a Red Eléctrica una reunión para analizar la situación, que el gestor rechazó.
La CNMC amplía los expedientes sancionadores
La existencia de mecanismos para asegurar la operación es la tesis que también ha compartido la presidenta de la CNMC, Cani Fernández. En su comparecencia, aseguró que pese a los cambios del mercado, en todo momento el sistema dispone de los mecanismos necesarios para asegurar una gestión adecuada del mismo. Según incidió, existían mecanismos regulatorios “suficientes para gestionar adecuadamente el sistema”.
#Energía | Incoamos expedientes sancionadores por indicios de infracción en el marco de las investigaciones del incidente eléctrico del 28 de abril de 2025
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— CNMC (@CNMC_ES) April 17, 2026
Con todo, un año después no se han dirimido aún las culpas y queda todavía un largo proceso por delante. De momento, tanto el panel de expertos europeos de ENTSO-E y la CNMC apuntan a un origen multifactorial. Esta última, en su labor de supervisor del mercado eléctrico, inició el pasado 17 de abril un proceso de incoación de diferentes expedientes sancionadores por indicios de infracción. A su vez, el pasado 24 de abril, informó de que sigue abriendo otros procedimientos. “Las incoaciones notificadas incluyen también la investigación de prácticas producidas en días o periodos distintos al 28 de abril de 2025, pero que constituirían igualmente indicios de posibles infracciones sectoriales detectados en el marco de la investigación del incidente”, explicó.
En total, más de una treintena dirigidos a Red Eléctrica -con calificación “muy grave”– y el resto a las energéticas por infracciones “graves”.
La operación reforzada deja de ser una excepción
Mientras tanto, la operación reforzada que pudo evitar el apagón se ha convertido en la nueva normalidad del sistema. ¿Qué significa? Un día como hoy hace un año, Red Eléctrica primaba la entrada de energías renovables -principalmente fotovoltaica y eólica- con el mínimo respaldo de las energías síncronas -nucleares y/o ciclos combinados-. “Las renovables están expuestas a imprevistos, como la ocultación del sol por una nube o la ausencia de viento. Por eso, aún son difíciles de gestionar”, explica Manuel Moral.
El modo reforzado para aportar mayor estabilidad ha encarecido la generación eléctrica en casi 700 millones de euros. Red Eléctrica calculó un impacto de 666 millones desde el apagón hasta el pasado 31 de marzo. Para los consumidores, el impacto es limitado. Según cálculos de la CNMC, apenas 0,04 euros por día, para un consumidor en PVPC con una demanda de unos 300 kilovatios hora.
De momento, REE seguirá aplicando el modo de operación reforzada para asegurar cómo señalaban hace un año sus técnicos “más generación ‘gorda’, térmica, que son los que regulan” y evitar los bandazos que terminaron en el cero ‘gordo’.