Ha pasado casi un año. El 28 de abril de 2025, a las 12.32 horas exactamente, más de 36 millones de personas de la península ibérica —30 millones en España y 6 millones en Portugal— se quedaron sin electricidad en cuestión de segundos, y el suministro no se recuperó por completo hasta la madrugada del día siguiente. Los semáforos se apagaron, los trenes se detuvieron, las fábricas se pararon y los móviles dejaron de funcionar. Doce meses después, la factura de la luz ha subido más de un 13% para los hogares que tienen tarifa regulada. El sistema eléctrico opera bajo medidas de emergencia que han costado cientos de millones de euros en el último año, y aún no hay ningún responsable claro del peor apagón registrado en Europa en los últimos años.
Entso-e, la Asociación Europea de Operadores de Redes de Transporte de Electricidad, que agrupa a las empresas gestoras de redes eléctricas del continente, encargó un análisis del suceso a casi medio centenar de expertos. Su veredicto fue que se trató del “incidente más grave en el sistema eléctrico de Europa en los últimos 20 años”, originado por “una combinación de muchos factores que interactuaron entre sí, entre ellos las oscilaciones, las deficiencias en el control de la tensión, las rápidas reducciones de potencia y las desconexiones de generadores en España”.
Un año después, tenemos una factura más cara
Pero el cambio que más han notado los consumidores ha sido el del recibo de la luz. La consultora Selecta ha calculado que el precio regulado de la electricidad ha subido un 13,2% de media como consecuencia directa de la denominada operación reforzada, la medida que adoptó Red Eléctrica de España a partir del 30 de abril de 2025 para evitar que se repitiera un colapso similar.
En la práctica, significa que Red Eléctrica puede decidir cuándo la fotovoltaica y la eólica generan menos electricidad de la que podrían y, en su lugar, pone más a trabajar a centrales nucleares y plantas de gas. El objetivo de esto es garantizar en todo momento una mayor presencia de energía síncrona en el sistema —aquella capaz de controlar la tensión de la red de forma dinámica y en tiempo real—, algo que las renovables, por su naturaleza, no pueden hacer de la misma manera.
Pero el refuerzo del sistema tiene un precio. Ahora, cada día se ponen en marcha entre 20 y 30 centrales, que cobran por prestar ese servicio de respaldo, un sobrecoste que ha recaído en el consumidor. Red Eléctrica cifra el sobrecoste acumulado hasta marzo de 2026 en 666 millones de euros. Otras estimaciones, como la de la consultora Nera Energía, lo sitúan por encima de los 1.000 millones de euros entre mayo de 2025 y febrero de 2026. Mientras, PwC calcula un impacto de 920 millones de euros solo entre mayo y diciembre del año pasado.
Además, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) propuso el pasado mes de marzo en el Senado que la compensación a las eléctricas que participaron en la recuperación del suministro tras el colapso, que tuvo un coste de entre 25,2 y 42,5 millones de euros, repercutiera en los consumidores. La presidenta del organismo, Cani Fernández, explicó en su comparecencia ante la cámara alta que ese sobrecoste tiene su origen en la necesidad de fijar un precio de referencia para los dos días en los que el mercado eléctrico estuvo suspendido. En términos prácticos, la propuesta se traduce en un recargo de entre 10 y 18 céntimos por cada megavatio hora (MWh) consumido durante ese periodo.
El apagón fuerza una reforma regulatoria
A nivel regulatorio, el Gobierno y la CNMC han puesto en marcha un paquete de medidas que reconoce, implícitamente, que las normas no habían avanzado al ritmo que exigía la rápida implantación de las energías renovables. Entre los cambios en curso, figura la posibilidad de que las instalaciones renovables más modernas puedan participar en el control de tensión, algo que hasta ahora era exclusivo de las tecnologías síncronas. También se estudia armonizar los criterios técnicos con los vigentes en la Unión Europea, con el límite de tensión al que saltan los elementos de seguridad en las plantas de generación.
El Ejecutivo y Red Eléctrica han revisado además la planificación de la red de transporte, han impulsado políticamente las interconexiones eléctricas con Francia y han mejorado los nudos de conexión internos. El apagón demostró que controlar la tensión requiere una supervisión local que no se consideraba prioritaria cuando el foco estaba puesto únicamente en la frecuencia de la red.
60 expedientes, pero ningún culpable
Lo que el apagón no ha resuelto es la pregunta que más interesa a los consumidores: ¿Quién tuvo la culpa? Un año después, Red Eléctrica y las grandes compañías eléctricas -Iberdrola, Endesa y Naturgy- siguen señalándose mutuamente.
Red Eléctrica acusa a las eléctricas de haber desconectado plantas fotovoltaicas de forma indebida e incumplido sus compromisos de control de tensión. Las compañías, por su parte, sostienen que el operador del sistema programó aquel día una cantidad insuficiente de energía síncrona -apenas 5 GW en centrales térmicas, de las cuales una, el ciclo combinado de San Roque (Cádiz), no estaba operativa ni fue sustituida- y que esa decisión desequilibró la zona suroeste de la península. El consejero delegado de Endesa, José Boga, fue más lejos aún en la comisión de investigación del Congreso de los Diputados al afirmar que en enero y febrero de 2025 “las señales de inestabilidad del sistema ya eran tremendas”.
En las últimas semanas, la CNMC ha abierto hasta 60 expedientes sancionadores. Uno contra Red Eléctrica por una presunta infracción muy grave de la Ley del Sector Eléctrico, 17 a instalaciones de las tres grandes eléctricas y otros adicionales a empresas como Repsol y Bahía de Bizcaia Electricidad. Pero el organismo regulador se ha dado un plazo de 18 meses para resolver esos expedientes, lo que significa que los responsables formales del apagón podrían no conocerse hasta finales de 2026 o incluso 2027.