En un contexto de creciente preocupación por la estabilidad del sistema eléctrico en España, el operador de la red, Red Eléctrica de España (REE), ha solicitado medidas de emergencia para mitigar riesgos en la red de transporte. Esta situación ha sido destacada por el periodista especializado en energía Javier Blas en una publicación en X, donde alerta sobre oscilaciones bruscas de tensión similares a las que precedieron a un apagón en primavera. El documento oficial de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), una resolución temporal, detalla las modificaciones propuestas para estabilizar el sistema, reconociendo problemas derivados del auge de las energías renovables.
El 8 de octubre, Javier Blas, columnista de energía y productos básicos en Bloomberg, publicó un hilo en X que ha generado amplio debate. En su mensaje principal, Blas señala: «La red española pide medidas urgentes (para implementar en 5 días) para estabilizar la red eléctrica mientras las oscilaciones de tensión vuelven a ser bruscas (la situación es similar a la del otoño temprano respecto a la primavera durante el apagón). Advierte que la seguridad de la red está en riesgo». Adjunta el enlace al documento de la CNMC, enfatizando la urgencia de las acciones propuestas.
Spanish grid asks for urgent measures (to be implemented in 5 days) to stabilise the electricity network as voltage swings again sharply (the situation is similar in early autumn to spring during the blackout). It warns the grid’s safety is at risk.https://t.co/tmchqHW4pK pic.twitter.com/upLAm0Ms95
— Javier Blas (@JavierBlas) October 8, 2025
En un seguimiento, Blas añade un costo económico significativo: «Y esta solicitud urgente se suma a un costo extra de 1.000 millones de dólares para los clientes españoles, ya que el operador de la red ha estado operando el sistema en lo que llama un ‘modo reforzado’ desde el 29 de abril (efectivamente, haciendo funcionar más fuerte las centrales de gas y reduciendo la solar y eólica)». Esta revelación pone de manifiesto no solo los riesgos técnicos, sino también el impacto financiero en los consumidores, derivado de un «modo reforzado» que implica mayores operaciones de plantas de gas para compensar variabilidades.
And the urgent request comes on top of a $1 billion extra cost to Spanish customers as the grid operator is running the system in what it calls a “strengthened mode” since April 29 (effectively, running gas-fired power stations harder and curtailing solar and wind)
— Javier Blas (@JavierBlas) October 8, 2025
El documento en cuestión, la Resolución DCOOR/DE/008/25 de la CNMC, aprueba de manera temporal cambios en varios procedimientos de operación del sistema eléctrico peninsular. Estas medidas responden a una solicitud urgente de REE del 7 de octubre de 2025, motivada por variaciones rápidas de tensión registradas en las últimas dos semanas. Aunque estas oscilaciones se mantienen dentro de márgenes establecidos, podrían desencadenar desconexiones automáticas de demanda o generación, desestabilizando el sistema entero.
TRÁMITE DE AUDIENCIA DE 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 (PDF)
La resolución se aplica de forma excepcional por 30 días naturales, prorrogables en periodos de hasta 15 días, a partir del día siguiente a su publicación en el Boletín Oficial del Estado (BOE). REE debe reportar diariamente a la CNMC información sobre la implementación, seguimiento y efectos de estas medidas, asegurando una evaluación continua.
La CNMC identifica varios factores que han exacerbado las inestabilidades en el sistema eléctrico durante los últimos años:
- Crecimiento de instalaciones conectadas mediante electrónica de potencia: El aumento significativo de plantas renovables (como solar y eólica) genera variaciones rápidas y concentradas en puntos específicos, modificando la potencia en «escalón» con pocos segundos de práctica.
- Mayor participación de nuevas tecnologías en los mercados: Esto incrementa la probabilidad de variaciones mayores en la producción, afectando la tensión.
- Falta de regulación continua de tensión: Muchas tecnologías no regulan la tensión de manera constante, y la respuesta de grupos con control dinámico es insuficiente ante cambios bruscos.
- Aumento del autoconsumo y reducción de demanda neta: Instalaciones pequeñas sin controldel operador, combinadas con alta generación solar, amplifican el impacto de las variaciones.
- Respuesta lenta de la generación convencional: Los grupos con control continuo no responden lo suficientemente rápido a dinámicas rápidas.
Estos elementos han provocado que, a pesar de operar en «modo reforzado» desde abril, persistan riesgos para la seguridad del suministro. La CNMC enfatiza que las medidas son urgentes para evitar impactos negativos en los mercados, como reducción de oferta, menor competitividad o mayores costos para la demanda.
El núcleo de las modificaciones se centra en el Procedimiento 7.4, que regula el servicio de control de tensión en la red de transporte. Los cambios buscan endurecer la validación y cumplimiento para asegurar una respuesta más efectiva:
- Validación y Muestras: Se considera inválida cualquier muestra si falta alguna medida en tiempo real. En la modalidad básica (apartado 10.2 del Real Decreto 413/2014), se incrementa el muestreo a 60 valores por periodo, requiriendo al menos el 90% de cumplimiento (anteriormente 75%) cuando la tensión está fuera de rangos. Se definen tolerancias específicas para tensión y potencia reactiva, con penalizaciones por desviaciones.
- Modalidad de Seguimiento de Consignas (apartado 10.3): Se mantiene el muestreo en 12 valores, pero eleva el umbral de cumplimiento al 90%. Incluye muestreo de tensión, potencia activa/reactiva y consignas en base de cálculo o programa provisional.
- Rampas y Cumplimiento: Se obliga al seguimiento del Programa de Transición de Rampa (PTR) para minimizar «saltos en escalón» en la regulación secundaria, aunque sin participación activa en ella. Esto aplica a instalaciones habilitadas para regulación secundaria, con el fin de reducir variabilidades bruscas.
Adicionalmente, se modifican procedimientos complementarios como el PO 3.1 (flexibilización de publicación de programas), PO 3.2 (gestión de reservas en el mercado diario) y PO 7.2 (obligación de reservas para balance), todos orientados a reducir desequilibrios que afectan la tensión.
cnmc.es
Estas medidas temporales representan un paso reactivo ante los desafíos de la transición energética en España, donde el auge de renovables ha superado la capacidad de adaptación de la red. Aunque la CNMC las califica como excepcionales, destacan la necesidad de reformas estructurales, como la habilitación de más instalaciones para regulación dinámica de tensión (iniciada en junio de 2025). El costo adicional de 1.000 millones de dólares mencionado por Blas subraya el precio de la estabilidad, que recae en los consumidores a través de mayores operaciones de gas y reducciones de renovables.
Expertos y usuarios coinciden en que, sin una planificación integral que incluya almacenamiento, inversoras formadores de red y valoración adecuada de la potencia reactiva, incidentes como el apagón de primavera podrían repetirse.