La CNMC desvela fallos en centrales eléctricas durante la reposición del suministro tras el apagón

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha detectado problemas técnicos en varias centrales hidroeléctricas, desconexiones de grupos de generación y deficiencias de coordinación durante la reposición del suministro eléctrico tras el apagón del 28 de abril de 2025. Las inspecciones también han puesto de manifiesto dificultades para regular la tensión y la frecuencia, incidencias en los sistemas de telemando y comunicaciones intermitentes entre los centros de control, aspectos que pueden comprometer la recuperación del sistema en las primeras fases de una emergencia.

Así lo recoge el informe sobre las capacidades de reposición del sistema eléctrico peninsular, aprobado el 30 de septiembre de 2026, en el que el organismo analiza el comportamiento de nueve centrales hidroeléctricas con capacidad de arranque autónomo y de una empresa distribuidora durante el proceso de recuperación del suministro. Aunque la mayoría de los grupos disponibles arrancaron y se conectaron conforme a los procedimientos establecidos, algunas instalaciones encontraron dificultades para mantener la estabilidad de las primeras islas eléctricas y continuar con la secuencia prevista.

Entre las incidencias identificadas figuran retrasos en el arranque y la conexión de determinados grupos por problemas técnicos asociados a su puesta en funcionamiento sin alimentación eléctrica exterior. En estos casos, las dificultades pudieron resolverse y las instalaciones acabaron incorporándose al proceso de reposición. Sin embargo, otras unidades experimentaron problemas que provocaron su desconexión o impidieron que las islas eléctricas iniciales evolucionaran según lo previsto.

La CNMC ha comprobado que algunos grupos comenzaron a alimentar zonas de demanda con una carga muy inferior a su mínimo técnico de funcionamiento. Esta situación provocó un funcionamiento inestable y fuertes vibraciones que terminaron ocasionando la desconexión de las unidades. Según el regulador, estos episodios apuntan a posibles deficiencias en el diseño de los escalones de carga previstos en los planes de reposición y en la selección de las centrales encargadas de iniciar las islas, así como a una visibilidad insuficiente de los generadores sobre la demanda que se iba conectando.

Otras instalaciones lograron iniciar las islas eléctricas, pero no pudieron mantenerlas debido a una capacidad de regulación de tensión y frecuencia insuficiente para responder a las exigencias de las primeras cargas. La CNMC recuerda que los grupos designados para esta función deben soportar condiciones especialmente exigentes durante las primeras etapas de la recuperación, cuando la generación disponible es limitada y resulta imprescindible mantener el equilibrio entre producción y consumo.

A estos problemas se sumaron disparos de las protecciones eléctricas durante la energización de transformadores, asociados al denominado efecto inrush o corriente de irrupción. Este fenómeno genera picos transitorios de corriente cuando se conecta un equipo que estaba previamente sin tensión y puede provocar caídas momentáneas de tensión, oscilaciones e incluso la desconexión de los generadores que sostienen las primeras islas eléctricas.

El informe también señala que algunos grupos designados en los planes de reposición para iniciar estas islas estaban indisponibles en el momento del incidente. Fue necesario recurrir a instalaciones alternativas para comenzar la recuperación en las zonas correspondientes, lo que pone de relieve la importancia de controlar las indisponibilidades y disponer de recursos de respaldo.

Problemas en las redes y las comunicaciones

Las dificultades no se limitaron a las centrales de generación. En la empresa distribuidora inspeccionada, la CNMC constató que el telemando de algunas subestaciones se vio afectado durante determinados momentos del proceso de reposición, lo que provocó pérdidas puntuales de la capacidad de operar las instalaciones a distancia.

Esta situación obligó a desplazar brigadas a las subestaciones afectadas para realizar maniobras locales y, probablemente, prolongó el tiempo necesario para recuperar el servicio. Además, las comunicaciones entre el centro de control de la distribuidora y el del operador del sistema fueron intermitentes durante la ejecución del plan de reposición. El uso de medios alternativos permitió evitar la incomunicación entre ambos agentes.

El regulador considera necesario reforzar la coordinación operativa, especialmente durante la conexión progresiva de la demanda. Los generadores que sostienen las primeras islas eléctricas necesitan conocer con suficiente antelación cuándo se incorporarán nuevas cargas, cuál será su magnitud y qué características eléctricas tendrán. Sin esta información, resulta más difícil adaptar la respuesta de las centrales y evitar situaciones de inestabilidad.

Por ello, la CNMC plantea mejorar la comunicación directa entre los generadores y los gestores locales de las redes, de forma que las maniobras puedan ejecutarse de manera escalonada y coordinada, con información precisa sobre las cargas que se conectan y confirmación de que cada fase se desarrolla correctamente.

La CNMC reclama pruebas más allá del arranque autónomo

Una de las principales conclusiones del informe es que las pruebas que acreditan la capacidad de arranque autónomo de una central no bastan para garantizar su participación efectiva en la recuperación del sistema eléctrico.

Las instalaciones inspeccionadas habían aportado información sobre ensayos realizados durante sus programas de mantenimiento preventivo, que concluían satisfactoriamente con el arranque de los grupos en vacío y sin alimentación eléctrica exterior. Sin embargo, el organismo advierte de que esta comprobación solo acredita la puesta en marcha inicial y no permite verificar cómo responderá la central cuando tenga que alimentar cargas, mantener estable una isla eléctrica y coordinarse con los operadores de red.

