Del informe final de ENTSO-E al BOE: qué se ha movido de verdad tras el apagón del 28A y qué sigue pendiente

Hola, amigos. Casi un año después, el informe final de ENTSO-E sobre el apagón del 28 de abril de 2025 deja una sensación ambigua, porque no cierra el caso ni reparte responsabilidades. Reconstruye de forma bastante aséptica la secuencia que llevó al fallo con los datos disponibles y termina, y eso es lo nuevo, con una lista de recomendaciones. Y ahí es donde quiero poner hoy el foco.

El propio documento descarta una causa única: habla de una combinación de oscilaciones, problemas de control de tensión y de reactiva, diferencias en la regulación, rápidas reducciones de generación y desconexiones en cascada. Y, sí, deja tareas pendientes para todos: REE, operadores, distribuidores, CNMC y administraciones.

No me toca a mí entrar en ese terreno. Lo mío es sacar datos, analizarlos y buscar soluciones. Por eso, más que volver sobre la secuencia de los hechos, dejaré las no conformidades para más adelante. Ahora os propongo revisar las recomendaciones de ENTSO-E en clave de auditoría de calidad: comprobar si están realmente implantadas, si siguen en fase de diseño o si todavía existen solo sobre el papel. Porque la fase Check del PDCA no va de promesas, va de evidencias.

Aquí está, para mí, la clave. En ingeniería y en ISO 9001, el error habitual es confundir movimiento con mejora. Que haya normas nuevas, planes o resoluciones no significa que todo esté resuelto. Lo que cuenta es qué se ha implantado, qué se ha corregido y qué se ha comprobado que funciona: Cerrar el circulo, y lo demás siguen siendo asuntos pendientes.

Por eso, si llevamos todo esto a una lectura práctica y tomamos las recomendaciones como propuestas de solución, yo las ordenaría así:

La primera medida

• es Detección temprana de variaciones significativas de tensión y del comportamiento del sistema
  Estado: fase de diseño. El RD 997/2025 indica analizar una nueva regulación sobre velocidad de variación de la tensión, pero eso es mandato de análisis, no evidencia de implantación cerrada.

La segunda medida

• es Aumentar el margen entre el límite de tensión y la tensión de desconexión en la red de 400 kV
  Estado: todavía no planteada de forma explícita como medida implantada en España. REE sigue defendiendo públicamente el límite de 435 kV y afirma que pasar a 420 kV sería un cambio estructural; no he visto una medida española ya aterrizada que baje de forma expresa ese techo operativo

La tercera medida

• es Mejorar la monitorización, la modelización, el amortiguamiento y la detección de oscilaciones
  Estado: fase de diseño / despliegue inicial. El RD 997/2025 mandata analizar PSS y POD en tres meses, y el proyecto de RD de conexión de febrero de 2026 en ya introduce obligaciones sobre oscilaciones y amortiguamiento, pero sigue en audiencia pública.

Y la cuarta medida,

• Revisar y adecuar los ajustes de protección en la generación, en las redes de evacuación y en la generación distribuida
  Estado: fase de diseño. Hay una línea regulatoria clara en el proyecto de RD de requisitos de conexión y en el bloque de desconexiones de ENTSO-E, pero no hay una implantación española ya cerrada y generalizada de esa revisión masiva de ajustes en instalaciones existentes.

La quinta medida

• sería Analizar/Comprovar de forma sistemática las desconexiones y los disparos de generación
  Estado: sobre el papel / en arranque institucional. El RD 997/2025 refuerza inspección, supervisión y análisis del cumplimiento, pero todavia no he visto publicado un procedimiento español consolidado, recurrente y ya operativo, unidad por unidad, con trazabilidad pública completa.

La sexta

• es Mejorar la coordinación y el intercambio de datos entre los distintos actores del sistema tras los incidentes
  Estado: fase de diseño. Aquí sí hay base legal muy clara: el RD 997/2025 ordena definir requisitos mínimos de monitorización y un procedimiento para remitir al operador del sistema la información necesaria para analizar incidentes. Aun así, eso apunta a diseño normativo, no a implantación verificada.

