Red Eléctrica instala herramientas digitales para mejorar la detección de riesgos de apagón
- Un sistema que necesita anticiparse a los fallos
- Evitar desconexiones en cadena
- Más inversión para una red más robusta
- Una red más digital y con mayor control
- El reto de un sistema en transformación
Los audios analizados esta semana en la comisión de investigación del Senado revelan que las oscilaciones de tensión, los problemas asociados a la fotovoltaica y la baja presencia nuclear habían encendido las alarmas desde al menos el 16 de abril.
“Estamos sufriendo picos de tensión que nos están obligando a regular en todas las subestaciones”, avisó entonces un operador. La respuesta desde Red Eléctrica de España (REE) apuntaba a un problema estructural: “Es porque apenas hay nuclear en el sistema... Ya pasó ayer tarde y no es algo puntual”.
Ese contexto de inestabilidad previa ayuda a entender el giro que ha tomado la compañía.
Red Eléctrica ha puesto el foco en mejorar la vigilancia del sistema eléctrico con herramientas digitales capaces de identificar sobre la marcha riesgos de apagón, en un intento de evitar que señales como las detectadas días antes del colapso vuelvan a pasar desapercibidas o no se atajen a tiempo.
La compañía apuesta por reforzar el control en tiempo real de la red para detectar desequilibrios antes de que se propaguen, una línea de actuación que forma parte de su plan estratégico con inversiones superiores a 13.000 millones de euros hasta 2030 destinadas a modernizar las infraestructuras eléctricas.
Este giro responde a un cambio de fondo en el funcionamiento del sistema energético. Pero también a lo ocurrido en abril de 2025, cuando —según las grabaciones remitidas al Senado— el sistema llevaba días, e incluso semanas, mostrando señales de inestabilidad antes del colapso total.
En total, los senadores han tenido acceso a 17 conversaciones mantenidas los días 16, 26 y 28 de abril.
Un sistema que necesita anticiparse a los fallos
El plan estratégico de Redeia, matriz de Red Eléctrica, insiste en que el operador del sistema debe enfrentarse a una gestión más exigente en los próximos años.
El aumento del consumo eléctrico y la presencia creciente de energías renovables obligan a contar con herramientas más avanzadas para supervisar el comportamiento de la red. Una necesidad que ya quedó patente días antes del apagón.
El 26 de abril, apenas 48 horas antes del colapso, un operador alertaba: “Estamos teniendo un montón de oscilaciones”. La respuesta fue clara: “Sí, es por problemas de la fotovoltaica”. Las entradas y salidas rápidas de esta tecnología estaban generando variaciones difíciles de compensar.
En este contexto, la compañía plantea mejorar los sistemas de operación digital y el control en tiempo real, con el objetivo de tener una visión más precisa de lo que ocurre en cada momento en la red eléctrica. La clave es detectar a tiempo cualquier desequilibrio antes de que se convierta en un problema mayor.
La idea es sencilla: cuanto antes se identifica una anomalía, más fácil es evitar que se extienda. Algo que, a la luz de los audios, no se logró en abril.
Evitar desconexiones en cadena
El propio documento al que ha tenido acceso Confidencial Digital recuerda que el apagón registrado tuvo un origen multifactorial. Los audios refuerzan esa tesis: la combinación de alta penetración renovable y menor generación nuclear habría incrementado la volatilidad de la red.
El 28 de abril, la situación se intensificó desde primera hora. La comisión ha identificado hasta 15 llamadas en las horas previas al apagón. Entre ellas, comunicaciones con grandes consumidores como Metro de Madrid reflejan el deterioro progresivo del sistema: “Estamos teniendo un montón de incidencias”, advertían.
A las 11:47h, menos de una hora antes del colapso, un intercambio resume la gravedad del momento: “Hemos metido una reactancia y no ha hecho nada”, reconocían desde REE. Las medidas adoptadas en tiempo real no estaban logrando estabilizar la red.
Otros audios alertaban incluso del riesgo de desconexiones en cascada: “Es un vaivén de tensión importante [...] no nos da tiempo a regular”. Ese efecto dominó es precisamente el que ahora se busca evitar con una mayor capacidad de anticipación.
Este tipo de episodios se produce cuando el sistema no logra absorber una perturbación inicial y esta se va extendiendo de forma progresiva. Por eso, uno de los objetivos principales del plan es reforzar la capacidad de respuesta del sistema eléctrico y evitar que esas situaciones vuelvan a repetirse.
Las herramientas digitales y el control en tiempo real juegan aquí un papel central, al permitir una supervisión continua y más precisa del estado de la red.
Más inversión para una red más robusta
La mejora del control del sistema no es una medida aislada. Forma parte de un programa mucho más amplio que contempla más de 13.000 millones de euros de inversión en la red de transporte eléctrico entre 2025 y 2030.
El objetivo es adaptar las infraestructuras a un escenario en el que cada vez se consume más electricidad. El transporte, la industria y los hogares están incrementando su dependencia de la energía eléctrica, lo que obliga a reforzar la red para garantizar su estabilidad.
Además, la expansión de las energías renovables introduce nuevos retos. Tal y como evidenciaron los audios previos al apagón, estas fuentes son más variables y requieren una gestión más cuidadosa para mantener el equilibrio del sistema en todo momento.
Una red más digital y con mayor control
El plan pone el acento en la necesidad de avanzar hacia redes más inteligentes y apoyadas en la tecnología digital. Esto implica mejorar la capacidad de recoger y analizar datos, así como reforzar los sistemas que permiten actuar sobre la red en tiempo real.
La compañía también prevé desarrollar nuevas capacidades de gestión de la información para operar el sistema eléctrico del futuro. El objetivo es contar con una visión más completa y precisa que facilite la toma de decisiones.
En la práctica, esto se traduce en una red más vigilada, con mayor capacidad para anticiparse a los problemas y responder con rapidez cuando se produce una incidencia. Justo lo que, según los audios, faltó en los días previos al apagón.
El reto de un sistema en transformación
El documento subraya que el sistema eléctrico está inmerso en un proceso de cambio profundo. La demanda crecerá en los próximos años impulsada por el uso de electricidad en más ámbitos de la economía.
Al mismo tiempo, el peso de las energías renovables seguirá aumentando, lo que hará que la gestión del sistema sea más compleja. La experiencia de abril de 2025 apunta a que esa complejidad ya está generando tensiones que obligan a reforzar el control.
En paralelo, el debate sobre la responsabilidad sigue abierto. El informe europeo y el regulador español apuntaron a una responsabilidad compartida entre los distintos agentes del sistema, sin señalar un culpable único.
La vicepresidenta y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, defendió en el Senado que sería “un buen ejercicio de transparencia” que las empresas hicieran pública toda la información disponible. Aseguró además que el Gobierno “no tuvo ningún aviso, alerta o señal” que anticipara el apagón.