"No ha existido riesgo de suministro en los últimos días, sino que se han observado algunas situaciones de variaciones bruscas de tensión en el sistema siempre dentro de los márgenes establecidos", explicaba Red Eléctrica en un comunicado extraordinario difundido a las 21.35 horas del miércoles, comunicado de respuesta al alarmismo que empezaba a cundir en ciertos cenáculos. "Desde el operador del sistema hemos actuado como siempre, proponiendo en los últimos días las medidas que consideramos necesarias para reforzar la robustez del sistema eléctrico. El objetivo de estas medidas concretas es reducir estas dinámicas que han empezado a aparecer por la evolución que el sistema está experimentando", añadía Red Eléctrica el jueves a las 13.38 horas en un post en su perfil de X.
La historia es tal que así
El miércoles, 8 de octubre, la CNMC envía al Consejo Consultivo de Electricidad la “Propuesta de resolución por la que se modifican temporalmente varios procedimientos de operación eléctricos para la introducción de medidas urgentes para la estabilización de la tensión en el sistema eléctrico peninsular español”. Ese mismo miércoles, en cumplimiento del trámite de información pública, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia publica en su página (cnmc.es) la citada "propuesta de resolución" pro modificación para que los sujetos formulen sus alegaciones en el plazo de 5 días hábiles (o sea, vía de urgencia). Y, del mismo modo, el mismo miércoles, la CNMC remite la propuesta de resolución a la Dirección General de Política Energética y Minas (Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico) para que aporte sus comentarios al respecto.
Red Eléctrica (REE) está obligada a presentar las propuestas necesarias para asegurar el buen funcionamiento del mercado mayorista de electricidad (artículo 5 de la Circular 3/2019). Y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) debe aprobar los procedimientos de operación (artículo 23 de la misma Circular).
En definitiva, que el operador (REE) solicita una serie de modificaciones en aras de "mitigar las variaciones bruscas de tensión" y en virtud de sus obligaciones naturales.
Red Eléctrica -explica la CNMC en su propuesta de Resolución- relaciona las variaciones bruscas 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 (esta generación estaría siendo demasiado lenta en responder, según REE, a esos cambios). Los generadores que deben proveer de control dinámico de tensión son las centrales nucleares (cuyas propietarias son Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP), las centrales hidroeléctricas (prácticamente el 100% de las mismas está en manos de las mismas compañías) y las centrales de ciclo combinado (26.000 megavatios en total, 18.500 de los cuales también son propiedad de los mismos agentes).
Las variaciones rápidas de tensión registradas en estas dos últimas semanas no han superado nunca los márgenes establecidos, pero, "potencialmente" -dice la CNMC en su propuesta- pueden desencadenar desconexiones de demanda y/o generación que terminen desestabilizando el sistema eléctrico.
Según REE, las variaciones rápidas de tensión se producirían por distintos factores. Entre ellos, los siguientes:
• Crecimiento significativo de instalaciones conectadas mediante electrónica de potencia al sistema (renovables) y elevada concentración en determinados puntos de este. Estas instalaciones pueden modificar su potencia en muy pocos segundos, prácticamente en "escalón".
• La participación activa de estas tecnologías en los diferentes segmentos de mercado (estas tecnologías son cada vez más sofisticadas y por eso capaces de prestar cada vez más servicios) hace que se incremente la probabilidad de que se produzcan variaciones de su producción cada vez mayores.
• Estas tecnologías no regulan tensión de manera continua (si bien ya habría soluciones que superarían también esa barrera).
• Red Eléctrica observa así mismo que una parte de los grupos conectados que cuentan con control continuo de tensión (nuclear, gas e hidráulica) no disponen de la rapidez de respuesta que el sistema precisa (son demasiado lentos) ante las dinámicas de variación de los parámetros que se están registrando en los últimos días.
• Al igual que se ha producido un incremento muy fuerte de las instalaciones de gran tamaño conectadas al sistema (sobre todo megaparques solares de grandes compañías), se ha producido también un fuerte crecimiento de las instalaciones de pequeña potencia conectadas en tensiones bajas, buena parte de ellas asociadas al autoconsumo (actualmente, y según datos de la Asociación de Empresas de Energías Renovables, habría en España unos 9.200 megavatios de potencia en autoconsumos distribuidos por toda España). El caso es que el operador del sistema no tiene observabilidad de estas instalaciones, por lo que no puede anticipar su comportamiento. Las distribuidoras (Endesa, Iberdrola, Naturgy y compañía) sí tiene observabilidad, o sea, que disponen de toda la información respecto de las entradas y salidas de funcionamiento de esas instalaciones.
