El informe final del apagón de los gestores europeos confirma que se debió a múltiples factores y recomienda mejorar la supervisión y coordinación

¿El informe se apoya en datos y métodos sólidos? 

“En términos generales, sí. Mi impresión inicial es que el informe se apoya en una base técnica amplia y en un enfoque metodológico adecuado para el análisis de una perturbación eléctrica de gran escala. Integra cronología operativa, registros del sistema, análisis dinámico, revisión del comportamiento de protecciones y evaluación de la respuesta de distintos elementos de red y generación. Además, me parece metodológicamente relevante que no busque una explicación única o simplificada, sino que plantee el incidente como el resultado de varios factores concurrentes. 

Dicho esto, conviene subrayar que el propio informe reconoce algunas limitaciones de información y la ausencia de determinados registros concretos. Por tanto, lo considero un documento técnicamente serio y útil, pero no una reconstrucción absolutamente cerrada en todos sus detalles”.   

¿Qué novedades aporta?

“A mi juicio, la principal novedad es que el informe avanza desde la mera descripción cronológica de lo sucedido hacia una interpretación causal más desarrollada. Es decir, no se limita a reconstruir la secuencia de eventos, sino que trata de explicar los mecanismos técnicos que intervinieron en el apagón y cómo fueron encadenándose. Me parece especialmente relevante que el informe sitúe el foco en la estabilidad de tensión, en la capacidad real de control de potencia reactiva y en la interacción entre distintos elementos del sistema, en lugar de reducir la explicación a una sola variable. También aporta una visión más detallada sobre el papel de las oscilaciones previas, las desconexiones sucesivas de generación y la coordinación entre red de transporte, distribución y distintas tecnologías de generación”.   

¿Qué datos destacaría? 

“Yo destacaría, sobre todo, cinco ideas principales. En primer lugar, que el informe no identifica una causa única, sino una combinación de factores técnicos que confluyen en un episodio de gran complejidad. En segundo lugar, que una parte central de la explicación se desplaza hacia el comportamiento de la tensión y hacia la capacidad del sistema para sostenerse ante perturbaciones rápidas, más que hacia interpretaciones simplificadas basadas exclusivamente en la inercia. 

En tercer lugar, que el informe señala la importancia del margen efectivo de potencia reactiva y del control de tensión como elementos clave para contener situaciones de este tipo. En cuarto lugar, que analiza la secuencia de desconexiones de generación y cómo estas contribuyeron a agravar la evolución del incidente. Y, en quinto lugar, que pone de relieve que en sistemas eléctricos cada vez más complejos y con mayor presencia de recursos conectados mediante electrónica de potencia, la supervisión, la coordinación y los requisitos técnicos adquieren una importancia creciente”.   

¿Hay limitaciones importantes que haya que tener en cuenta? 

“Sí, y creo que es importante destacarlas para evitar interpretaciones exageradas. La primera es que el propio informe reconoce que no todos los registros estaban disponibles con el mismo nivel de detalle, por lo que algunas conclusiones deben leerse con la prudencia que corresponde a una investigación de esta naturaleza. La segunda es que no debería utilizarse este documento como si fuera una atribución simple de responsabilidades o una resolución definitiva sobre un único agente. Se trata de un análisis técnico de un evento muy complejo, no de una lectura jurídica o sancionadora. La tercera es que tampoco conviene convertir el informe en una prueba a favor de explicaciones monocausales, ya sea para responsabilizar a una tecnología concreta o para negar los desafíos técnicos que plantea la transformación del sistema eléctrico. El valor del informe está precisamente en mostrar que el incidente fue sistémico y que exige una lectura técnica amplia".   

¿Qué recomendaciones prácticas podemos destacar en base a este informe? 

“Desde una primera lectura, yo destacaría varias recomendaciones prácticas. La primera sería seguir reforzando la capacidad de control de tensión del sistema y la disponibilidad efectiva de potencia reactiva, porque el informe apunta a que estos elementos fueron especialmente relevantes durante el incidente. La segunda sería revisar y afinar los criterios de protección y su coordinación, de forma que el sistema pueda responder con mayor robustez ante perturbaciones rápidas y complejas. La tercera sería mejorar la visibilidad operativa y la supervisión en tiempo real del comportamiento de los distintos recursos conectados, incluidos aquellos que tienen un papel creciente en el mix eléctrico actual. 

La cuarta sería continuar adaptando los requisitos técnicos y operativos del sistema a un contexto en el que la electrónica de potencia y la transformación del parque de generación tienen cada vez más peso. Y la quinta, quizá la más general, sería interpretar este informe como una oportunidad de aprendizaje técnico y de refuerzo de la resiliencia del sistema, más que como una base para lecturas simplificadas o excesivamente polarizadas.   

