Iberdrola, Endesa y compañía llevan meses señalando a Red Eléctrica (REE) como última responsable de lo sucedido el pasado 28 de abril, el día en el que la península toda se fue a cero. Cero energético. Y el Operador del Sistema, REE, lleva meses apuntando en la dirección contraria. El caso es que al apagón le ha seguido lo que en el sector es conocido como "programación reforzada". Cuando se habla de "programación", de lo que se está hablando es, grosso modo, de lo siguiente: el Operador del Sistema (OS) programa por norma una serie centrales para que estén en guardia, atentas, para mantener en perfecto equilibrio oferta y demanda (de electricidad), para controlar la tensión y que no se desmande y/o, en definitiva, para que el suministro esté siempre asegurado (y, consecuentemente, no haya apagones).
Hasta el apagón del 28A se hablaba de "programación". Pero, desde entonces, se habla de "programación reforzada". Porque REE programa más centrales (de gas sobre todo) para que estén en guardia, atentas, mantengan controlada la tensión y asegurado el suministro en toda circunstancia. La pregunta sería: ¿programa ahora más porque se ha dado cuenta de que estaba programando menos de las debidas? O, ¿programa ahora más (centrales de gas) porque no se fía? "Mejor programamos de sobra, porque si fallaron ayer y no prestaron el servicio que debían prestar...". Eso vendría a ser la "programación reforzada" y que cada lector o lectora elija la explicación que prefiera.
El caso es que el gas es caro, por lo que esa "programación reforzada" está costándole a los consumidores y consumidoras un dinero que antes no tenían que desembolsar.
Según el comunicado que ha difundido hoy REE, "el coste de la operación reforzada hasta el 31 de marzo de 2026 asciende a 666 millones de euros".
El Operador del Sistema concreta en su nota que, desde el inicio de la operación reforzada, ese coste ha representado un 2,12% de los costes totales del sistema eléctrico español, que en este periodo han superado los 31.349 millones de euros.
En concreto, el análisis del periodo de aplicación (de mayo de 2025 a marzo de 2026) resulta en los siguientes datos, según REE: el coste de la programación reforzada ha supuesto un 4,7% sobre el precio final de la energía medio (77,07 euros por megavatio hora), lo que implica -estima el OS- que, "para un usuario sujeto a PVPC con un consumo medio mensual de trescientos kilovatios hora, la operación reforzada ha tenido un coste en el periodo de aplicación de 4 céntimos al día".
La controversia
La disputa entre ambas partes (REE vs eléctricas) se resume grosso modo en los siguientes términos: el Operador del Sistema, Red Eléctrica, sostiene que
(1) operó en todo momento conforme a los procedimientos estipulados y que fueron las compañías eléctricas las que incumplieron con sus obligaciones de control de tensión;
mientras que las compañías eléctricas aseguran que
(2) fue el Operador del Sistema el que no programó suficientes centrales para que controlasen la tensión.
Todos los informes coinciden en señalar que ciertas variaciones de tensión estuvieron tras el apagón del 28 de abril, que grosso modo comenzó porque hubo una oscilación anómala de frecuencia propiciada (presuntamente) por el operador de un parque fotovoltaico extremeño (posiblemente Iberdrola).
Hace unas semanas, durante su comparecencia en la Comisión de Investigación del Senado, la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, señaló que la oscilación de las 12.03 horas en una planta fue "la primera ficha del dominó" en el incidente, aunque aseguró que ella "jamás" ha dicho de qué central se trata.
"Jamás he identificado ni la planta ni tampoco la subestación a la que esa planta evacúa potencia", dijo.
El caso es que, tras esa "primera ficha del dominó", la tensión subió (por culpa de esa oscilación), si bien no superó su límite, el umbral a partir del cual las centrales de generación deben desconectarse (y dejar de generar) por motivos de seguridad.
Sin embargo, varios generadores (centrales de producción de electricidad) se desconectaron (de manera improcedente, según Red Eléctrica), y llegó un momento en el que esas desconexiones (improcedentes) fueron tantas y atacaron al sistema eléctrico, desde tantos puntos distintos de la red, que llegó un momento en que el operador no pudo atender todos los frentes.