• Además, el aumento del autoconsumo en distribución (redes de Iberdrola, Endesa, Naturgy, EDP y compañía) 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.
Pues bien, concluye el operador del sistema que 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 (nuclear, gas e hidráulica) hace necesario que se tomen medidas con carácter de urgencia.
El Operador del Sistema (REE) solicita así a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) la aprobación urgente de las modificaciones de ciertos procedimientos de operación, modificaciones que plantea para la mitigación de las variaciones bruscas de tensión (abajo repasamos las cuatro modificaciones que plantea).
Y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia avisa por su parte que las medidas solicitadas podrían tener un "impacto significativo sobre los servicios de balance, restricciones y control de tensión así como en las posibilidades de negociación de las instalaciones de producción en todos los mercados".
Impacto significativo en esos ámbitos, luego sobre el precio final de la electricidad.
CNMC (propuesta de resolución)
«El endurecimiento de las condiciones de prestación de los servicios podría resultar en una reducción de la oferta y, con ella, de la competitividad en los mercados, y/o resultar en un incremento del coste soportado por la demanda.
Por tanto, entendiendo la necesidad de tomar estas medidas con carácter inmediato en el contexto actual, se considera que las medidas propuestas deben tener un carácter excepcional y temporal, a esperas de poder llevar a cabo un análisis más profundo de las causas y soluciones para resolver las variaciones de tensión registradas (...).
[En todo caso], su aplicación podrá ser prorrogada en caso de constatarse la persistencia de la necesidad y teniendo en consideración el impacto observado sobre los mercados y servicios»
Habida cuenta de todo ello, la CNMC considera "adecuado" proceder con la tramitación de los cambios solicitados por REE en los procedimientos de operación. Y las modificaciones que pide REE son estas.
• Procedimiento de operación 3.1 Proceso de programación
Se flexibiliza la hora de publicación del Pograma Diario Viable Provisional (PDVP) con objeto de garantizar que se publica una solución completa de restricciones técnicas tras el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), evitando la traslación de un volumen de redespachos por restricciones al proceso de resolución en tiempo real y reduciendo así la necesidad de activación de energías de balance.
• Procedimiento de operación 3.2 Restricciones técnicas
Se incorpora la posibilidad de gestionar la programación de generación por falta de reserva a subir en el proceso de resolución de restricciones técnicas al PDBF - hoy en día programada en restricciones técnicas en tiempo real-, al objeto de reducir el desequilibrio de energía en tiempo real y con él la necesidad de energía de balance.
Se 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. En previsión de un incremento en el volumen de las restricciones y, en consecuencia, de la fase 2 (reequilibrio generación-demanda) del proceso de resolución de restricciones técnicas tras el PDBF, se excluye de la participación en dicha fase 2 a las unidades de venta a través de las interconexiones con Marruecos y Andorra.
• Procedimiento de operación 7.2 Regulación secundaria
Se establece la obligación de seguimiento del programa PTR (rampas preestablecidas) de todas las instalaciones habilitadas para la provisión de regulación secundaria, aunque no tengan participación activa en regulación secundaria mediante la presentación de ofertas de energía, al objeto de minimizar los saltos en escalón.
• Procedimiento de operación 7.4 Servicio complementario de control de tensión de la red de transporte
Se especifica que la ausencia de alguna medida en tiempo real invalidará la muestra y se introducen ajustes en el proceso de validación del cumplimiento del servicio de control de tensión en modalidad básica por parte de las instalaciones de producción fuera del ámbito del Real Decreto 413/2014 (apartado 10.2 del PO7.4) y en modalidad de seguimiento de consignas (apartado 10.3 del PO7.4). En concreto, se incrementa al 90% el requisito de muestras en situación de cumplimiento; y en el caso del apartado 10.2, se especifica que dicho valor se calculará sobre la base de las muestras en las que la tensión esté fuera de los rangos y se aumenta el muestreo a 60 valores en cada periodo.
La lentitud de las instalaciones que deben prestar el servicio de control dinámico de tensión (nuclear, gas, hidráulica) ya fue señalada con claridad en el informe que sobre el apagón presentó en junio el operador del sistema (OS), Red Eléctrica (Informe del Operador del Sistema en relación con el incidente del 28 de abril de 2025).