La séptima

• es Reforzar la observabilidad del sistema y la comprensión de su comportamiento dinámico
  Estado: fase de diseño. Está respaldada por los mandatos de monitorización, remisión de datos y coordinación del RD 997/2025, pero no he encontrado evidencia pública suficiente para decir que España ya tenga esa observabilidad ampliada plenamente desplegada.

Y la octava,

• Reforzar la reposición del servicio mediante pruebas, comunicaciones y criterios de reconexión
  Estado: fase de diseño / inspección en marcha. El RD 997/2025 obliga a la CNMC a completar un plan extraordinario de inspección de capacidades de reposición, con atención especial a black-start, ciclos y distribución. Eso indica que la medida está planteada y en revisión, no cerrada ni auditada como implantada.

Donde sí se ha aterrizado algo importante es en la novena y la décima medida.

La novena

• es Evolucionar el modo de control de tensión de los generadores hacia capacidades dinámicas de control de tensión
  Estado: implantación inicial real. Aquí sí hay aterrizaje visible: la CNMC aprobó el nuevo PO 7.4 en junio de 2025, REE habilitó las primeras renovables en octubre de 2025 y el inicio de la prestación basada en consignas en tiempo real se fijó para el 17 de marzo de 2026. Aun así, sigue lejos de estar plenamente desplegado. Aunque en su base operativa ya ha comenzado a desplegarse de forme voluntaria para quien desee acogerse pero, y ahí enlazamos con:

La décima,

• Asegurar la disponibilidad efectiva de capacidad de absorción y aporte de potencia reactiva para el control de tensión
  Estado: implantación inicial real. También aquí hay base regulatoria e inicio operativo vía PO 7.4, con retribución, penalización e intercambio de información; pero la propia CNMC y REE reconocen que todavía hay que impulsar la habilitación de más recursos dinámicos. Pero una cosa es la norma y otra el despliegue real: la herramienta existe, aunque su extensión efectiva y la implantación del seguimiento de consignas siguen todavía desarrollándosea paso de tortuga.

La undécima medida,

• Reducir la dependencia de maniobras manuales en los activos de compensación de reactiva
  Estado: todavía no planteada de forma explícita como medida concreta en España. El diagnóstico del incidente apunta a maniobras manuales lentas, pero no he localizado ninguna medida pública española ya formulada específicamente como automatización de reactancias shunt u otros activos equivalentes. Un escenario distinto es el de los STATCOM en la península y el de los compensadores síncronos en los sistemas insulares que si parece que sea la opción preferente preferente para REE y contemplada en sus propuesta de inversión.

La duodécima,

• Controlar mejor los cambios rápidos de inyección y su impacto sobre la tensión y la potencia reactiva
  Estado: fase de diseño. El RD 997/2025 obliga a analizar requisitos de inyección de potencia y la CNMC dejó escrito en enero de 2026 que la opción más efectiva sería exigir rampas de cambio de programa y control de tensión dinámico; precisamente por cómo lo formula, se deduce que todavía no estaba plenamente implantado, aunque hay medidas parciales aprovadas como está cambios en los PO 3.1, 3.2 y 7.2 y se asumió que varias alternativas más profundas no eran viables a corto plazo, así que hay contención, pero no solución cerrada.

La decimotercera,

• Mejorar la visibilidad de la generación distribuida y de los flujos entre la red de transporte y la de distribución
  Estado: fase de diseño. Hay piezas parciales: el PO 7.4 ya involucraría a distribuidores y centros de control, y el RD 997/2025 pide coordinar desarrollo de transporte y distribución y mejorar la monitorización. Pero no veo evidencia pública de una observabilidad ya resuelta de forma integral.