Beatriz Corredor, presidenta de Red Eléctrica, definió el apagón ante una Comisión de Investigación abierta en el Senado en estos términos
«Una sucesión de eventos extraordinarios que se iniciaron con una oscilación anómala derivada del mal funcionamiento de una planta y de desconexiones intempestivas fuera de los límites de operación del sistema que provocaron una reacción en cadena de desconexión de generación (...). Ese cúmulo de circunstancias fue lo que llevó al apagón. (...) En ningún caso se había previsto, ni era posible prever, que se pudiera dar ese cúmulo de incumplimientos por parte de agentes del sector eléctrico»
Concha Sánchez, directora general de Operaciones de Red Eléctrica (REE): "el primer disparo [desconexión] tiene lugar en Granada. Este evento inicialmente lo habíamos identificado como compatible con pérdida de generación. Pero vamos a ser más precisos: lo que se desconectó fue un transformador 400.220 de la red de evacuación en una instalación ubicada en la provincia de Granada. Lógicamente cuando se desconecta este transformador, la generación también se desconecta (...). Y sabemos que se desconectó por la actuación de una protección en el lado de Baja Tensión del transformador y tenemos constancia de que en ese momento la tensión en la red de transporte estaba por debajo de 418, estamos hablando de una tensión completamente en rango y de un disparo que no está justificado"
La tesis de Red Eléctrica es que la oscilación, desencadenada por un experimento en una planta solar de Extremadura, y las desconexiones, que eran improcedentes, porque los rangos de tensión eran correctos, sumadas a la inacción de determinadas centrales de gas, nucleares e hidráulicas que no respondieron como era debido, ocasionaron el apagón.
Concha Sánchez, directora general de Operaciones de Red Eléctrica: "el incidente efectivamente muestra una insuficiencia de recursos efectivos para el control dinámico de la tensión en el momento del incidente y en concreto en la insuficiente absorción de reactiva de la generación con obligación de cumplir el Procedimiento de Operación 7.4: generación convencional, nuclear, hidráulica, ciclos combinados mayores de 30 megavatios conectados a la red de transporte que por tanto incumplieron su obligación"
La normativa no preveía sanciones para esos casos. La denominada "operación reforzada" que está ejecutando ahora REE para asegurarse de que no vuelve a suceder un apagón vendría a ser consecuencia, según ha sugerido Corredor en el Senado, de que Red Eléctrica no sabe si las eléctricas (no sabe qué centrales, o cuántas centrales, o si...) van a volver a incumplir con sus obligaciones, de ahí que REE está poniendo en guardia, por emplear un término coloquial, a más centrales para que atiendan futuribles nuevos episodios de sobretensión.
Tras el apagón hasta tres informes han venido a exonerar a Red Eléctrica y, de un modo un otro, han señalado implícitamente a las compañías eléctricas.
Red Eléctrica lo explicaba así el pasado 29 de octubre
«No hubo una falta de capacidad de reactiva programada en el sistema el pasado 28 de abril, sino que la misma no fue activada por los generadores en el momento en el que el sistema lo requería. Su aportación al sistema como establece la normativa hubiera reducido la dinámica de la variación de tensión que se produjo. Sin embargo, como ha quedado demostrado, los grupos no alcanzaron mayoritariamente el valor mínimo legalmente obligatorio, con respuestas lentas o insuficientes a la variación que desencadenó los eventos posteriores»
O sea, que si había programación suficiente, pero las centrales programadas (todas convencionales, gas, nuclear, hidro, porque en abril del 25 las renovables no podían prestar ese servicio, el de control de tensión) no hicieron lo que debían, sino que dieron a los problemas "respuestas lentas o insuficientes", según la terminología de REE.
¿Y de quién es la generación convencional?
Actualmente hay en España 7.117 megavatios de potencia nuclear distribuidos en cinco centrales. Todas son propiedad de Endesa, Naturgy, Iberdrola y EDP.
Actualmente hay en el país 26.250 megavatios de potencia en ciclos combinados (centrales que queman gas natural para producir electricidad).
De entre las grandes compañías que operan en el mercado español, Naturgy, antes conocida como Gas Natural Fenosa, cuenta con 7.400 megavatios de potencia en centrales de ciclo combinado; Iberdrola tiene casi 5.700; y Endesa, que es la tercera con más potencia instalada, 5.445 MW.
Actualmente hay en España 17.096 megavatios de potencia hidráulica operativos, prácticamente todos los cuales pertenecen a Iberdrola (más de 10.000 MW), Endesa (4.746) y Naturgy (2.062).
Comparecencia de la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, ante la Comisión de Investigación sobre la interrupción del suministro eléctrico y de las comunicaciones el 28 de abril de 2025 (vídeo).
Comparecencia de la ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen Muñoz, ante la Comisión de Investigación sobre la interrupción del suministro eléctrico y de las comunicaciones el 28 de abril de 2025 (vídeo).
Informe de Entso-E sobre el apagón. Grid Incident in Spain and Portugal on 28 April 2025. ICS Investigation Expert Panel Final Report
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Comisión de Investigación sobre la interrupción del suministro eléctrico - 11 sept 2025. Comparecencia de la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor (vídeo)
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