La puesta en marcha de la operación de refuerzo del sistema eléctrico tras el colapso ha incrementado el uso de centrales nucleares y de gas, encareciendo la factura eléctrica
Ha transcurrido casi un año. El 28 de abril de 2025, a las 12:32 horas precisas, más de 36 millones de habitantes en la península ibérica —30 millones en España y 6 millones en Portugal— sufrieron un corte eléctrico masivo en cuestión de segundos, y el suministro no se restableció por completo hasta la madrugada siguiente. Los semáforos dejaron de funcionar, los trenes paralizaron su marcha, las fábricas se detuvieron y los teléfonos móviles se apagaron. Doce meses después, el importe de la luz ha aumentado más de un 13% para los hogares con tarifa regulada. El sistema eléctrico se mantiene bajo medidas extraordinarias que han implicado un coste de cientos de millones de euros durante el último año, sin que exista aún un responsable definido del mayor apagón registrado en Europa en años recientes.
Entso-e, la Asociación Europea de Operadores de Redes de Transporte de Electricidad, que reúne a las empresas encargadas de las redes eléctricas a nivel continental, encargó un análisis del incidente a cerca de cincuenta especialistas. Su conclusión fue que se trató del “incidente más grave en el sistema eléctrico europeo en las últimas dos décadas”, provocado por “una mezcla de múltiples factores interrelacionados, incluyendo oscilaciones, fallos en el control de tensión, rápidas reducciones de potencia y desconexiones de generadores en España”.
Un año después, la factura es más costosa
La variación más palpable para los usuarios ha sido el aumento en el recibo eléctrico. La consultora Selecta determinó que el precio regulado de la electricidad ha subido un 13,2% de media debido directamente a la llamada operación reforzada, la iniciativa que Red Eléctrica de España implementó desde el 30 de abril de 2025 para impedir que un fallo similar volviera a ocurrir.
En términos prácticos, esto implica que Red Eléctrica puede limitar la generación de energía fotovoltaica y eólica por debajo de su capacidad potencial y, en contrapartida, incrementar la producción en centrales nucleares y plantas de gas. La finalidad es asegurar en todo momento una mayor proporción de energía síncrona en el sistema —esa que puede regular dinámicamente la tensión de la red en tiempo real— algo que las fuentes renovables, por sus características, no logran realizar con la misma eficacia.
Varias personas escuchan la radio de un coche en un taller durante el apagón.
Sin embargo, esta estrategia de refuerzo implica un coste adicional. Actualmente, diariamente se activan entre 20 y 30 centrales que perciben un pago por ofrecer este respaldo, un gasto extra que recae sobre el consumidor. Red Eléctrica cuantifica el sobrecoste acumulado hasta marzo de 2026 en 666 millones de euros. Por otro lado, estimaciones como las de la consultora Nera Energía lo elevan a más de 1.000 millones de euros entre mayo de 2025 y febrero de 2026. Mientras tanto, PwC calcula un impacto de 920 millones de euros solo durante los últimos ocho meses de 2025.
Asimismo, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) propuso en marzo pasado en el Senado que la compensación a las compañías eléctricas involucradas en la restauración del suministro tras el colapso —que supuso un coste entre 25,2 y 42,5 millones de euros— sea repercutida en los consumidores. La presidenta del ente, Cani Fernández, explicó ante la cámara alta que este gasto adicional deriva de la fijación de un precio de referencia para los dos días en que el mercado eléctrico estuvo suspendido. En términos prácticos, la propuesta representa un recargo de entre 10 y 18 céntimos por megavatio hora (MWh) consumido durante ese periodo.
El apagón impulsa una reforma regulatoria
En el ámbito regulatorio, el Gobierno y la CNMC han lanzado un conjunto de medidas que reconocen, de forma implícita, que las normativas previas no avanzaban al ritmo necesario ante la rápida incorporación de energías renovables. Entre los cambios en marcha se encuentra la posibilidad de que las plantas renovables más recientes puedan participar en el control de tensión, una función que hasta ahora solo correspondía a tecnologías síncronas. Además, se estudia la alineación de criterios técnicos con los vigentes en la Unión Europea, particularmente respecto al límite de tensión que activa los dispositivos de seguridad en las plantas generadoras.
El Ejecutivo y Red Eléctrica también han revisado la planificación de la red de transporte, promovido políticamente las interconexiones eléctricas con Francia y optimizado los nodos de conexión internos. El apagón evidenció que controlar la tensión necesita una supervisión local que anteriormente no se consideraba prioritaria, dado que la atención se centraba exclusivamente en la frecuencia de la red.
60 expedientes abiertos, pero sin responsables
Lo que el apagón no ha aclarado es la duda que más preocupa a los usuarios: ¿Quién fue el culpable? Un año después, Red Eléctrica y las principales empresas eléctricas —Iberdrola, Endesa y Naturgy— continúan cruzando acusaciones.
Red Eléctrica responsabiliza a las eléctricas por la desconexión inapropiada de plantas fotovoltaicas y el incumplimiento en el control de tensión. Por su parte, las compañías argumentan que el operador del sistema asignó ese día una cantidad insuficiente de energía síncrona —apenas 5 GW en centrales térmicas, entre ellas el ciclo combinado de San Roque (Cádiz), que no estaba operativo ni fue reemplazado—, provocando un desbalance en la zona suroeste de la península. El consejero delegado de Endesa, José Boga, fue aún más contundente en la comisión de investigación del Congreso, al señalar que en enero y febrero de 2025 “las señales de inestabilidad del sistema eran ya evidentes”.
En las últimas semanas, la CNMC ha iniciado hasta 60 expedientes sancionadores. Uno dirigido a Red Eléctrica por una supuesta infracción muy grave según la Ley del Sector Eléctrico, 17 a infraestructuras de las tres grandes eléctricas y otros adicionales contra empresas como Repsol y Bahía de Bizcaia Electricidad. Sin embargo, el organismo regulador se ha fijado un plazo de 18 meses para resolver estos casos, lo que implica que los responsables formales del apagón podrían no ser determinados hasta finales de 2026 o incluso en 2027.