Hola amigos, en los últimos días la CNMC ha iniciado expediente sancionador contra REE como Operador del Sistema.

Sin embargo, después de revisar el informe final de ENTSO-E sobre el apagón del 28 de abril de 2025, mi impresión es que el documento no señala un único culpable ni construye una acusación directa contra nadie. Pero tampoco deja al Operador del Sistema fuera de la ecuación.

El propio resumen oficial de ENTSO-E dice que el apagón resultó de una combinación de muchos factores interactuando: oscilaciones, carencias en el control de tensión y energía reactiva, diferencias en las prácticas de regulación de tensión, reducciones rápidas de potencia, desconexiones de generación y capacidades desiguales de estabilización. Todo ello desembocó en subidas rápidas de tensión y desconexiones en cascada de generación en España.

Por tanto, la pregunta no debería ser solo: “¿Fue culpa de REE?”. La pregunta más precisa sería:

¿Qué parte correspondía a Red Eléctrica actuando como Operador del Sistema, qué parte venía del mercado y qué parte era una debilidad estructural del diseño técnico-regulatorio?

He trasladado esa pregunta a la IA y esto es lo que ha salido, después de filtrarlo, contrastarlo y pasarlo por una “peer review” técnica:

¿qué implicación tuvo realmente el OS?

Mi lectura, basándome solo en ENTSO-E, es esta:

El Operador del Sistema sí tuvo implicación técnica relevante, pero no como autor único ni como error humano simple.

Aunque según las distribuidoras le atribuyen mala planificación y mala gestión, en el informe la implicación aparece en cinco planos:

1. Programación operativa: el OS convirtió el resultado de mercado en programa viable mediante restricciones técnicas.
2. Control de tensión: aunque SI se programaron unidades térmicas que se consideraron suficientes y NO lo fueron frente a la dinámica real.
3. Decisiones de margen: La crítica ¿por que no se sustituyo la unidad de control que quedo indisponible? entre 9:00 y 16:45 y ¿Por qué fallaron los análisis que indicaban que el sistema era seguro y eficiente sin ella?
4. Herramientas de análisis: ninguna evaluación de seguridad detectó la cascada de sobretensión posterior a las 12:30.
5. Respuesta dinámica insuficiente: insuficiencia de datos aguas abajo (DSO), reactancias manuales, falta de limitación de rampas en generadores con factor de potencia fijo y margen estrecho de tensión dejaron al sistema con poca holgura real.

Si tuviera que ponerlo en una frase:

El informe de ENTSO-E no acusa al Operador del Sistema de causar el apagón por una decisión aislada, pero sí muestra que la operación del sistema, la programación del control de tensión y las herramientas disponibles no fueron capaces de anticipar ni contener una cascada rápida de sobretensión.

a continuación os explico con mas detalle punto por punto:

1. REE no aparece solo como transportista, sino como Operador del Sistema

Texto original ENTSO-E, página 421:

“the tasks of RE, as the system operator (SO)…”

Traducción:

“las tareas de RE, como operador del sistema…”

Interpretación:

Aquí el informe habla de Red Eléctrica no como simple propietaria de líneas, sino como Operador del Sistema. Eso es importante porque muchas veces se mezcla REE-transportista con REE-OS. No es lo mismo.

Cuando hablamos de programación operativa, restricciones técnicas, control de tensión, redespachos y seguridad del sistema, estamos hablando de Red Eléctrica actuando con la gorra de Operador del Sistema.

Evaluación de contribución: alta como marco operativo.

No significa culpa automática, pero sí significa que el informe sitúa al OS dentro del corazón técnico de la operación previa al apagón.

2. El mercado no programó el control de tensión

Texto original ENTSO-E, página 423:

“the SO receives from OMIE […] the D-1 market results.”

Traducción:

“el Operador del Sistema recibe de OMIE […] los resultados del mercado diario.”

Interpretación:

OMIE casa energía. OMIE da el resultado económico del mercado diario e intradiario. Pero después ese resultado debe ser convertido en un programa físicamente viable.

Dicho en corto:

OMIE programa energía económica.
El OS programa seguridad eléctrica.