Concha Sánchez, directora general de Operación de Red Eléctrica, lo explicaba en estos términos en la sede de REE el pasado 18 de junio, en el marco de la presentación del informe. Sánchez situaba uno de los puntos de origen del apagón en "una pérdida de generación en una subestación en la provincia de Granada".
«Ese es el primer disparo. Nosotros llamamos disparos a las desconexiones, disculpen el argot. Este evento inicialmente lo habíamos identificado como compatible con desconexión de generación. Pero vamos a ser más precisos: lo que se desconectó fue un transformador 400.220 de la red de evacuación en una instalación ubicada en la provincia de Granada. Lógicamente cuando se desconecta este transformador, la generación también se desconecta (...). Y sabemos que se desconectó por la actuación de una protección en el lado de Baja Tensión del transformador y tenemos constancia de que en ese momento la tensión en la red de transporte estaba por debajo de 418 kilovoltios, estamos hablando de una tensión completamente en rango y de un disparo que no está justificado. [El rango es 375-435 kv].
Esta desconexión va a provocar la pérdida de 355 megavatios de generación, pero también vamos a perder la parte de absorción de reactiva que estaba acompañando a esta generación. Recuerden el factor de potencia del que les hablaba. Perdemos la generación de potencia activa y deja de absorber reactiva. Deja de absorber reactiva, suben las tensiones.
Y otra vez lo mismo: perdemos generación, reducimos flujos exportadores, nuestras líneas se descargan más… ¿Efecto? Subida de tensiones.
[El infome de REE dice literalmente (página 10) que "la desconexión de esta instalación es incorrecta ya que la tensión en la red de transporte está dentro de los rangos establecidos en la normativa"].
¿Por qué disparó Granada?
No podemos dar la explicación precisa, pero sí tenemos una posible explicación: si la red de transporte mantenía las tensiones muy lejos del valor máximo de los rangos, podemos pensar que la gestión de tensión de esas redes (que no hace REE) y viniendo como veníamos de un momento de bajas tensiones, pues podemos pensar que no se había hecho una adaptación suficientemente rápida a las tensiones que habían aparecido. Hablamos de cualquier medida que deba llevarse a cabo dentro de esas redes que repito no gestionamos.
El Evento 3 [REE habla en su informe de 5 eventos; el número 3 es lo que Sánchez ha calificado de disparo “no justificado”, Granada], con nuestros datos, claramente es una desconexión que no debería de haberse producido.
Diecinueve coma cinco segundos más tarde, exactamente a las 12.33.16, se produce una nueva desconexión de generación renovable conectada en una subestación de la red de transporte de la provincia de Badajoz. En esa desconexión se pierden 582 megavatios.
Pero es que además 0,35 segundos más tarde se produce otra desconexión, ahora de 145 MW, en una subestación en la provincia de Badajoz. Las dos estaban en la provincia de Badajoz.
En estas subestaciones, la red de transporte, el punto de conexión de la red de transporte, seguía teniendo valores de tensión dentro de los rangos. Se desconetan 727 megavatios.
Perdemos generación de activa, perdemos la absorción de reactiva, se reduce el flujo por las líneas, y volvemos a tener un efecto de subida de tensión. Es razonable inferir lo que he comentado antes: no se había producido una adaptación suficientemente rápida al cambio de perfil de tensión en el sistema»
Sobre el control de tensión, la directora de Operación de Red Eléctrica, Concha Sánchez, fue también muy explícita el día de la presentación del informe de REE: "¿qué hubiese pasado si los generadores con obligación de cumplimiento de control dinámico de tensión, los generadores acoplados en el sistema en el momento del incidente, hubieran cumplido? No tenemos oscilaciones, no se pierde el sincronismo, no hubiéramos tenido apagón. Y al igual que puedo decir esto con datos absolutamente técnicos, también puedo decir que aunque hubiera habido un grupo más acoplado en el sistema no hubiera cambiado el resultado".
El informe es inequívoco sobre el particular
Página 12: "la mayoría de la generación convencional que tiene control dinámico de la tensión no absorbe la reactiva que tiene obligación conforme a los Procedimientos de Operación, particularmente un grupo que estaba para control de tensión de la zona sur, un grupo que se encuentra en Extremadura y un grupo que estaba para control de tensión de la zona centro".
Página 15: "La generación sujeta al Procedimiento de Operación 7.4 no cumplió con sus obligaciones de control dinámico de tensión].
Informe del Operador del sistema en relación con el incidente del 28 de abril de 2025
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