Metodología Analísis cruzado de Pares. Ejemplo Aplicado: ¿REE llevó el sistema al límite o fueron las rampas de renovables?

Hola amigos, os cuento una idea de forma muy llana.

A mí, una de las herramientas de análisis que más me ha funcionado siempre es el «método de los pares»: antes de dar por buena una hipótesis, busco una segunda opinión. Lo típico de «oye, míratelo tú también, a ver si ves lo mismo o si se me escapa algo».

Y claro, hoy aparece la pregunta inevitable: ¿puede ser esa segunda opinión la IA?

Yo creo que sí, pero con condiciones. La primera: que tenga información suficiente y contrastable. Y la segunda: que no se limite a confirmar nuestros propios sesgos.

Y aquí viene lo importante: muchas veces el sesgo no es únicamente de la IA, es nuestro. Si le pregunto de una manera que ya lleva mi conclusión incorporada, puedo orientar su respuesta para que me dé la razón. Esto ocurre con las IA actuales, aunque no siempre.

Por eso se están desarrollando herramientas y técnicas de prompt engineering que, entre otras cosas, intentan reducir ese efecto: que la IA no se limite a asentir, sino que razone con criterios y se «moje» con argumentos contrastables.

Dicho esto, yo os propongo una alternativa más ingenieril (y más honesta): en vez de pedirle a la IA «¿tengo razón?», plantearle «tengo dos explicaciones posibles (por ejemplo: ¿error humano o fallo técnico?); compáralas, dime cuál está mejor respaldada por las evidencias y por qué».

Es un cambio pequeño, pero puede cambiar mucho el tipo de respuesta que obtenemos.

Y como es mi costumbre… vuelvo al tema del apagón del 28A. No porque no se haya hablado ya, sino porque hay muchísima información disponible y, además, al ser un evento multifactorial, es un campo excelente para aprender a analizar: separar hechos de interpretaciones, ordenar causas, ver qué encaja y qué no.

Os comparto como ejemplo de estudio un análisis del apagón ibérico del 28 de abril de 2025, elaborado desde mi experiencia en análisis de redes eléctricas, con apoyo de la IA y pidiéndole que hiciera un análisis «a pares» entre dos opciones planteadas. Para ello, me he basado en fuentes públicas y contrastables (REE, Comité 28-A del MITECO, ENTSO-E, BOE/CNMC y AELEC), distinguiendo hechos documentados de interpretaciones y evitando especulaciones.

En concreto: tensión, maniobras, desconexiones y medidas regulatorias.

El problema de fondo: dos relatos que compiten

En redes se repiten dos explicaciones:

1. Más humana: «REE llevó el sistema al límite» (decisiones de operación, topología, programación).
2. Más técnica: «Las rampas de fotovoltaica/eólica y sus desconexiones» (sobretensiones, cambios rápidos y respuesta de instalaciones).

Si nos restringimos a REE, Comité 28-A (MITECO), ENTSO-E, BOE/CNMC y AELEC, la realidad documentada no encaja bien en un solo eslogan: aparece un episodio de sobretensión de origen multifactorial, con una cadena de acontecimientos identificada técnicamente, medidas correctoras y un debate sobre responsabilidades.

Pero antes de analizar ambas opciones, conviene recordar una sencilla regla de lógica matemática: que existan dos explicaciones posibles no significa que sean las únicas ni que tengan que ser incompatibles.

Volveremos sobre ello al sacar conclusiones.

Qué sostiene oficialmente «REE llevó el sistema al límite»

1) Maniobras para gestionar la tensión: sí, están documentadas

El Comité 28-A describe actuaciones de operación durante la mañana, incluyendo cambios de configuración de la red tras los episodios de oscilaciones.

ENTSO-E documenta también maniobras de desconexión de reactancias ante descensos de tensión observados durante la gestión de las oscilaciones.

Desde el punto de vista eléctrico, desconectar una reactancia reduce la absorción de potencia reactiva y puede elevar la tensión. Su efecto posterior depende del estado del sistema y de las posibilidades de volver a conectarla.

2) Un entorno de tensión exigente: también está documentado

El propio MITECO resume el diagnóstico como un problema de sobretensión de origen multifactorial, con capacidad efectiva insuficiente de control de tensión y oscilaciones que condicionaron la operación.