En conjunto, mi valoración inicial es que el informe de ENTSO-E aporta una base técnica valiosa para comprender mejor un incidente de gran complejidad. Me parece especialmente útil porque ayuda a orientar el debate hacia cuestiones de estabilidad, control, coordinación y adaptación del sistema eléctrico, que serán cada vez más relevantes en el futuro. Precisamente por eso, creo que conviene leerlo con rigor, con prudencia y evitando tanto las simplificaciones como las conclusiones demasiado categóricas”.  

Mis valoraciones se basan en el resumen ejecutivo (Management Summary) del Informe Final (Final Report) elaborado por el Panel Experto para la investigación de incidentes en la red eléctrica (clasificados como de severidad 2 y 3 según la metodología ICS (Incident Classification Scale) para ENTSO-E (Red Europea de Operadores de Sistemas Eléctricos). 

El resumen ejecutivo evaluado, si bien sintetiza los principales resultados y conclusiones elaboradas por los expertos, omite algunos detalles, que se esperan en el informe completo. Se trata, por lo tanto, de una valoración preliminar, a falta de un análisis más detallado del informe final completo. 

El informe final publicado por ENTSO-E se apoya en el informe fáctico u objetivo (factual report) elaborado por el mismo panel, y publicado por el mismo organismo, el 3 de octubre de 2025. Así, este informe se basa principalmente en los mismos datos que el informe fáctico, aunque añade algunos datos específicos que en el informe anterior no estaban disponibles. Además, incluye dos capítulos nuevos de gran relevancia. El nuevo capítulo 4 profundiza en el análisis realizado para identificar las causas del incidente. Por otro lado, el nuevo capítulo 9, presenta las conclusiones de la investigación y las recomendaciones del panel para evitar que vuelva a repetirse la situación. 

En términos generales, este informe pone de manifiesto que el incidente no responde a un fallo puntual ni a una sola causa, sino que señala un problema estructural en la provisión y control de servicios auxiliares, especialmente la regulación de tensión, en un sistema con creciente penetración de generación basada en convertidores. Se observa que los mecanismos técnicos y económicos existentes han perdido alineación con las necesidades reales del sistema. 

¿El informe se apoya en datos y métodos sólidos?  

El informe indica expresamente que el Panel de Expertos ha solicitado a los operadores de red afectados (TSO), así como a las distribuidoras (DSO) y otros agentes relevantes de la red (grandes generadores, grandes consumidores, fabricantes de inversores y propietarios de instalaciones de autoconsumo) todos los datos necesarios para realizar un análisis forense del incidente, incluyendo lecturas de equipos de medida, órdenes de disparo, registros de alarmas, etc. 

Sin embargo, algunos datos que podrían ser relevantes no se han podido conseguir, como, por ejemplo, los disparos de algunos generadores antes del apagón (la respuesta de los propietarios de las instalaciones es que no registran dichos eventos). Esto puede constituir una limitación a las conclusiones del informe. 

¿Qué novedades aporta? 

Si bien la descripción de los hechos y los datos mostrados no son significativamente nuevos, los capítulos añadidos son de gran interés. El nuevo capítulo 4 analiza con detalle los fenómenos observados y su impacto en el incidente, mientras que el capítulo 9 propone medidas y actuaciones orientadas a evitar o mitigar situaciones similares en el futuro. 

¿Qué resultados/datos destacaría? 

Creo que son muy significativas las conclusiones de los expertos sobre las causas del incidente, que pueden resumirse en los siguientes hechos: 

