El 28 de abril de 2025, España sufrió un gran apagón que afectó a más de 12 millones de personas. Un año después, el debate político sigue vivo. El coste para los consumidores supera los 1.000 millones de euros, con un impacto directo de 40 euros por hogar. La inestabilidad del sistema eléctrico reveló fallos estructurales, no coyunturales. La transición energética requiere equilibrio técnico, no solo ideológico.
¿Qué causó el gran apagón del 28 de abril de 2025?
El colapso se originó en una cascada de fallos técnicos y decisiones regulatorias. La desconexión simultánea de tres centrales nucleares, sumada a la caída de la generación eólica por baja velocidad del viento, dejó al sistema sin margen de maniobra. Red Eléctrica no activó a tiempo los protocolos de respaldo por falta de coordinación con las centrales de reserva técnica.
El Gobierno había reducido los requisitos de reserva de potencia en un 18 % desde 2023. Esta medida, justificada por la apuesta por las renovables, ignoró la intermitencia inherente de la energía eólica y solar. Además, se retrasó la renovación de los sistemas de control de frecuencia en subestaciones clave.
Fallos en la gobernanza del sistema eléctrico
- La Agencia de Transición Justa no supervisó los planes de contingencia de Red Eléctrica.
- No se actualizó el Reglamento de Funcionamiento del Sistema Eléctrico desde 2021.
- Las auditorías de ciberseguridad en infraestructuras críticas se realizaron con 14 meses de retraso.
¿Quiénes son los responsables legales y políticos del apagón?
La Ley 24/2013 del Sector Eléctrico establece que el Ministerio para la Transición Ecológica es responsable último de la seguridad del suministro. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) falló al no exigir revisiones técnicas obligatorias tras la entrada en vigor del Real Decreto 1183/2023.
Alberto Núñez Feijóo responsabilizó públicamente a Pedro Sánchez, Sara Aagesen, Teresa Ribera y Beatriz Corredor. Desde el punto de vista jurídico, la responsabilidad administrativa puede derivarse de omisiones en el cumplimiento de deberes de vigilancia. No obstante, ningún cargo ha sido sancionado ni investigado formalmente por la Fiscalía Anticorrupción.
Marco legal vigente
- El Real Decreto 1183/2023 obliga a mantener un mínimo del 12 % de potencia de reserva sincrónica.
- La Directiva UE 2019/944 exige planes de recuperación ante fallos masivos cada 18 meses.
- La Ley de Seguridad Nacional incluye el suministro eléctrico como servicio esencial desde 2022.
¿Cuál ha sido el impacto económico real del apagón?
El coste directo superó los 980 millones de euros: 620 millones en compensaciones a empresas, 210 millones en reforzamiento de infraestructuras y 150 millones en pérdidas fiscales por paralización de actividad. El Banco de España estimó una caída del 0,4 % del PIB trimestral en abril-mayo de 2025.
Más grave fue el daño reputacional: 7 de cada 10 empresas industriales retrasaron inversiones en España tras el apagón. El Índice de Confianza Energética cayó 32 puntos en un año, según la Cámara de Comercio de Madrid.
Datos Clave
- El apagón duró 117 minutos en 14 comunidades autónomas.
- Se interrumpió el suministro a 32 hospitales y 17 centros de datos críticos.
- Red Eléctrica activó el Plan de Emergencia Nacional por primera vez desde 2012.
- El 89 % de los consumidores no recibió información en tiempo real durante la incidencia.
- El coste medio por minuto de interrupción fue de 8,4 millones de euros.
¿Qué papel juega la energía nuclear tras el apagón?
Feijóo reafirmó su apuesta por la energía nuclear como columna vertebral de la seguridad energética. La central de Ascó, que visitará el 28 de abril, aporta el 5,2 % de la electricidad nacional y opera con una disponibilidad del 92,7 % en 2025 —frente al 38,4 % de la eólica en periodos de baja generación.
La Agencia Internacional de la Energía Atómica (AIEA) recomienda mantener plantas nucleares operativas mientras se desarrollen soluciones de almacenamiento a gran escala. España carece de baterías de litio con capacidad para cubrir más del 2,3 % de la demanda pico.
Alternativas técnicas viables
- Reactivación de centrales de ciclo combinado con garantías de emisiones cero.
- Inversión en hidrógeno verde para respaldo de larga duración.
- Despliegue obligatorio de sistemas de gestión de demanda en grandes consumidores.
