El operador del sistema eléctrico nacional, Red Eléctrica, dijo que en las últimas dos semanas se produjeron «variaciones bruscas de tensión en el sistema eléctrico peninsular español» por lo que solicitó cambios urgentes ante las autoridades competentes.
Las variaciones son «tales que pueden tener impacto en la seguridad del suministro si no son implementados los cambios propuestos», añadió.
Ante los eventos, Red Eléctrica presentó una propuesta de resolución para que se introduzcan «medidas urgentes para la estabilización de la tensión en el sistema eléctrico peninsular español», y el 8 de octubre, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) sometió el documento a audiencia pública hasta el 15 de octubre.
Como medida inmediata, Red Eléctrica también dio instrucciones internas a los centros de control de parques eólicos y solares para ralentizar la velocidad a la que suben o bajan su producción, informó la prensa especializada en el sector.
«La aparición de variaciones rápidas de tensión en los últimos días, en periodos de bajas demandas, alto recurso solar y observancia de una respuesta lenta de la generación que tiene un control continuo de la tensión hace necesario que se tomen medidas con carácter de urgencia», dice la propuesta publicada por la Comisión.
Como estas variaciones surgen con rapidez, «aun estando siempre las tensiones dentro de los márgenes establecidos, potencialmente pueden desencadenar desconexiones de demanda y/o generación que terminen desestabilizando el sistema eléctrico».
La Comisión dijo esta semana que evaluó lo manifestado por Red Eléctrica con los responsables de Iberdrola, Endesa, Naturgy, REE, OMIE, UNEF y APPA, y que las medidas que se adopten –que serán consideradas excepcionales y temporales– se publicarán en el Boletín Oficial del Estado.
¿Qué sucede?
En la propuesta, Red Eléctrica (REE) relaciona las variaciones de tensión con «cambios bruscos de programa, en particular, de la generación renovable, así como con el tiempo de respuesta de la generación proveedora de control dinámico de tensión».
REE sugiere que «la evolución que ha tenido el sistema en los últimos años ha provocado que ahora comiencen a aparecer estas dinámicas», que suceden por los siguientes factores:
El primero, es «el crecimiento significativo de instalaciones conectadas mediante electrónica de potencia», es decir, las instalaciones que se conectan a la red a través de inversores o convertidores, no directamente como lo hace una central térmica o una central hidráulica síncrona.
En este grupo están por ejemplo: la energía fotovoltaica; la eólica moderna; las baterías que almacenan energía, las líneas o cables en corriente continua de alta tensión que van en forma submarina o enterrados, y que mueven mucha energía.
REE dice que estas instalaciones están concentradas en determinados puntos de este y «pueden modificar su potencia en muy pocos segundos» lo que puede desestabilizar la red.
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El segundo factor es «la participación activa de estas tecnologías en los diferentes segmentos de mercado hace que se incremente la probabilidad de que se produzcan variaciones de su producción cada vez mayores».
El tercero es que «estas tecnologías no regulan la tensión de manera continua».
En cuarto lugar, hace notar que se ha producido un fuerte crecimiento de las instalaciones de pequeña potencia conectadas en tensiones bajas, buena parte de ellas asociadas al autoconsumo, donde REE «no tiene observabilidad de estas instalaciones, por lo que no puede anticipar su comportamiento».
A ello se agrega que una parte de los grupos conectados, que sí tienen control continuo de tensión, no disponen de la rapidez de respuesta que el sistema eléctrico español precisa ante las dinámicas de variación de los parámetros que se están registrando en los últimos días.
En quinto lugar sostiene que «el aumento del autoconsumo» eléctrico «ha provocado que la demanda neta en transporte sea mucho menor cuando hay un elevado recurso solar».
«Esto hace que se descarguen las redes de transporte, llevando al sistema a un punto de funcionamiento donde variaciones de potencia activa tienen un impacto cada vez mayor en la variabilidad de las variables del sistema, la más importante, la tensión de la red».
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Parque eólicos y solares deben ralentizar la velocidad de producción
El 6 de octubre, la prensa especializada del sector dijo que Red Eléctrica, el operador del sistema en España, dio instrucciones internas a los centros de control de parques eólicos y solares para ralentizar la velocidad a la que suben o bajan su producción. La idea es de evitar cambios demasiado rápidos de tensión mientras se toman las medidas necesarias. Esta instrucción la hizo pública el Períódico de Energía el 6 de octubre.
Según la información adelantada, REE pidió limitar la velocidad en tiempos de hasta 15 minutos para los parques eólicos y solares afectados con la medida. Este ajuste no constituye una prohibición de renovables, sino una ralentización, legalmente permitida, en el paso de energía para que el sistema tenga margen de maniobra y la tensión a nivel de la península se mantenga estable.
¿Puede producirse un nuevo apagón?
El 9 de octubre, Red Eléctrica emitió en X una aclaración al público ante la publicación en la prensa de intervenir en cierta medida en las subidas y bajadas de energía eléctrica proporcionada por las empresas eólicas y solares.
«Ante las informaciones publicadas, lanzamos un mensaje de tranquilidad: desde Red Eléctrica no hemos hablado de riesgo de apagón ni inminente ni generalizado», indicó REE, añadiendo que «hemos observado recientemente variaciones de tensión que deben evitarse, pero que no han supuesto riesgo de suministro por haber estado dentro de los límites admisibles».