1. Los generadores (síncronos) encargados de dar soporte de tensión al sistema no operaban según se esperaba. El informe señala que varios generadores no alcanzaron la referencia de potencia reactiva en al menos el 75 % de las muestras horarias, que es la regla de cumplimiento. Sin embargo, no se aclara el motivo de esta situación. 
2. Las plantas de generación renovable operaban con factor de potencia fijo. Por tanto, su intercambio de potencia reactiva estaba ligado a la potencia activa, quedando limitados así en su capacidad de participar de forma flexible en la regulación de tensión. Además, el marco de operación no imponía restricciones suficientes a la rapidez de cambio (rampas), lo que puede agravar transitorios y acoplamientos con la regulación de tensión. 
3. Los generadores de pequeña potencia conectados a las redes de distribución tenían una contribución efectiva al control global de tensión limitada, que resultó insuficiente y no coordinada con las necesidades del sistema. Es más, muchos de ellos se desconectaron súbitamente al activarse las protecciones de los inversores por sobretensión, aumentando drásticamente la demanda neta que debe ser cubierta por el resto del sistema. 
4. Ciertos dispositivos relevantes para el control de tensión, como las reactancias en derivación, requerían de actuación manual, lo que lleva asociados unos tiempos de decisión y operación incompatibles con las necesidades de control requeridas ante los incidentes ocurridos (eventos con componentes dinámicas significativamente más rápidas que los tiempos de respuesta manual). 
5. El rango admisible de tensiones en transporte (400 kV) en el sistema español es muy amplio (superior al de otros países del entorno). Esto permite operar con tensiones elevadas, lo que reduce los márgenes operativos frente a sobretensiones.  
6. Se confirma la existencia de dos episodios de oscilación antes del apagón, uno forzado por generadores basados en inversores de potencia (0,63 Hz), y otro natural inter-área (0,2 Hz), que son indicativas de una debilidad dinámica en el sistema. No está clara su implicación exacta en el incidente, pero el panel apunta que algunos generadores no contaban con, o no tenían adecuadamente ajustados, los sistemas que podrían haberlas amortiguado (PSS: Power System Stabilizer, Estabilizador de Sistema de Potencia).  
7. El sistema entró en una condición operativa en la que, si bien los planes de contingencia actuaron en tiempo y forma, ya no era posible evitar el colapso del sistema. 
8. Aunque el plan de reposición del sistema fue efectivo, los expertos identifican ciertos problemas asociados con el arranque de determinadas unidades de generación y el mantenimiento estable de algunas áreas eléctricas. Uno de los principales problemas identificados es la ausencia de información y capacidad de gestión de los generadores conectados a la red de distribución. 

De lo observado anteriormente, puede concluirse que: 

1. Aunque no se aclara por qué algunos generadores no estaban dando el soporte requerido de potencia reactiva para la regulación de tensión, los investigadores recalcan que, el marco regulatorio vigente en el momento del incidente no contemplaba penalizaciones por incumplimiento del soporte de potencia reactiva, lo que es indicativo de una debilidad estructural del citado marco. Además, el protocolo tampoco fijaba especificaciones dinámicas, es decir, de velocidad de respuesta. En otras palabras, el informe identifica que el sistema no internaliza el valor de la potencia reactiva ni del control dinámico. En el contexto actual del sistema eléctrico, esta desalineación con las necesidades reales del sistema reduce la robustez del control de tensión y aumenta los riesgos de inestabilidad. 
2. El informe apunta a fenómenos de inestabilidad asociados a los convertidores de potencia. Si bien no se indica que fueran la causa única del incidente, sí se ha observado que esos fenómenos interactuaron con otros equipos de generación del área, revelando limitaciones en el diseño y coordinación del control dinámico del sistema. 
3. Las exigencias de operación de las instalaciones renovables y de los recursos distribuidos están tomando un papel cada vez más relevante, y su participación en la regulación global del sistema debe ser revisada con profundidad. 
4. La sucesión de eventos que tuvieron lugar condujo a una situación en la que, con los mecanismos de defensa disponibles, ya no fue posible evitar el colapso. Deben revisarse los planes de contingencia para evitar alcanzar situaciones críticas como la acontecida. 
5. El incidente evidencia que los esquemas tradicionales de control de tensión y servicios auxiliares muestran limitaciones importantes para sistemas eléctricos modernos dominados por generación basada en electrónica de potencia. 

¿Qué recomendaciones prácticas podemos hacer / destacar en base a este informe? 

Las recomendaciones y propuesta de medidas se incluyen en el informe completo, pero no están presentes en el resumen ejecutivo analizado. Sin embargo, a partir del análisis de los motivos principales del incidente señalados por los investigadores, destaca la necesidad de revisar y actualizar los procedimientos de operación correspondientes a la provisión del servicio de regulación de tensión, así como el rol de los generadores renovables en el sistema eléctrico. 

Si bien el incidente tuvo un origen multifactorial, el panel apunta a que el evento no fue una mera anomalía, sino una manifestación de las limitaciones estructurales del diseño actual del sistema eléctrico. Sin embargo, con el análisis adecuado, puede adaptarse el marco operativo para satisfacer las nuevas necesidades de la red que están apareciendo por una mayor presencia de convertidores de potencia. 