El Comité señaló dos circunstancias: una programación de generación síncrona que resultó insuficiente para las necesidades de regulación de tensión y la respuesta inadecuada de algunas centrales programadas para prestar ese servicio.

REE, por su parte, mantiene que la programación cumplía los criterios de seguridad establecidos y que el control dinámico exigible a determinados generadores no lo prestaron adecuadamente.

Lo que NO aparece en documentos oficiales

El informe final de ENTSO-E no establece un dictamen de culpabilidad que permita afirmar, sin más, que «REE programó mal» o «REE maniobró mal» como causa del apagón.

Los documentos analizan el contexto operativo, los recursos disponibles, las actuaciones y sus efectos eléctricos, pero eso no equivale a una atribución administrativa o judicial definitiva de responsabilidades.

Aunque el informe final de ENTSO-E ha permitido reconstruir y analizar buena parte de la cadena causal, siguen existiendo limitaciones de información y cuestiones cuya comprobación requiere datos detallados de instalaciones y equipos, que no estan disponibles al público, y que por lo tanto, como ejercicio de análisis solo podemos inferir lo que pudo pasar

No basta con afirmar «hubo instalaciones que no cumplieron el control de tensión o aportaron reactiva en sentido contrario al requerido» o «hubo protecciones que dispararon demasiado pronto». Para determinar el alcance de cada comportamiento es necesario relacionarlo con la secuencia: por qué ocurrió, cómo se propagó y qué condiciones lo hicieron posible.

Y, por último, considero importante analizar también la posible contribución de los factores humanos y organizativos: no solo en la operación en tiempo real, sino en la programación previa, la verificación del dato disponible (telemedidas, modelo de red, estado real de equipos) y el seguimiento o supervisión de la fiabilidad de las instalaciones.

Los informes técnicos abordan diferentes aspectos de estas cuestiones, pero identificar una decisión operativa no significa demostrar automáticamente que fue un error humano.

Qué sostiene oficialmente «Rampas FV/Eólica» (y qué no)

1) Desconexiones y comportamientos no adecuados: REE así lo afirma

REE sostiene que hubo generación que se desconectó antes de alcanzar las condiciones de tensión previstas para ello y que determinados generadores sujetos al control dinámico de tensión no cumplieron adecuadamente sus obligaciones del P.O. 7.4.

Conviene distinguir ambos comportamientos: una cosa son los ajustes y actuaciones de las protecciones frente a sobretensiones y otra el cumplimiento de las obligaciones de regulación de tensión y absorción de potencia reactiva.

ENTSO-E también identifica desconexiones de generación y deficiencias en el control de tensión como parte de la cadena causal.

Sin embargo, participar en una desconexión no demuestra por sí solo que la protección actuara incorrectamente. Para determinarlo deben contrastarse las medidas, los ajustes y los requisitos normativos aplicables.

El 28A, las instalaciones renovables basadas en electrónica de potencia no participaban de forma generalizada en el control dinámico mediante seguimiento de consignas. El sistema disponía de otros recursos y obligaciones para regular la tensión, cuya disponibilidad y respuesta efectiva debían garantizarse.

2) El marco regulatorio reacciona: BOE/CNMC actúa sobre estabilidad de tensión

La CNMC aprobó en octubre de 2025 una modificación temporal de los procedimientos de operación 3.1, 3.2 y 7.2 para estabilizar la tensión. Se publicaron sucesivas prórrogas hasta el 19 de enero de 2026.

Ese mismo día se aprobaron modificaciones de estos procedimientos para mantener las medidas, con los ajustes correspondientes, una vez finalizado su carácter temporal.

Posteriormente, mediante resolución publicada el 10 de julio de 2026, se modificaron los procedimientos 7.4 y 14.4 para fomentar la prestación dinámica del servicio de control de tensión, mejorar su retribución y facilitar el seguimiento de consignas.

Y el Real Decreto-ley 25/2026, publicado el 30 de septiembre, modificó las obligaciones de factor de potencia de determinadas instalaciones renovables, de cogeneración y residuos, estableciendo un rango de referencia entre 0,98 inductivo y 0,98 capacitivo, con las excepciones normativas correspondientes. Estos cambios concretos entrarán en vigor tres meses después de su publicación.

Lo que NO aparece como conclusión única

Ninguno de estos documentos permite reducir el apagón a «hubo demasiadas renovables» o a «las rampas, por sí solas, lo causaron todo».

