Los informes técnicos publicados por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) y por Red Eléctrica de España (REE) tras 50 días luego del apagón del 28 de abril presentan una estructura coincidente en los hallazgos fundamentales, pero difieren en los criterios técnicos de interpretación, la delimitación temporal de los hechos críticos y el reparto implícito de responsabilidades operativas.
Ambos documentos ratifican que el sistema eléctrico peninsular colapsó a las 12:33:30 por un fenómeno de sobretensión incontrolada y desconexiones en cascada, pero discrepan sobre cuándo comenzó la inestabilidad y cómo se interpretan las desconexiones anticipadas y el papel de la generación habilitada para control de tensión.
Criterios temporales: ¿fallo acumulativo o evento súbito?
El informe del Comité 28-A, presentado el 17 de junio por la ministra Sara Aagesen, sitúa la génesis de la crisis en eventos de inestabilidad detectados ya desde el 22 de abril, con sobretensiones, subtensiones y oscilaciones previas que, según el texto, debilitaron la resiliencia del sistema. El día 28, la tensión mostró signos de estrés desde las 9:00, y a las 10:30 ya se observaban oscilaciones relevantes.
En cambio, el informe de REE, publicado el 18 de junio en cumplimiento del Procedimiento de Operación 9 (P.O.9), reduce la ventana de análisis a partir de las 12:00 del 28 de abril, descartando los eventos anteriores como “habituales en operación en tiempo real” y sin “relevancia causal” en el colapso. Esta delimitación excluye del análisis operativo más de tres horas de tensiones anómalas referidas por el Comité.
Desconexiones anticipadas: diagnóstico coincidente, énfasis divergente
Ambos informes identifican que varias centrales de generación se desconectaron antes de superar los límites de tensión regulados. Aagesen afirmó que “algunas de las desconexiones se activaron sin justificación técnica”, una interpretación que el informe del Comité vincula con el agravamiento del fenómeno de sobretensión y la desconexión en cascada.
REE coincide en el diagnóstico y es explícito al detallar que la desconexión se produjo por disparos incorrectos de plantas generadoras, sin que se alcanzaran los rangos de tensión establecidos por el P.O.1.1 y la Orden TED/749/2020. También identifica dos oscilaciones forzadas causadas por posibles anomalías internas de algunas centrales, y tres eventos de pérdidas de generación por disparo erróneo.
Control de tensión: incumplimiento del P.O.7.4
En ambos textos se señala un incumplimiento del Procedimiento de Operación 7.4, que establece la obligación de ciertas instalaciones de regular tensión de forma dinámica. Según el Comité, algunas plantas programadas por restricciones técnicas no respondieron a las consignas, e incluso una inyectó energía reactiva cuando debía absorberla, aumentando la tensión.
REE detalla que la generación sujeta al P.O.7.4 no absorbió la reactiva como debía, y subraya que sus cálculos de restricciones técnicas se hicieron “considerando que todos los grupos cumplen con la normativa”, trasladando la responsabilidad del fallo a los proveedores del servicio.
Disponibilidad operativa: una omisión crítica
El informe del MITECO señala que, de las 10 unidades programadas para control dinámico de tensión (3 nucleares y 7 ciclos combinados), una fue declarada indisponible el 27 de abril por una avería y no fue sustituida, lo que redujo la capacidad crítica en un momento clave. Esta omisión operativa no es mencionada por REE en su documento, que considera que los grupos activos proporcionaban suficiente inercia, capacidad de control de flujos y soporte de tensión.
Inercia y frecuencia: un punto de consenso
Ambos informes coinciden en que la causa del colapso no fue un problema de frecuencia ni de inercia, sino un desequilibrio severo en el balance de potencia reactiva. REE aclara que ese día, gracias a las restricciones técnicas, el sistema tenía una inercia superior a la recomendación de ENTSO-E, lo cual excluye un fallo por dinámica de frecuencia.