La CNMC señala que el proceso completo de reposición no se había probado de forma integral ni parcial en los casos analizados y propone avanzar hacia un sistema de ensayos periódicos que permita comprobar las distintas fases de la recuperación. La dificultad de reproducir un apagón real obliga, según el informe, a recurrir a pruebas modulares y progresivas que permitan validar los principales equipos y las interfaces entre los agentes sin comprometer el suministro ordinario.

Entre las opciones planteadas figura la realización de ejercicios de creación de islas eléctricas y energización de cargas, utilizando, por ejemplo, centrales de bombeo como cargas de prueba cuando resulte viable. Estas actuaciones permitirían comprobar la estabilidad de la tensión y la frecuencia, la respuesta de las protecciones y la capacidad de los generadores para soportar la incorporación progresiva de demanda.

El organismo también recomienda desarrollar simulaciones dinámicas que reproduzcan las secuencias de energización, los escalones de carga, la respuesta de las centrales, las corrientes de irrupción de los transformadores y la sincronización de las distintas islas eléctricas. A ello se añadirían ejercicios coordinados entre centros de control que contemplen escenarios de pérdida de comunicaciones, fallos de telemando e indisponibilidades sobrevenidas.

Planes de reposición que necesitan actualizarse

Otro de los aspectos señalados por el regulador es la antigüedad de varios de los planes de reposición utilizados durante el apagón. El informe indica que buena parte de los procedimientos zonales vigentes procedían de 2017. El plan de Asturias-Cantabria se había revisado en 2024, mientras que los de Tajo-Centro y Galicia-León contaban con nuevas versiones que fueron aprobadas en julio de 2025.

La CNMC considera necesario revisar estos documentos para adaptarlos a la evolución de las redes, los cambios en la demanda y las capacidades reales de las centrales designadas para iniciar las islas. Las inspecciones han identificado desajustes entre la potencia mínima de funcionamiento de determinados grupos y los primeros escalones de carga previstos, hasta el punto de que algunas secuencias podían situar a las centrales en condiciones de inestabilidad.

El regulador recomienda, por tanto, actualizar los parámetros técnicos de los planes, mejorar la estimación de las cargas que se incorporarán en cada zona y analizar las características eléctricas de los transformadores que se conectan durante las primeras fases. También considera necesario revisar el comportamiento de las protecciones para evitar que las corrientes transitorias comprometan la estabilidad de los grupos generadores.

La gestión de las indisponibilidades constituye otro de los puntos de atención. La CNMC insta al operador del sistema a controlar la disponibilidad de las unidades que participan en la reposición y a evitar, en la medida de lo posible, que coincidan las paradas programadas de varias instalaciones esenciales para recuperar una misma zona. Los problemas que afecten a estos grupos deben comunicarse con suficiente antelación para permitir la adopción de alternativas.

Nuevas exigencias para las centrales con arranque autónomo

Parte de las recomendaciones del informe ya se han incorporado a la regulación. La CNMC recuerda que el 19 de junio de 2026 aprobó el procedimiento de operación eléctrico 7.6, que regula el servicio de arranque autónomo y establece las condiciones que deben cumplir las instalaciones que participan en la recuperación del sistema.

La normativa contempla pruebas para habilitar a las centrales y verificaciones periódicas cada tres años. Los ensayos deben acreditar, mediante pruebas físicas, la capacidad de recuperar y energizar los equipos de la instalación hasta el punto de conexión con las redes de transporte o distribución, partiendo de una desconexión total y sin suministro eléctrico exterior. También deben comprobar la capacidad de regulación de potencia y frecuencia y el control de tensión necesarios para prestar el servicio.

Además, el procedimiento establece penalizaciones cuando las indisponibilidades de las instalaciones superan determinados umbrales. En función de su alcance, los incumplimientos pueden implicar la pérdida de toda la retribución asociada al servicio o incluso la inhabilitación para prestarlo. El operador del sistema también puede proponer limitaciones a las indisponibilidades programadas cuando la falta de grupos disponibles pueda comprometer la reposición de una zona.

No obstante, la CNMC advierte de que otras recomendaciones, como el refuerzo de las comunicaciones, la actualización de los planes y la realización de pruebas coordinadas entre los distintos agentes, deberán ser valoradas por las administraciones y empresas competentes.

El sistema recuperó el suministro en 16 horas

Pese a las incidencias detectadas, el sistema eléctrico peninsular quedó restablecido por completo en 16 horas tras el apagón del 28 de abril de 2025. La CNMC señala que, según el informe del panel de expertos, el tiempo de recuperación se situó dentro de los márgenes observados en incidentes de magnitud similar en otros sistemas eléctricos, teniendo en cuenta las particularidades de la red peninsular y su limitada interconexión con Europa continental.

Los procedimientos de reposición, las estrategias de contingencia y la actuación de los agentes implicados permitieron recuperar el suministro. Sin embargo, el regulador subraya que la experiencia también ha evidenciado que disponer de centrales capaces de arrancar sin alimentación exterior no garantiza por sí solo el éxito de la operación.

La CNMC continuará ampliando las inspecciones para analizar el comportamiento de otras tecnologías de generación, incluidos los ciclos combinados, y comprobar la coordinación entre los distintos agentes que intervienen en la reposición. El objetivo es verificar que las capacidades previstas en los planes funcionan también en condiciones reales y que las incidencias detectadas tras el apagón se traducen en mejoras operativas.