El foco del análisis técnico es tensión y potencia reactiva, oscilaciones, variaciones rápidas de generación, desconexiones y capacidad efectiva de control, no un único culpable tecnológico.

Las instalaciones renovables estuvieron implicadas en la secuencia del incidente, pero eso no convierte su participación en una responsabilidad automática.

Además, no debe confundirse disponer de recursos técnicos de control con su disponibilidad, ubicación y respuesta efectiva en las condiciones concretas del incidente.

ENTSO-E: del informe de reconstrucción de hechos al informe final de causas técnicas

ENTSO-E publicó el 3 de octubre de 2025 un informe de reconstrucción de hechos que describía las condiciones del sistema, la secuencia del incidente y la reposición del suministro.

Aquella publicación no completaba el análisis de causas.

La situación cambió el 20 de marzo de 2026, cuando ENTSO-E publicó su informe final.

El panel europeo identificó una combinación de factores: oscilaciones, deficiencias de control de tensión y potencia reactiva, diferencias en las prácticas de regulación, reducciones rápidas de potencia, desconexiones de generadores y capacidades desiguales de estabilización.

Estos factores condujeron a incrementos rápidos de tensión y a una cascada de desconexiones de generación.

Por tanto, ya no podemos afirmar que ENTSO-E tenga pendiente determinar las causas técnicas del apagón.

Su informe final aborda precisamente esas causas y establece recomendaciones para evitar incidentes similares.

Otra cuestión distinta es la atribución de responsabilidades individuales o administrativas, que no equivale a la identificación técnica de los mecanismos que provocaron el colapso.

La CNMC publicó también el 19 de marzo de 2026 su informe de recomendaciones y medidas propuestas, orientado a reforzar los marcos técnicos, operativos y regulatorios.

Posteriormente, en abril, inició expedientes sancionadores por indicios de posibles incumplimientos. La propia CNMC aclaró que su apertura no atribuye por sí misma la causa del apagón a los investigados ni prejuzga el resultado de los procedimientos.

Qué añade AELEC (oficial) al contraste

AELEC mantiene una línea de análisis diferenciada: pide considerar las variaciones extremas y generalizadas de tensión observadas durante la mañana del 28A y en días previos, especialmente el 22 y 24 de abril.

La asociación también ha señalado imprecisiones u omisiones en la reconstrucción europea de 2025 y ha difundido estudios de terceros, elaborados por Compass Lexecon e INESC TEC, que defienden una interpretación basada en un fallo sistémico del control de tensión, con especial atención a la programación, la operación y las maniobras del operador del sistema.

Entre sus cuestiones técnicas aparecen la distribución territorial de recursos de control de tensión, las condiciones previas y los efectos de determinadas maniobras sobre el margen de regulación disponible.

AELEC reclama igualmente transparencia y acceso equilibrado a la información utilizada en las investigaciones.

Conviene señalar que estas son posiciones y conclusiones de estudios promovidos por la asociación, que deben contrastarse con los informes de ENTSO-E, MITECO y CNMC, y no atribuirse automáticamente a estos organismos.

La conclusión más prudente (sin especular): una causalidad «mixta»

Antes de cerrar el análisis, recuperemos las dos opciones iniciales mediante una fórmula sencilla de lógica matemática, como las que estudiábamos en el instituto.

Llamemos:

H = Existe un error humano que contribuyó al apagón.

T = Existe un fallo técnico que contribuyó al apagón.

Si obligamos a elegir exclusivamente entre ambas opciones, estamos suponiendo que ocurrió una u otra, pero nunca las dos juntas:

(H ∨ T) ∧ ¬(H ∧ T)

Donde ∨ significa «o», ∧ significa «y» y ¬ significa «no».

Pero ¿quién ha demostrado que sean incompatibles?

La lógica permite cuatro posibilidades:

• H ∧ ¬T: error humano sin fallo técnico.
• ¬H ∧ T: fallo técnico sin error humano.
• H ∧ T: concurrencia de ambos.
• ¬H ∧ ¬T: ninguno de los dos; habría que buscar otras explicaciones.

Y todavía hay una precaución más. Si A representa el apagón, conocer que A ocurrió no permite deducir automáticamente H ni T.

En otras palabras, conocer una consecuencia no demuestra por sí solo una causa concreta.