Rol de la interconexión: medida eficaz según el OS
REE destaca la eficacia de la estrategia con el enlace HVDC Santa Llogaia-Baixas, que pasó a modo de potencia fija según el protocolo con el operador francés RTE, una medida que amortiguó oscilaciones sin implicar pérdida de apoyo europeo. Esta operación técnica no es detallada en el informe del MITECO, que sí remarca la necesidad estructural de reforzar la interconexión con Francia.
Defensa del sistema y redes de evacuación
Los sistemas de defensa se activaron como previsto, aunque REE advierte que no están diseñados para aislar incidentes de esta magnitud. Además, recomienda revisar los ajustes de protección por sobretensión en las redes de evacuación para evitar disparos incorrectos. Estos aspectos no son abordados en detalle por el informe ministerial.
Recomendaciones: diferencias de enfoque
El Comité propone acciones regulatorias orientadas a reforzar la supervisión técnica, aplicar el P.O.7.4, acelerar el despliegue de almacenamiento y demand response, y mejorar la gobernanza del sistema. El documento será trasladado a la CNMC y otros entes sancionadores, lo que podría abrir una vía de judicialización de responsabilidades técnicas.
REE formula 15 recomendaciones operativas, entre ellas:
- Creación de un servicio universal de control dinámico de tensión.
- Revisión de ajustes de disparo por sobretensión.
- Ampliación de la observabilidad del sistema eléctrico.
- Mecanismos para mitigar fluctuaciones bruscas de energía.
La publicación de los dos informes revela una coincidencia técnica en los factores críticos, pero también una clara divergencia metodológica, discursiva y de interpretación operativa.
El Comité 28-A adopta una visión más amplia y preventiva, mientras que Red Eléctrica defiende la corrección de sus procedimientos y desplaza el foco hacia el incumplimiento normativo de ciertas instalaciones generadoras.
Ambas versiones serán ahora objeto de revisión por parte de la CNMC y podrían motivar reformas técnicas y normativas con impacto directo sobre el mercado, los generadores y el propio operador del sistema.
Reacciones del sector ante los informes del MITECO y Red Eléctrica
La publicación simultánea de los informes del Gobierno y del Operador del Sistema ha desatado un intenso debate técnico e institucional. Alejandro Diego Rosell, académico del sector energético, sintetiza la diferencia de enfoque en una frase: “Mismas causas, distintos culpables”.
Mientras el MITECO describe una falla sistémica —déficit de generadores síncronos, mala gestión de la tensión, disparos masivos de renovables y falta de datos en tiempo real—, REE atribuye el inicio a una oscilación forzada originada en una planta fotovoltaica en Badajoz, y señala incumplimientos normativos y configuraciones incorrectas en protecciones.
El cruce de acusaciones también llegó a los medios: Iberdrola tildó de “temeraria y negligente” la actuación de REE, luego de que REE, a través de su presidenta Beatriz Corredor y su directora técnica Concha Sánchez, hayan dicho a la prensa y en su informe que las eléctricas entregaron datos incompletos o confidenciales que obstaculizaron la investigación.
En el centro de la disputa está el cumplimiento del P.O.7.4 y la activación de respaldo térmico ante alertas tempranas.
Desde el sector privado, el responsable de operaciones de Enerjoin España, Carlos Martín Graña, cuestiona la confidencialidad del informe ministerial y la ausencia de responsables con nombre y apellido.
Considera que el exceso de autoconsumo sin control, la red sobremallada y la lentitud regulatoria para habilitar soluciones como el control de tensión con electrónica de potencia desde plantas solares contribuyeron a la fragilidad del sistema.
Las reacciones muestran un consenso técnico en torno al desequilibrio de tensión como núcleo del problema, pero revelan una fractura en torno a su anticipación, gestión y respuesta institucional.
Con la CNMC evaluando los informes y posibles sanciones en estudio, el debate se encamina a una etapa regulatoria y posiblemente judicial.
