La AIE sitúa la gestión de la interconexión con Francia por parte de REE como elemento central en el apagón del 28-A

Lo incluye como pieza clave en el capítulo “La gestión de la tensión es cada vez más importante para la estabilidad del sistema eléctrico” de su informe Electricity 2026, donde reconstruye el colapso como un ejemplo sobre cómo decisiones de operación estándar pueden empujar a un sistema ya tenso hacia el límite.

La AIE sitúa el principio del apagón en “la media hora previa al incidente”, cuando se produjeron las dos oscilaciones ya descritas en los informes técnicos: la interárea que recorrió el sistema europeo y la ligada a la gran planta fotovoltaica de Núñez de Balboa, en Badajoz.

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Si bien recuerda que el origen del colapso es "multifactorial" -alta volatilidad de tensión, absorción reactiva limitada, fuertes oscilaciones de potencia y desconexiones rápidas-, los expertos apuntan a las maniobras aplicadas por Red Eléctrica, en coordinación con el operador francés, como un arma de doble filo.

“Los operadores del sistema aplicaron una serie de medidas estándar de mitigación, incluyendo la reducción de los flujos de exportación desde España hacia Francia y Portugal y la reconfiguración de líneas internas de transmisión”, dicen.

Aunque estas maniobras “lograron amortiguar las oscilaciones, también incrementaron la tensión en el sistema eléctrico ibérico y redujeron la absorción reactiva”, reconocen desde la asociación vinculada a la OCDE.

A partir de ahí, el relato de la AIE describe un cero nacional desencadenado. “La desconexión de generadores provocó que el nivel de tensión en varios nodos aumentara aún más, superando el límite operativo de 435 kV”, añade el informe.

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Ese sobrevoltaje “desencadenó una reacción en cadena de pérdidas de generación y un descenso de la frecuencia en los sistemas eléctricos de España y Portugal”. El colapso, concluye, se produjo “en cuestión de segundos”, dejando a la península en “un apagón total de alta tensión”.

El análisis pone así atención especial al papel de la gestión del intercambio eléctrico con Francia dentro de la secuencia que llevó al colapso.

Un énfasis ausente en el primer informe que la AIE publicó en noviembre, centrando el foco en las desconexiones de generadores.

Entonces destacó que el incidente se desencadenó por “una rápida sucesión de fallos técnicos”, destacando la desconexión errónea de generadores, "a pesar de que los niveles de tensión aún no habían superado los umbrales establecidos".

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Aquella versión señaló la importancia de la calidad operativa de la red y la adecuada gestión de todos los elementos conectados, pero no mencionó específicamente el efecto de las maniobras sobre la interconexión con Francia.

En su nuevo informe, la agencia no entra a repartir culpas, pero sí eleva de categoría el mensaje de fondo: en los sistemas eléctricos actuales, la gestión de la tensión y de los flujos entre zonas se ha convertido en un elemento decisivo para la seguridad de suministro, al mismo nivel que la potencia instalada.

De hecho, coloca junto al caso español el apagón de Macedonia del Norte del 18 de mayo de 2025, donde el operador Mepso atribuye los altos niveles de tensión a la combinación de “bajo consumo de electricidad y tránsito transfronterizo” a través de sus interconexiones.

Allí, la situación de flujos entre sistemas vecinos, en un contexto de poca demanda local, se señala como causa probable de la sobretensión que acabó disparando transformadores y dejando sin suministro al 79% de la carga.

Choque en España

Mientras tanto, la batalla del relato dentro de España sigue abierta. La gestión de la interconexión con Francia se ha convertido en uno de los principales focos de debate, con las grandes eléctricas señalando su influencia en el apagón.

“Debilitó la respuesta de sobretensión que había en España. REE dice que no tuvo importancia, pero no estamos de acuerdo, porque cambió justo en el mismo momento que se produjo el disparo de todas las plantas”, explicó Aelec -la patronal que representa a Iberdrola y Endesa- en la presentación de su análisis del apagón.

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Según la patronal, “cuando el sistema peninsular necesitaba importar electricidad de Francia, se puso a exportar en continua. Si no hubiera tomado esa decisión, es difícil calcular qué hubiera ocurrido, porque no disponemos de esos datos en tiempo real, que sí tienen REE y el operador del sistema francés, REN”, criticó entonces.

Por contra, Red Eléctrica ha apuntado como causas principales del apagón a la oscilación ligada a la planta fotovoltaica de Badajoz, al comportamiento de las centrales convencionales que no absorbieron la potencia reactiva comprometida y a las desconexiones indebidas de plantas renovables.

Sobre la interconexión con Francia, REE ha defendido que los cambios de modo y la reducción de exportaciones formaron parte de un protocolo acordado con el TSO francés para amortiguar las oscilaciones, y que, “desde el punto de vista de la potencia activa, fueron actuaciones correctas”.

La asociación europea Entsoe‑E, en su examen inicial, subraya que el factor central del colapso fue la incapacidad de controlar la magnitud de la tensión en el sur de España, en una secuencia donde también señala el papel relevante de las maniobras de intercambio con Francia y la configuración de la red peninsular.

Los operadores al cargo de la investigación europea también apuntan a la gestión de tensiones y de las desconexiones indebidas.

Aunque los distintos informes ofrecen una radiografía detallada de los elementos que contribuyeron al apagón, todavía no hay un responsable oficial. Queda pendiente lo que diga la CNMC, que prevé imponer sanciones, aunque sin publicar un informe.

El informe final de Entsoe‑E será, sin duda, clave en esta batalla de interpretaciones sobre el 28‑A y su impacto en la gestión de la red eléctrica ibérica. Aunque el veredicto final lo hará la justicia.