Por tanto, si alguien dice “el mercado causó el apagón”, hay que matizarlo. El mercado pudo generar un punto de partida exigente: poca generación síncrona, precios muy bajos, mucha renovable, cambios de programa o rampas. Pero el informe no dice que OMIE programara el control de tensión.

Evaluación de contribución del mercado: indirecta.

El mercado puede condicionar el despacho inicial, pero el control técnico de tensión correspondía al OS mediante restricciones, redespachos y servicios de operación.

3. El OS tenía herramientas para modificar el programa si había restricciones técnicas

Texto original ENTSO-E, página 424:

“Technical Constraints can be identified because of […] insufficient reserve capacity to control voltages in the transmission network.”

Traducción:

“Las restricciones técnicas pueden identificarse por […] capacidad de reserva insuficiente para controlar las tensiones en la red de transporte.”

Interpretación:

Esto es clave. El informe dice que el procedimiento de restricciones técnicas permitía modificar los programas de energía si faltaba capacidad para controlar la tensión.

Es decir, la herramienta existía. El OS podía intervenir sobre el resultado del mercado mediante restricciones técnicas, redespachos o limitaciones.

Evaluación de contribución: media-alta.

No porque ENTSO-E diga que el OS ignoró una alarma clara, sino porque el informe muestra que la seguridad de tensión dependía de que esas herramientas fueran capaces de anticipar el riesgo. Y no lo hicieron.

4. Sí se programaron unidades térmicas para control de tensión

Texto original ENTSO-E, página 426:

“a total of 10 thermal units were initially scheduled as a result of the D-1 market and technical restrictions. These units were assessed as sufficient to provide the necessary voltage support.”

Traducción:

“un total de 10 unidades térmicas fueron inicialmente programadas como resultado del mercado diario y de las restricciones técnicas. Estas unidades fueron consideradas suficientes para proporcionar el soporte de tensión necesario.”

Interpretación:

Esto desmonta una lectura demasiado simple. No es correcto decir que “no se programó nada”. Sí se programaron unidades térmicas para soporte de tensión.

El problema es otro: se consideraron suficientes según los análisis disponibles, pero luego no lo fueron frente a la dinámica real del sistema.

Evaluación de contribución: media.

No parece una omisión total. Parece una insuficiencia de criterio, modelo o margen operativo.

5. En el sur se redespacharon unidades por decisión del TSO/OS

Texto original ENTSO-E, página 426:

“two additional thermal units were redispatched by the TSO, to support voltage variations…”

Traducción:

“dos unidades térmicas adicionales fueron redespachadas por el TSO para apoyar las variaciones de tensión…”

Interpretación:

Aquí la implicación del OS es directa. No hablamos del mercado. Hablamos del TSO/OS tomando decisiones técnicas para reforzar el control de tensión.

Pero el informe no dice que ese redespacho fuera incorrecto. Dice que se hizo conforme a los criterios técnicos y económicos del procedimiento aplicable.

Evaluación de contribución: media.

La actuación existió, pero el resultado final demuestra que no bastó.

6. La decisión delicada: no mantener Thermal Unit 5 entre las 9:00 y las 16:45

Texto original ENTSO-E, página 427:

“a re-evaluation performed close to 9:00 concluded that the dispatching programme from 09:00 to 16:45 was safe and efficient without extending the dispatch order of Thermal 5.”

Traducción:

“una reevaluación realizada cerca de las 9:00 concluyó que el programa de despacho de 09:00 a 16:45 era seguro y eficiente sin extender la orden de despacho de Thermal 5.”

Interpretación:

Este punto es importante. El OS reevaluó el sistema y decidió que no hacía falta mantener esa unidad adicional entre las 9:00 y las 16:45.

A posteriori, esta decisión queda bajo la lupa. No porque ENTSO-E diga que fue una negligencia, sino porque el sistema acabó necesitando más capacidad dinámica de control de tensión y amortiguamiento de la que estaba disponible en el momento crítico.

Evaluación de contribución: media-alta.

No es “pulsaron mal un botón”. Es más serio: el análisis disponible llevó a una decisión que después se reveló insuficiente.