El suministro eléctrico se interrumpió en toda la península ibérica el 28 de abril pasado y a raíz del apagón generalizado, el Consejo de Seguridad Nuclear informó que las centrales nucleares notificaron un plan de emergencia que finalmente fue superado, sin embargo, después de más de 30 horas del incidente, el sistema eléctrico nacional aun no estaba 100 % restablecido, dejando a miles de viajeros varados por todo el país.
El director de operaciones del sistema de Red Eléctrica, Eduardo Prieto, explicó que en el momento del apagón, el 59 % de la electricidad española procedía de la energía solar.
La organización que agrupa a las principales empresas y actores del sector eléctrico en España, publicó el 23 de junio un análisis y sugirió que Red Eléctrica no activó la generación eléctrica convencional necesaria para garantizar la seguridad del sistema para evitar las fluctuaciones de tensión que desencadenaron el 28 de abril el masivo apagón en la península ibérica. Este ocurrió tras días de fuertes oscilaciones que podían ser evitadas, según la Asociación Española de la Industria Eléctrica (Aelec).
La generación eléctrica convencional incluye a la central térmica (carbón, fuel-gas, ciclo combinado), la central hidráulica con generador síncrono y la central nuclear.
La Audiencia Nacional de España inició en abril diligencias –aún vigentes– para investigar, en calidad de secreto, si el apagón en la red eléctrica española que afectó a toda la península el 28 y 29 de abril pudo ser un acto de sabotaje informático o terrorismo.
El gobierno publicó un informe de los supuestos hechos en junio, que fue cuestionado a continuación por Iberdola.
El 9 de octubre Red Eléctrica mencionó que propuso medidas concretas para «reducir estas dinámicas que han empezado a aparecer por la evolución que el sistema está experimentando», las que figuran en la propuesta de resolución que está analizando la comisión.
Cambios concretos que pide Red Eléctrica
Las medidas concretas que pide Red Eléctrica en su propuesta a la Comisión tendrían implicaciones en el proceso de programación, en las restricciones técnicas, en la regulación secundaria y en el control de tensión.
En cuanto a la programación, pide que se planifique el servicio del día siguiente antes de que empiece la jornada. Se da un poco más de margen para publicar el plan del día con las restricciones técnicas ya incorporadas, para resolver ajustes y no tener que hacer tantos «arreglos de urgencia» en tiempo real.
En su opinión, esto reduce maniobras bruscas y la necesidad de activar reservas de emergencia.
El operador reconoce que parte de los ajustes que hoy se hacen a última hora son por falta de reserva a subir y cree que estos se podrán resolver ya en el plan del día, no en tiempo real. Así hay menos desequilibrios durante la operación.
Para ello, «introduce la obligación para los grupos programados por este motivo de reservar toda su capacidad para ofrecerla en los mercados de balance, es decir, estas instalaciones no podrán reducir su reserva de potencia en los mercados intradiarios, en los periodos de programación en los que hayan sido redespachados y tengan establecida una limitación por seguridad».
También propone que «para simplificar el reequilibrio entre generación y demanda tras el plan del día, se excluye en esa fase a la energía que entra/sale por las interconexiones con Marruecos y Andorra».
Otra de las medidas es que «todas las instalaciones que pueden prestar el servicio de regulación (aunque ese día no lo estén ofreciendo) deberán seguir un perfil de rampas predefinido». Es decir, deberán tener la capacidad de acelerar y frenar con suavidad, para evitar escalones de potencia que muevan la tensión bruscamente.
Para el control de tensión, Red Eléctrica pidió más datos y un listón más alto a las empresas participantes, de modo que al menos el 90 % de las mediciones estén en cumplimiento (con mayor muestreo, p. ej., 60 muestras por periodo).
En este sentido se propone aumentar el muestreo (más puntos de medida por periodo) y se aclara cómo se evalúa el cumplimiento cuando la tensión sale de rango.
En resumen, más control y verificación para asegurarse de que las plantas ayudan de verdad a estabilizar la tensión, sin que esto implique por sí mismo un incremento de energía eléctrica convencional.
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España sigue aspirando a un 81 % de energía renovable en la generación eléctrica
Desde el apagón energético el 28 de abril, muchos se han volcado a apoyar a las energías convencionales, mas estables en una red eléctrica, y en particular, a la energía nuclear.
Incluso el Gobierno dijo en mayo que financiará la construcción de un reactor nuclear de fusión, con la con la idea de avanzar en la tecnología que muchos medios apodan el «sol artificial».
Sin embargo, la actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030 de España, que dice ser coherente con la reducción de emisiones adoptada a nivel europeo, exige:
48 % de renovables sobre el uso final de la energía (calefacción, transporte).
81 % de energía renovable en la generación eléctrica.
Red eléctrica informó el 16 de octubre que en el año 2025, se utilizó en promedio un 56 % de energía renovable y en el acumulado año móvil un 55,2 %. En octubre se bajó al 48,9 % y el 15 de octubre, a 38,4 %.
En el último año, se aumentó un 13 % el uso de la solar fotovoltaica, y un 10 % las otras renovables, pero se disminuyó un 14 % la eólica y un 7,5 % la solar térmica.
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