Por qué el riesgo de otro apagón es ahora “bajísimo” según Iberdrola, y qué precio tiene esa seguridad

En el histórico apagón del 28 de abril de 2025, cinco sistemas de compensación dinámica de tensión -los statcom- debían estar activos en la red eléctrica española. Solo uno lo estaba. Esa es, según el CEO de Iberdrola España, Mario Ruiz-Tagle, la imagen más concreta de por qué el sistema no pudo reaccionar a tiempo cuando llegó el “cero eléctrico”.

Ruiz-Tagle participó en el IX Foro Industrial País Vasco, celebrado en Bilbao, donde hizo sus declaraciones más técnicas sobre el incidente del 28 de abril. El foro, organizado por Deusto Business Alumni y El Economista, reunió a empresarios y directivos del sector industrial vasco.

Un error de planificación como causa principal

Los informes conocidos hasta la fecha apuntan todos en la misma dirección y señalan que se podía haber evitado. “La primera conclusión es muy clara. Hay un error de planificación”, afirmó Ruiz-Tagle en el foro.

El error, que según expertos europeos fueron cinco, fue el desequilibrio entre las energías síncronas y las asíncronas. Las síncronas -hidráulica, ciclos combinados de gas- aportan inercia mecánica a la red y la estabilizan frente a oscilaciones de tensión. Las asíncronas -fotovoltaica, eólica- no contribuyen de la misma forma al control de tensión.

El apagón no puede atribuirse a un único factor: la propia Comisión de Análisis constituida por encargo del Consejo de Seguridad Nacional ya lo calificó de fenómeno “multifactorial”. Ruiz-Tagle señaló que los distintos informes van “mostrando dónde está el camino de solución”, y ese camino pasa por recuperar el equilibrio entre ambos tipos de generación.

Los statcom y el margen de reacción perdido

La revelación más concreta del foro fue la de los statcom. El directivo confirmó que el día del apagón solo uno de los cinco sistemas de compensación dinámica de tensión que debían estar operativos estaba conectado a la red. “Si el control de tensión era un elemento crítico que venía denunciando el operador del sistema, pues lo que tengo que hacer son mis deberes de casa”, reconoció Ruiz-Tagle.

El segundo problema fue el escaso margen. Los límites máximos de tensión operativa se encontraban demasiado cerca de los niveles que activan la desconexión automática de los equipos. Con ese margen tan estrecho, las primeras señales de alerta apenas dejaban tiempo para actuar.

Ruiz-Tagle explicó que el límite operativo máximo estaba fijado en 435.000 voltios, con un umbral de desconexión automática en 440.000 voltios. Esos 5.000 voltios de margen hacían que cualquier oscilación disparara las alarmas sin dejar tiempo de corrección: “Cuando se necesitaron los equipos y se empezaron a llamar, ya era tarde”.

Por qué el riesgo es bajísimo ahora

Desde el apagón, el sistema ha reequilibrado su operación incorporando más tecnologías síncronas. La regulación también ha evolucionado para que los actores de generación participen activamente en el control de tensión, y Red Eléctrica ha iniciado inversiones para gestionarlo desde la propia red.

“¿Que si las probabilidades son menores que antes? Por supuesto que son menos que antes, porque estamos gastando más en pagar por seguridad”, subrayó el CEO de Iberdrola España. “No podemos asegurar que no va a haber un apagón, pero las probabilidades son bajísimas”, concluyó, usando el símil de los aviones: incluso con la mejor tecnología, los fallos no desaparecen del todo.

Las principales medidas adoptadas o en curso son:

• Mayor presencia de energías síncronas: se han reincorporado ciclos combinados de gas para equilibrar la operación con las renovables.
• Cambio regulatorio en control de tensión: la normativa ya permite la participación activa de los generadores en el control de tensión de red.
• Inversión de Red Eléctrica: el operador del sistema está ejecutando inversiones para controlar la tensión directamente desde la red.
• Nuevos sistemas de compensación: se están instalando más equipos de compensación dinámica de tensión para ampliar el margen de reacción.

El coste de la seguridad para la industria

Más seguridad tiene un precio. Ruiz-Tagle advirtió que en mayo de 2026 el coste de las medidas de seguridad del sistema llegó a ser prácticamente igual al coste del kilovatio en sí. Ese sobrecoste se traslada al peaje eléctrico y afecta directamente a la competitividad industrial.

El directivo advirtió que es importante que las nuevas inversiones “se construyan, existan y operen”, pero que hay que tener cuidado con la eficiencia y el coste, porque al final se trasladan al peaje. Llamó también a aumentar la demanda eléctrica mediante la electrificación como vía para fortalecer el sistema.

Los expedientes de la CNMC

La CNMC abrió el 17 de abril de 2026 una veintena de expedientes sancionadores relacionados con el apagón. El único calificado como muy grave es el dirigido contra Red Eléctrica (Redeia), que se enfrenta a una multa de hasta 60 millones de euros según la ley, y que ha pedido su archivo alegando conflicto de interés del regulador. Los expedientes contra el resto de empresas —Iberdrola, Endesa, Naturgy y Repsol— están calificados como graves y tienen un techo sancionador significativamente inferior.

Los expedientes abiertos contra Iberdrola y las empresas del sector nuclear se refieren a cuestiones de control de tensión analizadas en los dos años anteriores al apagón. “Se nos dice que incumplimos, pero no se nos demuestra que hayamos incumplido”, afirmó Ruiz-Tagle sobre esos procedimientos.