La decimocuarta,

• Adecuar los requisitos de permanencia y los ajustes de protección frente a sobretensiones, endurecer el ride-through frente a sobretensión de los módulos pequeños,
  Estado: fase de diseño avanzada. El proyecto de RD de conexión sí introduce requisitos concretos de permanencia ante sobretensiones y huecos de tensión, pero sigue siendo un proyecto en audiencia pública, no norma definitivamente implantada.

Y la decimoquinta,

• Adaptar los automatismos y los planes de defensa a un sistema con alta penetración de recursos distribuidos
  Estado: sobre el papel / fase de diseño. La lógica está en ENTSO-E y en el mandato español de revisar servicios de ajuste y monitorización, pero no he localizado una medida española ya promulgada que reforme de manera explícita y completa el deslastre automático por baja frecuencia a un sistema con mucha generación y otros recursos distribuidos.

La decimosexta medida,

• Modernizar el Plan de Defensa/Protecciones del Sistema para integrar variaciones rápidas de tensión
  Estado: fase de diseño. Es de las líneas más claras conceptualmente, pero en España lo que encuentro es todavía un mandato de análisis regulatorio sobre velocidad de variación de tensión y adaptación de marcos técnicos, no una modernización ya cerrada y publicada del plan de defensa.

La decimoséptima,

• Mejorar los procedimientos de reconexión durante la reposición del servicio
  Estado: fase de diseño / inspección. Sí está planteada en España a través del plan extraordinario de inspección de capacidades de reposición de la CNMC, pero no he visto evidencia pública suficiente de que los nuevos procedimientos de reconexión ya estén implantados y validados en campo.

La decimoctava,

• Armonizar las buenas prácticas de soporte de tensión y control de reactiva
  Estado: implantación inicial parcial. Parte de esa armonización empieza a aterrizar vía PO 7.4, habilitación, consignas, liquidación y criterios comunes, pero la propia CNMC sigue hablando a finales de 2025 de necesidad de clarificar requisitos y respuestas del servicio. O sea: arrancado, pero no maduro.

La decimonovena,

• Reforzar el amortiguamiento, la modelización, la monitorización y la detección de oscilaciones interáreas
  Estado: fase de diseño / despliegue inicial. El RD 997/2025 ordena analizar PSS y POD, y el proyecto de RD de conexión ya mete obligaciones de amortiguamiento y oscilaciones adversas. Otra vez: está ya planteado e incluso bastante perfilado, pero aún no cerrado como implantación plena.

Y la vigésima,

• Disponer de modelos y datos comunes para la reconstrucción y el análisis posterior a un incidente
  Estado: fase de diseño. Aquí el respaldo español es directo: el RD 997/2025 ordena definir requisitos mínimos de registros, oscilografía, sincronización horaria y procedimiento de remisión de información al operador del sistema. Eso demuestra que el problema está reconocido, pero precisamente porque aún se estaba definiendo.

Las dos últimas son, para mí, de las que mejor retratan la distancia entre la lección aprendida y la implantación real.

La vigesimoprimera,

• Lograr que los recursos basados en electrónica de potencia puedan contribuir al control de tensión
  Estado: implantación inicial real. Esta es otra de las que sí han empezado a bajar al terreno: REE habilitó las primeras renovables para control dinámico de tensión en octubre de 2025 y el arranque de consignas en tiempo real llegó en marzo de 2026. El despliegue, eso sí, sigue siendo parcial y con ritmo aún bajo

Y la vigesimosegunda,

• Realizar pruebas periódicas de arranque autónomo, reposición del servicio y coordinación entre todos los actores del sistema
  Estado: fase de diseño / inspección en arranque. España sí ha planteado esto: el RD 997/2025 obliga a un plan extraordinario de inspección de capacidades de reposición y a repetirlo cada tres años. Pero eso no equivale todavía a decir que ya exista un programa completo de simulacros reales, entrenamiento conjunto y validación integral al nivel que sugiere ENTSO-E.

