APAGÓN 28A - Análisis del informe final - Ahora las sanciones ¿y resolver el problema?

El 28A suma 64 expedientes y una norma que llega 17 meses tarde​

El 22 de abril de 2025, tres plantas fotovoltaicas de Cáceres y Cuenca —739 MW en total— se desconectaron por sobretensión. Seis días después, el 28 de abril, esas mismas tres plantas fueron las primeras en caer. El sistema había avisado los días 16, 22 y 24. Nadie corrigió los ajustes de protección. A las 12:33:24 de aquel mediodía, la península entera estaba a oscuras.

El apagón ibérico es el primer gran apagón de Europa continental que arranca por sobretensión, no por caída de tensión y subfrecuencia como el de Italia en 2003 o el de la India en 2012. Ese detalle cambia la lectura de las causas. También explica por qué el Plan de Defensa del Sistema, diseñado para el escenario contrario, empeoró el problema en lugar de frenarlo.

Qué pasó en los 27 segundos que apagaron la península​

Los generadores empezaron a desconectarse para protegerse de la subida de tensión. Al hacerlo dejaron de absorber potencia reactiva. Sin esa absorción, la tensión subió más, y más generadores dispararon. Un bucle de realimentación positiva que nadie había documentado antes.

Granada primero, 355 MW. Badajoz después, 727 MW. Luego una oleada simultánea en Segovia, Huelva, Badajoz, Sevilla y Cáceres: 930 MW más. 2.000 MW perdidos en 20 segundos. El deslastre automático de carga, la defensa estándar contra apagones, eliminó consumo reactivo y empujó las tensiones todavía más arriba.

Los fallos de fondo: un P.O. 7.4 con 25 años y la reactiva sin vigilar​

El Procedimiento Operativo 7.4 llevaba 25 años sin actualizarse y obligaba a las renovables a operar con factor de potencia fijo. Los códigos de red alemán y danés ya exigían control dinámico de tensión en 2008-2010; el europeo armonizado lo formalizó en 2016. No es que los inversores no pudieran regular tensión: la normativa española se lo prohibía.

Mientras, los que sí tenían la obligación de hacerlo —ciclos combinados, hidráulicas y nucleares— llevaban horas operando por debajo del 75% de su consigna de reactiva la mañana del 28A. Red Eléctrica no lo monitorizaba en tiempo real. Nadie sancionaba. Y el informe final de ENTSO-E, 472 páginas, anonimiza cada instalación y declara por escrito que no reparte responsabilidades. Sus recomendaciones son voluntarias.

Los expedientes de la CNMC: REE, Iberdrola, Endesa y las nucleares​

La CNMC abrió el primer paquete el 18 de abril de 2026. Red Eléctrica era la única acusada de falta muy grave, hasta 60 millones de euros, por no programar los servicios de ajuste para el mix que sabía que iba a tener ese día. Iberdrola, Endesa, Naturgy y Repsol recibieron expedientes por falta grave, hasta 6 millones, por incumplimientos de control de tensión.

En dos semanas el goteo se convirtió en cascada. Una segunda ronda sumó 15 expedientes, con Engie, TotalEnergies y Contour Global en la lista. El 27 de abril llegó el tercer expediente muy grave: Cofrentes y Almaraz, investigadas por presunta reducción de producción sin autorización. El 4 de mayo, ocho más. Acumulado: 64 expedientes. Ninguna sanción es firme.

Lo que sigue sin resolverse un año después​

Power Electronics, el mayor fabricante español de inversores, con 1.300 millones de euros de facturación, lo dijo sin rodeos en abril: en Australia y Estados Unidos sus equipos sí regulan tensión; en España, un año después del apagón, la normativa seguía sin permitirlo. «Alemania al día siguiente del apagón se movió a las baterías y nosotros todavía estamos mareando la perdiz».

El Real Decreto-ley 25/2026, en el BOE del 30 de septiembre, reescribe por fin el artículo 7.e) del RD 413/2014 para que las renovables participen en el control de tensión. Llega tarde y deja la letra pequeña para más adelante. Entretanto, el parche de ciclos combinados de emergencia cuesta más de 1.000 millones cada trimestre.

Hay un dato que reordena todo lo anterior. En su comparecencia de abril, José Bogas, CEO de Endesa, reveló que Red Eléctrica detectó desde 2009 que las tensiones subían y pidió elevar el límite a 435 kV. No lo consiguió hasta 2016, siete años de margen estrecho.