7. Ningún análisis de seguridad detectó la cascada de sobretensión

Texto original ENTSO-E, página 426:

“none of security assessments performed by the SO detected the risk of the cascading overvoltage that occurred after 12:30.”

Traducción:

“ninguna de las evaluaciones de seguridad realizadas por el Operador del Sistema detectó el riesgo de la cascada de sobretensión que ocurrió después de las 12:30.”

Interpretación:

Esta es probablemente una de las frases más importantes del informe.

El OS hizo evaluaciones. Esas evaluaciones no detectaron el riesgo. ENTSO-E añade que el problema era imprevisible con el análisis de seguridad aplicado.

Eso no exonera completamente al sistema operativo, pero cambia el tipo de crítica. No estamos ante una alarma clara que alguien ignoró. Estamos ante un modelo de análisis que no capturó bien una cascada dinámica de tensión.

Evaluación de contribución: alta como debilidad del sistema operativo.

No es fallo humano puntual. Es fallo de anticipación, modelado, herramientas y márgenes.

8. Las reactancias shunt funcionaban de forma manual

Texto original ENTSO-E, página 23:

“Shunt reactors operated manually – requiring decision-making and processing time.”

Traducción:

“Las reactancias shunt se operaban manualmente, requiriendo tiempo de decisión y procesamiento.”

Interpretación:

Las reactancias shunt sirven para absorber energía reactiva y ayudar a bajar tensiones. Si están automatizadas o bien coordinadas, pueden responder más rápido. Si dependen de maniobras manuales, necesitan tiempo.

Y el apagón no esperó. La rampa final de tensión fue demasiado rápida.

Evaluación de contribución: alta como factor habilitante.

No fue la causa única, pero sí una debilidad importante. En una red con rampas rápidas de tensión, depender de decisiones manuales reduce mucho la capacidad de reacción.

9. Las reactancias no se reconectaron a tiempo

Texto original ENTSO-E, página 23:

“Shunt reactors were not re-connected.”

Traducción:

“Las reactancias shunt no fueron reconectadas.”

Interpretación:

El informe sitúa esta cuestión dentro del árbol causal. Había equipos que podían ayudar a absorber reactiva, pero no estaban conectados en el momento crítico.

Ahora bien, hay que ser justos: antes se habían desconectado reactancias para responder a episodios de baja tensión asociados a oscilaciones. Es decir, el sistema primero tuvo problemas de oscilación y riesgo de subtensión, y después se fue hacia la sobretensión.

Evaluación de contribución: alta.

No como error simple, sino como consecuencia de una operación muy tensionada: se actuó contra un problema y se redujo margen frente al problema contrario.

10. Las maniobras contra las oscilaciones fueron razonables, pero tuvieron efecto lateral

Texto original ENTSO-E, página 428:

“Actions associated with the oscillation […] reduction of ES → FR exchange; […] closing six circuits; switching off four REAs.”

Traducción:

“Acciones asociadas a la oscilación […] reducción del intercambio España → Francia; cierre de seis circuitos; desconexión de cuatro reactancias.”

Interpretación:

A las 12:03 aparece una oscilación de 0,6 Hz con variaciones de tensión superiores a 30 kV. Para contenerla se redujo el intercambio España-Francia, se cerraron circuitos y se desconectaron reactancias.

Esas maniobras tenían sentido para combatir la oscilación y la posible subtensión. Pero también cambiaron la red. Al cerrar líneas y retirar absorción reactiva, el sistema quedó con menos margen frente a una subida rápida de tensión posterior.

Evaluación de contribución: media.

No fue una mala maniobra evidente. Fue una maniobra defensiva con efectos secundarios.

11. La tensión estaba dentro de límites a las 12:30

Texto original ENTSO-E, página 428:

“12:30: Voltage within allowed limits.”

Traducción:

“12:30: tensión dentro de los límites permitidos.”

Interpretación:

Este punto ayuda a entender por qué no hubo una actuación más agresiva antes del colapso. A las 12:30 la tensión estaba dentro de límites. El problema fue que dos minutos después se produjo una subida muy rápida.

Aquí aparece la diferencia entre estar “dentro de rango” y estar “con margen real”.

