La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha detectado retrasos en el arranque, funcionamiento inestable y desconexiones de grupos hidráulicos, disparos de protecciones y fallos de telemando durante la reposición tras el apagón del 28 de abril de 2025. Así lo recoge el informe INF/DE/155/26, aprobado por la Sala de Supervisión Regulatoria el 30 de septiembre de 2026, que concluye que disponer de centrales con arranque autónomo no garantiza por sí solo el éxito de la reposición si los planes, las comunicaciones y las pruebas no acompañan.
Es la primera evaluación oficial de cómo se reconstruyó el sistema peninsular, que según el propio regulador «se restableció por completo en 16 horas», un tiempo que el panel de expertos de ENTSO-E consideró dentro de límites comparables con incidentes similares. El informe responde al mandato del artículo 3 del Real Decreto 997/2025, que obligaba a la CNMC a completar en nueve meses un plan de inspección extraordinario de las capacidades de reposición, que después se repetirá cada tres años.
Nueve hidráulicas y una distribuidora
La muestra se limita a nueve de las centrales hidráulicas con obligación de arranque autónomo que sirvieron para iniciar la reposición y a una empresa distribuidora, cuyos nombres figuran como confidenciales. La CNMC advierte de que las conclusiones «no son extrapolables automáticamente al conjunto del parque» y anuncia que los próximos ejercicios abarcarán el papel de los ciclos combinados, otras tecnologías de generación y la coordinación con transportistas y distribuidores.
Qué falló en la reposición tras el apagón
La mayor parte de los grupos disponibles arrancaron de forma autónoma y se conectaron según los planes, pero algunos presentaron problemas que el informe agrupa en cuatro casuísticas:
- Retrasos en el arranque o la conexión por problemas técnicos ligados al arranque autónomo, que finalmente se solventaron.
- Islas iniciadas con cargas «muy por debajo de su mínimo técnico», con un funcionamiento inestable y «grandes vibraciones» que acabaron en la desconexión del grupo.
- Una capacidad de regulación de tensión y frecuencia insuficiente para que la isla prosperara y continuara el procedimiento previsto.
- Disparos de protecciones provocados por la corriente de irrupción (inrush) al energizar transformadores.
A ello se suma un quinto tipo de problema: grupos nominados como iniciadores de isla que estaban indisponibles en el momento del incidente, lo que obligó a recurrir a grupos alternativos. En la distribuidora inspeccionada, el telemando de algunas subestaciones estuvo afectado, «en momentos puntuales se perdió la capacidad de operar la red a distancia» y hubo que desplazar brigadas, mientras que las comunicaciones con el centro de control del operador del sistema fueron intermitentes, aunque los medios alternativos evitaron la incomunicación.
Planes de reposición de 2017 y escalones de carga desajustados
Parte del problema está en los propios planes. De los siete planes zonales (Duero-Francia, Tajo-Centro, Levante, Aragón-Cataluña, Sur, Galicia-León y Asturias-Cantabria), las versiones vigentes son de 2017 salvo Tajo-Centro y Galicia-León, cuyas nuevas versiones estaban en borrador el día del apagón y se publicaron en julio de 2025, y Asturias-Cantabria, revisado en 2024. Según el listado del informe, cuatro de los siete planes zonales siguen, por tanto, en su versión de 2017 (cálculo de Day-Ahead News).
La CNMC identifica «un claro desajuste de potencia» entre los primeros escalones de carga y la capacidad de regulación de algunas centrales, cuyo mínimo técnico es elevado en comparación con esos escalones, e incluso algún caso en el que el primer o segundo escalón recomendado implicaría operar por debajo del mínimo técnico. Pide estimaciones de carga más realistas, apoyadas en la digitalización de las redes, revisar los parámetros que la evolución del sistema haya dejado desfasados y analizar zona por zona el efecto inrush de los transformadores que se conectan al inicio.
De probar el arranque en vacío a probar la reposición completa
Las centrales acreditaron pruebas de arranque autónomo en vacío, superadas en todos los casos, pero para la CNMC ese arranque «es solo el inicio de un proceso de reposición que no se ha probado integralmente, ni siquiera parcialmente». De ahí la que el regulador califica como «principal conclusión operativa» del plan: evolucionar desde la verificación individual del arranque autónomo hacia la comprobación periódica del proceso completo de reposición.
El informe propone ejercicios parciales de creación de islas (con centrales de bombeo, por ejemplo, como carga de prueba), pruebas de comunicaciones entre centros de control, simulaciones dinámicas integradas por zona y escenarios con pérdida de comunicaciones o fallo de telemando, todo ello dentro del plan de pruebas que exige el artículo 43 del Reglamento (UE) 2017/2196. Recomienda además protocolos operativos entre generadores, distribuidores y operador del sistema, y un mecanismo periódico de revisión y certificación de equipos críticos, comunicaciones, telemandos, protecciones y formación del personal.
El PO 7.6 ya recoge parte de las recomendaciones
La CNMC da por implementadas las recomendaciones de su ámbito a través del procedimiento de operación 7.6 del servicio de arranque autónomo, aprobado por resolución de 19 de junio de 2026 y que Day-Ahead News analizó en julio. El PO 7.6 exige pruebas físicas cada tres años que acrediten la energización del transformador de máquina hasta el punto frontera con la red sin suministro externo, además de la regulación potencia-frecuencia y de tensión, y penaliza la retribución cuando las indisponibilidades programadas superen un umbral anual, mientras que superar otro umbral «podrá conllevar la pérdida del 100 % de la retribución o incluso la inhabilitación».
El resto de recomendaciones, incluida la actualización de los planes de reposición, que se regulan en el procedimiento de operación 1.6 y cuya aprobación corresponde a la Secretaría de Estado de Energía, según la propia CNMC, deberán valorarlas «las administraciones o empresas responsables». El informe se ha notificado a esa Secretaría de Estado junto con las actas de inspección, en paralelo a los expedientes sancionadores que el regulador abrió por el apagón.
A juicio de Day-Ahead News, el informe desplaza el foco desde las centrales de arranque autónomo, que el PO 7.6 ya retribuye y somete a pruebas, hacia la parte del proceso que nadie ha ensayado de principio a fin: la conexión coordinada de generación, redes y demanda en las primeras islas. Esa fase depende de planes que elabora el operador del sistema y aprueba la Secretaría de Estado de Energía, fuera del alcance directo del PO 7.6, y de ella dependerá que una próxima reposición no repita las incidencias de abril de 2025.