Es decir,

Si uno compara el informe final europeo al estado real de cosas en España, salen tres bloques bastante claros:

en España lo que sí ha bajado más claramente a terreno es la 9, la 10, parte de la 18 y la 21;

la 3, 8, 12, 14, 17, 19 y 20 están bien encaminadas pero todavía en diseño o despliegue inicial;

y la 2, la 11 y buena parte de la 15 y la 16 no las veo aún aterrizadas como medida española explícita y verificable públicamente.

El propio RD 997/2025 delata bastante bien esa situación, porque en muchos puntos no “implanta” todavía, sino que manda analizar, revisar, proponer y luego aprobar si procede.

Con el tiempo, uno aprende que los sistemas no mejoran por acumulación de documentos, sino por acumulación de cambios reales. Llegados a este punto, lo importante no es que existan más normas, más resoluciones o más anuncios. Lo importante es saber qué se ha implantado de verdad, qué se ha comprobado con evidencia y qué sigue todavía pendiente de corregir. Porque la mejora continua no se mide por intenciones, sino por resultados.

O, como diría mi abuelo, del dicho al hecho hay un buen trecho.

Lecciones Aprendidas

Hay veces en que lo más valioso de un análisis no está en la opinión final, sino en el método.

En ingeniería, muchas veces no gana el que más habla, ni el que primero opina, ni el que lanza la teoría más brillante en una reunión.

Gana el que compara bien.

Porque cuando quieres entender por qué un incidente se contuvo y otro terminó en accidente, lo primero no es buscar culpables ni agarrarte a la explicación que más encaja con tus ideas previas. Lo primero buscar otros incumplimientos similares o de la misma tipologia, luego es poner un caso al lado del otro y mirar qué cambia, qué se repite, qué faltó y qué barrera aguantó o no aguantó.

Ese es el verdadero oficio.

Por eso, más allá del tema concreto del apagón, lo que me interesa de este análisis es el método. He cogido las recomendaciones del informe final de ENTSO-E de 20 de marzo de 2026 y las he comparado con las medidas de contención y con las actuaciones oficialmente desplegadas en España hasta hoy.

Nada más.
Y nada menos.

Porque ahí está la clave del análisis comparativo: no partir del relato, sino del contraste. No empezar por la conclusión, sino por la evidencia. No dar por implantado lo que solo está anunciado, ni dar por resuelto lo que todavía sigue en fase inicial o en desarrollo.

Esto, créeme, en analisis de Calidad sirve para casi todo.

Sirve cuando comparas el funcionamiento normal de una instalación con su comportamiento degradado.
Sirve cuando comparas un proyecto que salió bien con otro que se torció.
Sirve cuando comparas un incidente menor con un accidente grave y descubres que, a veces, la diferencia no está en una gran causa épica, sino en un pequeño detalle que llegó antes, una barrera que faltaba o un margen que ya estaba agotado.

Ahí se aprende de verdad.

Porque el análisis comparativo no solo te ayuda a acercarte a la causa más probable.
También te enseña a descartar.
Y eso vale oro.

Descartar explicaciones fáciles.
Descartar soluciones de moda.
Descartar medidas que pueden sonar muy bien en el debate público, pero que no están alineadas con lo que el problema técnico realmente pide corregir.

Dicho de otro modo: comparar no es un ejercicio académico.
Es una forma de pensar.
Una disciplina, que con los años cada vez he incorporado mas a mi tabajo.
Casi una vacuna contra el autoengaño.

Y si tuviera que dejarle una lección a alguien que empieza en esto, sería esta: antes de enamorarte de una teoría, compara los hechos. Antes de defender una solución, comprueba si responde al fallo real. Y antes de repetir lo que todos dicen, mira qué resiste cuando pones un caso frente a otro.

Porque ahí es donde empieza la ingeniería de verdad.

No en la opinión.
No en el titular.
No en el ruido.

Empieza en la comparación rigurosa.

¿Estamos enseñando a los jóvenes ingenieros a pensar así… o solo a opinar más deprisa?

#Ingenieria #PensamientoCritico #Aprendizaje #SistemaElectrico