A casi dos meses del apagón el sector ya cuenta con tres informes técnicos que ofrecen perspectivas coincidentes en aspectos generales, pero presentan diferencias significativas en las causas del incidente y en la evaluación técnica y operativa de las decisiones tomadas previamente.
Esta semana inició con la presentación del documento técnico independiente presentado por AELEC, elaborado junto a Compass Lexecon e INESC TEC, el cual concluye que la causa principal del apagón fue la insuficiencia de generación convencional disponible, especialmente en el sur de la península, lo que dejó al sistema sin capacidad de control dinámico de tensión.
Además, señala que las maniobras operativas realizadas por REE en los minutos previos al incidente —incluida la reconexión de líneas y cambios en la interconexión con Francia— agravaron una situación ya comprometida.
También destaca la existencia de fluctuaciones anómalas en los días previos y plantea que el sistema operaba de forma estructuralmente inestable por una planificación operativa que no cumplía con los requisitos del Procedimiento Operativo 3.2.
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Comparaciones claves
En primer lugar, sobre la “generación convencional insuficiente” ese día, los informes de AELEC y del Comité 28-A [Ver informe] coinciden claramente: la generación térmica disponible para controlar dinámicamente la tensión fue la más baja del año, situación que generó una vulnerabilidad crítica del sistema.
Esto, sostienen ambos documentos, contrasta con las obligaciones normativas establecidas en el Procedimiento Operativo 7.4 y 3.2, que asignan al operador del sistema, Red Eléctrica de España, la responsabilidad de garantizar recursos suficientes.
Por su parte, REE [Ver informe] afirma en su informe que las condiciones operativas iniciales fueron “normales”, y argumenta que la generación disponible cumplía los requerimientos mínimos para una operación estable según su evaluación técnica del momento.
Otra divergencia fundamental está en la evaluación de las maniobras operativas llevadas a cabo minutos antes del apagón. AELEC y el Comité 28-A coinciden en señalar críticamente la reconexión de líneas eléctricas previamente desconectadas, algunas durante varios días, afirmando que estas maniobras generaron un “incremento inmediato y significativo” de la tensión, exacerbando la situación. El informe del Comité 28-A subraya que estas decisiones agravaron directamente la inestabilidad del sistema.
Sin embargo, desde la perspectiva de REE, estas maniobras fueron necesarias para intentar controlar oscilaciones críticas identificadas pocos minutos antes del apagón.
Según el operador del sistema, aunque esas acciones incrementaron temporalmente la tensión, eran “imprescindibles y normativamente justificadas” según sus protocolos operativos vigentes.
La gestión de las oscilaciones en la interconexión internacional también presenta discrepancias importantes.
Mientras REE sostiene que el cambio operativo realizado en la interconexión con Francia (paso al modo de potencia DC constante) fue una respuesta necesaria a las oscilaciones observadas, el Comité del Gobierno remarca que dicho cambio pudo haber agravado la situación al no haber revertido rápidamente al modo original, como ocurrió en días previos ante situaciones similares.
AELEC coincide parcialmente con esta crítica, sugiriendo que dicha decisión operativa merece un análisis más exhaustivo.
Respecto a las fluctuaciones previas, existe consenso técnico en los tres informes sobre su gravedad e importancia como señal de alarma previa al incidente.
Todos coinciden en que se registraron “numerosos eventos significativos de tensión alta” desde al menos diez días antes del apagón. Sin embargo, REE insiste en que, pese a estos episodios, “las condiciones generales del sistema eran aceptables dentro de la normativa”.
En síntesis, las diferencias fundamentales entre los tres informes no radican en los hechos técnicos básicos—sobre los cuales existe amplio consenso—sino en la interpretación operativa de esos hechos y en las decisiones técnicas tomadas o no tomadas por el operador del sistema.
Las normativas vigentes, especialmente los Procedimientos Operativos 3.2 y 7.4 y el Real Decreto 413/2014, resultan cruciales para evaluar estas discrepancias desde un punto de vista estrictamente técnico y profesional.
El P.O. 3.2 establece la responsabilidad del operador del sistema de programar la generación necesaria para garantizar la seguridad y estabilidad del sistema, incluso mediante la aplicación de restricciones técnicas.
Por su parte, el P.O. 7.4 define los requisitos de capacidad de control de tensión, asignando a la generación convencional la función de aportar regulación dinámica, algo que las renovables, por su diseño actual, no pueden asegurar.
Finalmente, el RD 413/2014 regula las condiciones de conexión y operación de las instalaciones renovables, estableciendo límites a su capacidad de respuesta ante perturbaciones.
Estos marcos normativos permiten interpretar técnicamente si las decisiones operativas adoptadas antes y durante el apagón fueron coherentes con las exigencias regulatorias en materia de seguridad del suministro.
El análisis objetivo y riguroso de estas diferencias es esencial para mejorar los protocolos y evitar futuros eventos similares. Independientemente de las conclusiones judiciales futuras, queda claro que las lecciones técnicas y operativas extraídas del apagón del 28 de abril deberán ser incorporadas con urgencia en la gestión del sistema eléctrico español.
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