L’apagada del 28 d’abril de 2025 va marcar un punt d’inflexió per al sistema elèctric peninsular. Tant el Comitè d’anàlisi del Govern com l’informe final de l’Expert Panel d’ENTSO-E coincideixen que l’incident va respondre a una combinació de sobretensions, dificultats de control de tensió i desconnexions de generació, i no a una causa única.

Un any després, la qüestió ja no és només què va passar, sinó què n’hem après i quins canvis ha accelerat per al sistema i per a la demanda.

Què s’ha fet després de l’apagada

Després de l’incident, convé separar les conclusions sobre les causes dels canvis tècnics i regulatoris activats per reduir el risc que una situació similar torni a escalar.

Conclusions principals publicades

El Comitè d’anàlisi del Govern, publicat el juny de 2025, va establir la diagnosi inicial i va assenyalar com a factors clau les sobretensions, les dificultats de control de tensió, les oscil·lacions i les desconnexions de generació. La CNMC, en el seu informe del 18 de març de 2026, va portar aquesta diagnosi al terreny regulador i supervisor i va formular recomanacions per reforçar el compliment de les obligacions tècniques. Dos dies després, l’informe final de l’Expert Panel d’ENTSO-E en va confirmar la lectura a escala europea i hi va afegir recomanacions en monitorització, control i coordinació operativa. Finalment, el 17 d’abril de 2026, la CNMC va obrir expedients sancionadors, de manera que la qüestió de les responsabilitats continua oberta.

Mesures adoptades per reforçar el sistema

La primera resposta operativa i reguladora va ser el Reial decret llei 7/2025, de 24 de juny, tot i que va quedar derogat pel Congrés un mes després i, per tant, no es pot considerar la base del marc vigent. El nou marc s’ha definit sobretot a través de procediments operatius i normativa específica per reforçar el control de tensió, l’estabilitat del sistema i la protecció davant pertorbacions greus.

La Resolució de 12 de juny de 2025 de la CNMC va aprovar el nou P.O. 7.4 i va adaptar diversos procediments associats per desplegar el nou servei de control de tensió del sistema peninsular, ordenar-ne la retribució i integrar millor la contractació de capacitat reactiva. Després, les resolucions de la CNMC de 20 d’octubre de 2025 i 19 de gener de 2026, sobre els P.O. 3.1, 3.2 i 7.2, van introduir primer mesures urgents i després mesures més estables per reforçar l’estabilització de la tensió. En paral·lel, el Reial decret 997/2025, de 5 de novembre, va consolidar la resposta reguladora amb mesures en control de tensió, monitorització, serveis d’ajust, flexibilitat i emmagatzematge. Finalment, la Resolució de 16 d’abril de 2026 de la Secretaria d’Estat d’Energia, que aprova el P.O. 11.1, va actualitzar i unificar els criteris generals de protecció del sistema elèctric espanyol per limitar l’abast i les conseqüències de futures pertorbacions.

En conjunt, aquestes mesures mostren que el sistema ha començat a corregir alguns dels punts més sensibles: control de tensió, estabilitat operativa i protecció davant incidents greus. Les responsabilitats encara no es poden considerar definitivament tancades, però la resposta tècnica i reguladora ja és més explícita i estructurada.

Què ha canviat per a la demanda

Més enllà de la part reguladora, el canvi més visible s’ha produït en l’operació del sistema i en el cost. Red Eléctrica va aplicar una programació reforçada des del 30 d’abril de 2025 i, segons les seves dades, entre maig i octubre aquesta operació va representar el 2,34 % dels costos totals del sistema elèctric, equivalent a 422 milions d’euros.




El gràfic mostra que l’encariment dels serveis d’ajust no comença amb l’apagada: la tendència alcista ja s’observa des de 2022. El salt més sobtat arriba al maig de 2025, primer mes complet després de l’incident, quan se superen els 26,6 €/MWh i s’assoleix el màxim fins aleshores, consolidant un nou llindar de cost. Aquest augment respon sobretot al pes creixent de les restriccions tècniques i, en alguns períodes, de serveis vinculats al control de tensió i altres mecanismes d’ajust, en un sistema amb més penetració renovable i més exigència operativa, especialment en hores de baixa demanda.

A més, la programació reforçada posterior al 28 d’abril ha comportat, en determinades hores, una reconfiguració del mix de generació, amb menys producció solar i eòlica i més presència de tecnologies capaces d’aportar suport a la xarxa, especialment els cicles combinats, amb un impacte encara més visible quan el gas s’encareix. Per a la demanda, això significa que una part més gran del cost elèctric depèn avui de l’operació real del sistema. En la indústria i les pimes, complica la cobertura de riscos i la previsió pressupostària, i també ha tensionat l’oferta a preu fix. Des d’Energy Tools, la conclusió és clara: avui és més important que abans entendre la corba quart-horària, separar els costos gestionables dels que depenen del sistema i identificar on hi ha marge real de flexibilitat.

El repte d’un sistema més flexible i resilient

La principal lliçó de l’últim any és que el sistema no pot continuar evolucionant només amb més renovables. Necessita també més capacitat de control, més visibilitat i més recursos capaços de respondre quan la xarxa ho exigeix.

Això vol dir millorar el control de tensió i la monitorització en temps real, però també avançar en vectors cada vegada més centrals: flexibilitat de la demanda, emmagatzematge, serveis d’ajust millor adaptats a un mix renovable i una millor coordinació entre operació, regulació i senyals de mercat.

Per a les empreses, això no és només una font d’incertesa, sinó també una oportunitat d’adaptació. Les organitzacions que coneguin millor el seu patró de consum, que puguin modular processos, desplaçar càrrega o incorporar bateries estaran en millor posició per reduir risc i captar valor.

Un any després, la conclusió és clara: evitar una nova apagada no dependrà només de mesures extraordinàries, sinó d’un sistema més robust, més flexible i millor coordinat entre xarxa, generació, demanda i mercat. En un sistema cada cop més renovable, la competitivitat també es jugarà en la capacitat d’adaptació de la demanda.

Sònia Díaz, responsable de mercats Energètics d'Energy Tools.