Por eso, la IA no debería limitarse a elegir una de las dos opciones, sino comprobar qué hipótesis son compatibles con los hechos y cuáles disponen de evidencias suficientes.

Aplicado al 28A, y restringiéndonos a la documentación publicada, la síntesis es la siguiente:

• Hubo un episodio de sobretensión de origen multifactorial. El MITECO identificó capacidad efectiva insuficiente de control de tensión, tanto por la programación realizada como por el comportamiento de determinados grupos que debían regularla.
• El Comité 28-A y ENTSO-E documentan actuaciones operativas para gestionar las oscilaciones y la tensión. Entre ellas, la desconexión de reactancias ante descensos previos de tensión. Estas actuaciones modificaron las condiciones de regulación disponibles; para valorar su idoneidad debe analizarse cuándo y por qué se ejecutaron y su efecto en la evolución posterior de la tensión.
• REE señala desconexiones incorrectas y posibles incumplimientos de obligaciones de control de tensión. Sus afirmaciones deben diferenciarse de las responsabilidades que puedan establecer los procedimientos correspondientes.
• El regulador aprobó medidas inicialmente temporales, posteriormente incorporadas a los procedimientos de operación. En julio de 2026 se añadieron cambios para favorecer el control dinámico de tensión y en septiembre se publicó una nueva modificación de las obligaciones de factor de potencia.
• También se han impulsado mejoras en supervisión, datos, coordinación y comprobación de protecciones, aunque corresponde verificar su implantación y eficacia.
• AELEC pone el foco en las condiciones previas de tensión, determinadas decisiones operativas y la tesis de un fallo sistémico de control, manteniendo diferencias de interpretación con REE.
• ENTSO-E ha concluido su investigación de causas técnicas, pero ello no significa que todas las cuestiones de cumplimiento normativo y responsabilidades estén resueltas.

Por tanto, el análisis no permite reducir el incidente a una elección excluyente entre error humano y fallo técnico. Pero cumple su función de ejercicio uso de la verificación a pares usando prompts para IA.

En este caso esta verificación nos dice que en un sistema eléctrico, las decisiones operativas, las limitaciones de los equipos, las obligaciones de control y el comportamiento de las instalaciones, etc... pueden formar parte de la misma cadena causal.

Y debemos distinguir que participar en el incidente, contribuir técnicamente a su desarrollo e incumplir una obligación. Son conceptos diferentes. Esa distinción es especialmente importante cuando analizamos sistemas complejos, donde una misma incidencia puede tener diferentes factores contribuyentes.

En clave ISO 9001: planificar-hacer-verificar-actuar

• Planificar: revisar la programación, los recursos de control disponibles y los modelos utilizados, considerando las condiciones reales del sistema.
• Hacer: aplicar los procedimientos de operación y comprobar la respuesta coordinada de los equipos e instalaciones.
• Verificar (documentación): existen informes técnicos públicos de REE, Comité 28-A, ENTSO-E y CNMC que permiten contrastar los acontecimientos y evaluar las medidas propuestas.
• Actuar (medidas): hay modificaciones regulatorias documentadas, inicialmente temporales y posteriormente incorporadas o ampliadas mediante nuevos procedimientos y disposiciones. La comprobación de su eficacia sigue siendo una parte necesaria de la mejora continua. En términos de calidad, aprobar una acción correctiva no equivale a demostrar su eficacia.

Para debate técnico:

Bien, ya os he presentado las dos opciones y el análisis de la IA, con sus argumentos a favor y en contra.

También hemos visto, mediante una sencilla regla de lógica matemática, que elegir entre error humano o fallo técnico puede llevarnos a una conclusión incompleta.

Pero la responsabilidad de validar las conclusiones es del analista, no de la IA. Y eso exige reconocer también los límites del análisis. En mi caso, no dispongo de información suficiente para confirmar o descartar cada hipótesis, porque no todos los datos necesarios son públicos.

El contraste entre ambas explicaciones muestra que no basta con elegir la más convincente: debemos comprobar qué ocurrió, qué factores contribuyeron y si las medidas adoptadas funcionan.

Ahora que disponemos del informe final de ENTSO-E y de nuevas medidas regulatorias, os planteo una pregunta centrada en las causas técnicas y la reducción del riesgo, sin entrar en la atribución de responsabilidades.

Si tuvieras que elegir un criterio para dar el caso por «cerrado», ¿cuál sería?