Evaluación de contribución: media.

El sistema podía parecer admisible según límites estáticos, pero estaba con poca holgura dinámica.

12. Entonces, ¿por qué no hubo curtailment ese día?

Si por “curtailment” entendemos limitar o recortar generación renovable de forma preventiva, el informe no dice que hubiera una señal clara previa que obligara a hacerlo.

La respuesta, ciñéndonos a ENTSO-E, sería esta:

No hubo curtailment preventivo porque los análisis de seguridad aplicados por el OS no detectaron la cascada de sobretensión, porque a las 12:30 la tensión seguía dentro de límites permitidos y porque el problema final se desarrolló demasiado rápido.

Pero hay un matiz importante.

Texto original ENTSO-E, página 24:

“there was no limitation on ramping for generators with fixed power factor.”

Traducción:

“no había limitación de rampas para generadores con factor de potencia fijo.”

Interpretación:

Esto no es exactamente curtailment. No significa necesariamente “había que apagar renovables”. Significa que, en plantas que operaban con factor de potencia fijo, una reducción rápida de potencia activa podía arrastrar también una reducción de absorción o aportación reactiva, contribuyendo a una rampa de tensión.

El problema no era solo cuántos megavatios renovables había, sino cómo variaban y cómo respondían en reactiva.

Evaluación de contribución: media-alta.

La ausencia de limitación de rampas en ciertos generadores con factor de potencia fijo aparece en el árbol causal. Pero ENTSO-E no lo formula como “faltó curtailment masivo”. Lo formula como falta de control dinámico adecuado de la respuesta de los generadores.

13. El problema no era simplemente “había mucha renovable”

Texto original ENTSO-E, página 24:

“the RES power plants followed a fixed power factor.”

Traducción:

“las plantas de energías renovables seguían un factor de potencia fijo.”

Interpretación:

Esto es muy importante para no caer en el titular fácil.

El problema no fue “renovables sí o renovables no”. El problema fue que parte de la generación renovable no respondía dinámicamente a las necesidades de tensión de la red, sino que funcionaba con consignas que no ayudaban a corregir la sobretensión.

Dicho de forma sencilla:

No falló la renovable por ser renovable. Falló la forma en que parte de esa generación estaba integrada en el control de tensión.

Evaluación de contribución: media-alta.

Afecta al comportamiento global del sistema, pero dentro de una cadena multicausal.

14. El margen de tensión en 400 kV era muy estrecho

Texto original ENTSO-E, página 24:

“Spanish 400 kV grid is operated at a wider voltage range than in other EU countries.”

Traducción:

“La red española de 400 kV se opera con un rango de tensión más amplio que en otros países de la UE.”

Interpretación:

España permitía operar hasta 435 kV en la red de 400 kV. Esto podía ser admisible regulatoriamente, pero reducía el margen real frente a desconexiones por sobretensión.

La idea es sencilla: puedes estar dentro del límite, pero demasiado cerca del borde.

Evaluación de contribución: alta como condición estructural.

No es una maniobra del último minuto. Es una característica del marco operativo español.

15. La defensa del sistema no estaba diseñada para cortar esta cascada

Texto original ENTSO-E, página 24:

“the system entered an operating point where, by design, its defence plan was unable to interrupt the cascade of overvoltage disconnections.”

Traducción:

“el sistema entró en un punto de operación en el que, por diseño, su plan de defensa no era capaz de interrumpir la cascada de desconexiones por sobretensión.”

Interpretación:

El sistema de defensa no estaba pensado para este tipo concreto de colapso. El deslastre por baja frecuencia puede ayudar cuando falta generación y cae la frecuencia. Pero aquí el problema central fue una cascada de sobretensión y desconexión de generación.

Evaluación de contribución: alta como límite de diseño.

No es que el plan de defensa “no funcionara”; es que no estaba diseñado para cortar esa secuencia concreta.

Valoración final

No fue un apagón causado solo por el mercado, ni solo por las renovables, ni solo por REE. Fue un fallo de encaje entre mercado, regulación, control de tensión y física real de la red. Pero la responsabilidad técnica de comprobar ese encaje correspondía al Operador del Sistema.