Resumen 

El informe del panel de expertos de ENTSO-E concluye que el apagón no fue consecuencia de un fallo puntual, sino del resultado de múltiples factores que evidencian limitaciones estructurales del sistema eléctrico actual. En particular, se identifican deficiencias en la regulación de tensión, asociadas a un insuficiente aporte de potencia reactiva por parte de generadores convencionales, a la operación de plantas renovables con capacidad limitada de control, y a una baja coordinación de los recursos distribuidos. A ello se suma la existencia de fenómenos dinámicos mal amortiguados, incluyendo oscilaciones previas al incidente y posibles interacciones asociadas a convertidores de potencia. El informe también señala carencias en el marco regulatorio, que no incentivaba adecuadamente el soporte de tensión ni contemplaba requisitos dinámicos exigentes. Como resultado, el sistema alcanzó una condición operativa en la que, aun actuando correctamente los mecanismos de defensa, no fue posible evitar el colapso. En conjunto, el incidente pone de relieve la necesidad de adaptar el diseño y la operación del sistema eléctrico a un entorno con alta penetración de generación basada en electrónica de potencia.

¿El informe se apoya en datos y métodos sólidos?  

“El informe se basa en el método ICS (Incident Classification Scale), establecido por ENTSOE para, entre otros objetivos, analizar de forma sistemática las razones de incidentes que pueden producirse en la red eléctrica. En consecuencia, el incidente ocurrido en el sistema ibérico ha sido analizado por un panel de 49 expertos de acuerdo con este método. Los datos analizados han sido, principalmente, los requeridos tanto a los operadores de la red de transporte como de distribución”. 

¿Qué novedades aporta? 

“El informe coincide con el elaborado por Red Eléctrica en junio de 2025 en que el apagón fue producido por un problema de tensión, que llevo a una desconexión en cascada de varios generadores por el disparo de sus protecciones. Sin entrar en las causas que motivaron el incremento de tensión, el panel de ENTSOE señala la falta de efectividad del control de tensiones en el sistema eléctrico español como la clave por la que no se pudo evitar el apagón”.  

¿Qué resultados/datos destacaría? 

“El control de tensión en el sistema no funcionó por tres razones: 

• Algunos generadores convencionales con capacidad de realizar control dinámico de tensión no lo llevaron a cabo en los términos necesarios. 

• La generación renovable no realiza control de tensión. 

• El Operador del Sistema no tuvo tiempo de activar los elementos de compensación de activación manual, algunos de los cuales habían sido desactivados por una subtensión anterior. 

Asimismo, se señala un ajuste inadecuado de los valores de disparo de las protecciones por sobretensión. 

Respecto a la oscilación de frecuencia que se produjo a continuación, se destaca que, si bien la pérdida de generación dio lugar a un aumento de la frecuencia del sistema, la pérdida de sincronismo no se habría evitado, aunque la inercia en el sistema hubiera sido mayor, dada la rapidez con que se llegó a un punto de no retorno”.  

¿Qué recomendaciones prácticas podemos hacer / destacar en base a este informe? 

“Parece que el informe completo identifica una serie de recomendaciones en el capítulo 9, las cuales no se mencionan en el resumen proporcionado. Como ya señaló Red Eléctrica, una de las primeras acciones debería ser la revisión del procedimiento de operación de control de tensiones (P.O. 7.4)”. 

¿El informe se apoya en datos y métodos sólidos? 

"Sí, el informe ha recopilado todos los datos posibles y, los que no ha podido conseguir (porque no existen, se habían guardado o compartido), los han simulado con un modelo realista y también han analizado tecnologías similares a las existentes para identificar su respuesta y comportamiento. Esto hace que los resultados y conclusiones tengan una fuerte componente de datos y análisis de detalle".

¿Qué novedades aporta?

"Realmente no aporta ninguna novedad grande respecto los informes de octubre, donde se presentaron ya unos primeros análisis. Este refuerza el mensaje de que todo ocurrió porque fue un cumulo de problemas que llevó la red eléctrica al limite".

¿Qué datos destacarías?

"Las conclusiones relevantes serían que las EERR [energías renovables] no fueron las culpables, a pesar de que sí pueden dar más soporte si se les requiere por parte del operador; que un sistema con mayor inercia hubiera presentado el mismo problema; y que hubo problemas en la regulación de la tensión y reactiva. Las normativas deben actualizarse y una mayor coordinación entre los agentes activos de la red eléctrica debe tener lugar (además de alinear la respuesta de las protecciones); la red eléctrica es un sistema fiable y seguro según los parámetros y los modelos realizados (planificación y operación); y que los procedimientos implementados fueron los establecidos".

¿Qué recomendaciones prácticas podemos hacer en base a este informe?

"Uno de los puntos críticos es la coordinación de las protecciones, el control de las energías renovables de baja potencia (por debajo de 1MW), y la necesidad de actualizar de manera dinámica la regulación de tensión.

Además, se refuerza el hecho de que se puede operar con altos niveles de renovables pero que la regulación y quien provee servicios auxiliares y soporte a la red debe ampliarse a toda la generación sea del tipo que sea".