• ¿Contrastar las hipótesis con pruebas verificables?
• ¿Realizar auditorías y revisar las protecciones y el control de tensión?
• ¿Comprobar con resultados públicos que las medidas adoptadas funcionan?

¿Bastaría con uno o sería necesario combinar los tres? ¿O necesitamos combinar los tres criterios para verificar que las medidas adoptadas han reducido efectivamente el riesgo?

Y una última reflexión: ¿sabemos reconocer cuándo la información disponible no permite llegar a una conclusión suficientemente fundamentada?

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Fuentes consultadas

Documentación pública contrastada para este ejercicio:

1. ENTSO-E (20/03/2026). Informe final del panel europeo sobre el apagón del 28 de abril de 2025. Análisis de causas técnicas, secuencia de acontecimientos y recomendaciones. Consultar informe final.

2. MITECO – Comité 28-A (17/06/2025). Informe sobre la crisis eléctrica, su origen multifactorial, la capacidad de control de tensión, las oscilaciones y las desconexiones. Consultar conclusiones.

3. CNMC (19/03/2026). Informe de recomendaciones y medidas propuestas a raíz del incidente eléctrico. Expediente PRO/CNMC/001/26. Consultar informe.

4. Red Eléctrica (20/03/2026). Valoración del informe final de ENTSO-E y explicación de la posición del operador del sistema. Consultar comunicado.

5. AELEC (2025). Observaciones sobre las variaciones de tensión previas al apagón, las decisiones operativas y las discrepancias con las investigaciones iniciales. Consultar posición de AELEC.

6. Compass Lexecon e INESC TEC (2025). Análisis de los acontecimientos que condujeron al apagón peninsular del 28 de abril de 2025. Estudio encargado por AELEC sobre control de tensión, programación y maniobras. Consultar estudio técnico.

7. CNMC (17 y 24/04/2026). Apertura de expedientes sancionadores por posibles incumplimientos regulatorios, sin atribución automática de responsabilidades por el apagón. Consultar comunicado.

8. BOE (20/01/2026). Resolución de modificación de los procedimientos de operación P.O. 3.1, 3.2 y 7.2 para estabilizar la tensión. BOE-A-2026-1377.

9. BOE (10/07/2026). Resolución de modificación de los procedimientos P.O. 7.4 y 14.4 para fomentar la prestación dinámica del servicio de control de tensión. BOE-A-2026-15127.

10. BOE (30/09/2026). Real Decreto-ley 25/2026, artículo 9. Modificación de las obligaciones de control de tensión y factor de potencia del RD 413/2014. BOE-A-2026-20265.

Hay un matiz importante: las críticas de AELEC citadas corresponden a 2025, antes de la publicación del informe final de ENTSO-E de marzo de 2026. Conviene conservar las fechas para no atribuirlas erróneamente a una valoración posterior del informe definitivo.

Nota metodológica: Las fuentes 1, 2 y 3 recogen investigaciones y recomendaciones institucionales. Las fuentes 4, 5 y 6 permiten contrastar las posiciones de los agentes implicados. Las fuentes 7 a 10 documentan actuaciones regulatorias posteriores.

La idea central: Este artículo utiliza el apagón del 28A como ejemplo práctico para mostrar cómo la IA puede ayudarnos a contrastar hipótesis, cuestionar nuestras conclusiones y detectar errores de razonamiento mediante la lógica matemática.

El método: La revisión a pares consiste en que otra persona con conocimientos sobre la materia examine nuestro análisis de forma crítica e independiente, buscando errores, omisiones o interpretaciones alternativas. La IA puede ayudarnos a realizar ese contraste como segunda opinión, aunque no sustituye la revisión de un experto.

La aplicación al 28A: El ejercicio plantea dos explicaciones habituales —error humano o fallo técnico— y utiliza la IA para compararlas con las fuentes públicas. La lógica matemática nos ha permitido detectar que ambas opciones no son necesariamente excluyentes y que obligarnos a elegir una puede conducir a conclusiones incompletas.

Las causas y responsabilidades: Los informes oficiales ya han identificado las principales causas técnicas del apagón. Este ejercicio no pretende sustituirlos ni establecer responsabilidades, que requieren analizar actuaciones concretas y evidencias verificables, parte de las cuales no son públicas. Su finalidad es explicar cómo utilizar la IA para mejorar nuestro razonamiento, no resolver nuevamente el apagón.