“El riesgo de un nuevo apagón es real, el sistema aún no está preparado”

“El riesgo cero no existe, ni ha existido nunca”, advierte el ingeniero leonés. “La posibilidad de que se reproduzcan condiciones similares a las del apagón del 28 de abril sigue siendo real mientras no se implementen las medidas estructurales necesarias, y eso requerirá tiempo e inversión sostenida”.

Sin embargo, De Simón Martín matiza que “la experiencia adquirida tras el apagón de abril ha permitido reforzar tanto la vigilancia como la capacidad de respuesta del sistema.

En este sentido, asegura que “las medidas propuestas por REE son una actuación preventiva y prudente, destinadas precisamente a evitar que una nueva perturbación acabe en un colapso generalizado”.

¿Son las renovables las culpables?

Durante muchas semanas se puso como culpable del apagón al sistema de energías renovables. ¿Es cierto?

“En parte sí, y en parte no. La transición hacia un sistema libre de emisiones de CO₂ ha incrementado la generación renovable (principalmente solar y eólica), que inyecta energía a la red mediante electrónica de potencia. Aunque esta tecnología puede gestionar potencia activa y reactiva, tensión e incluso frecuencia, los mecanismos que lo permiten aún no están plenamente desplegados ni regulados”, explica.

La resolución de la CNMC no señala una causa concreta, pero REE apunta a las transformaciones estructurales del sistema eléctrico como principal motivo.

Según los informes elaborados tras el apagón de abril, “el sistema actual difiere profundamente del de hace dos o tres décadas, cuando se diseñaron la mayoría de los procedimientos de operación que aún están vigentes”, insiste.

Como recoge la CNMC, hoy resultan “insuficientes ciertas medidas” cuando existe una alta concentración de generación renovable conectada mediante electrónica de potencia, especialmente en zonas de fuerte recurso solar o eólico.

Además, los sistemas tradicionales de control continuo de la tensión no logran responder con suficiente rapidez ante las nuevas dinámicas eléctricas.

Y también, la proliferación del autoconsumo doméstico y empresarial, conectado a redes de distribución, distorsiona las previsiones de demanda, ya que muchas de estas instalaciones no son monitorizadas por el operador del sistema.

El operador explica que, probablemente debido al elevado recurso solar en momentos de baja demanda eléctrica, se están produciendo fluctuaciones bruscas de tensión difíciles de gestionar con los actuales mecanismos de control.

Tras el apagón de abril, el Gobierno aprobó el Real Decreto-ley 7/2025, de 24 de junio, con medidas urgentes para reforzar el sistema eléctrico, incluyendo mejoras en el control de tensión y en el amortiguamiento de oscilaciones.

Estas actuaciones debían incorporarse al Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2021-2026, pero la norma fue derogada apenas un mes después, el 24 de julio, sin llegar a tener efectos prácticos.

Ante la falta de marco legal, REE activó el denominado “modo reforzado de operación”, que obliga a mantener un mínimo del 8% de generación síncrona mediante ciclos combinados.

Esta medida ha mejorado la estabilidad del sistema, pero también ha disparado los costes de los servicios de ajuste, que seguirán siendo elevados hasta que se implanten los nuevos mecanismos de control estructural.

Qué propone REE ahora

“Con carácter temporal y de urgencia”, apunta Simón, REE plantea modificar los procedimientos de operación introduciendo las siguientes medidas.

Flexibilizar los plazos del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF) para disponer de mayor margen ante restricciones o contingencias.

Evitar que los grupos generadores reduzcan su reserva de potencia para participar en mercados intradiarios, asegurando su plena disponibilidad en los mercados de balance.

Limitar las rampas de generación, es decir, la velocidad con la que varía la potencia, especialmente en plantas solares y eólicas, que pasarán de un tiempo de rampa de 2 minutos a 15 minutos.

Mejorar la resolución del muestreo de tensiones en la red para permitir un control más preciso y rápido.

Efectos en los bolsillos

Sin embargo, el experto leonés ya advierte de que estas medidas “no serán neutras para los bolsillos” de los consumidores.

“El refuerzo de la seguridad operativa puede implicar la activación forzada de grupos térmicos, como turbinas de gas y ciclos combinados, para garantizar reservas de potencia. Ello elevará los costes del sistema y, en consecuencia, el precio final de la electricidad”.

Adelanta que los consumidores con tarifas indexadas, como los acogidos al Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), serían los primeros en notar el incremento, mientras que quienes tienen tarifas fijas verían reflejado el efecto más adelante, al renovar sus contratos.

Por otra parte, las instalaciones renovables podrían ver restringida su participación en algunos mercados de ajuste debido a las nuevas limitaciones sobre la velocidad de generación.