Medio año después del apagón, Red Eléctrica todavía tiene problemas para estabilizar la tensión. Y hay una razón geográfica. – El diario andino

Hace apenas seis meses, España quedó a oscuras. El “cero eléctrico” del 28 de abril de 2025 fue la advertencia más grave de un sistema que se creía invulnerable. Desde entonces, Red Eléctrica (REE) opera en “modo reforzado”, con decenas de plantas de gas encendidas cada día para evitar que la tensión se dispare. Pero medio año después, el problema sigue ahí: la red española falla no por falta de energía, sino porque el gas está en el norte y el sol en el sur.

¿Cómo son las medidas ahora? A principios de octubre, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) aprobó, a petición de REE, una resolución de emergencia introducir medidas excepcionales “en caso de variaciones bruscas de tensión” detectadas en el sistema. El documento detalla cambios en varios procedimientos operativos que afectan la forma en que se programa y regula la red eléctrica. En la práctica, las reglas del juego se hicieron más estrictas para todos: desde los productores de energía solar hasta las plantas de gas.

Entre las medidas más significativas está la obligación de que las plantas renovables realicen sus transiciones de potencia en un mínimo de 15 minutos, cuando antes lo hacían en dos. La intención, han explicado desde REEes evitar cambios bruscos que puedan desestabilizar el sistema y dar tiempo a las centrales térmicas a reaccionar. Según explican en Cinco DíasEsta instrucción permite a las plantas de gas «absorber» el exceso de energía renovable sin provocar subidas de tensión. Pero para muchos expertosel diagnóstico subyacente es diferente: el problema no es la velocidad, sino la geografía.

Dos Españas eléctricas. El país está experimentando un desequilibrio geográfico que ya veíamos venir. Por un lado, el norte y la costa mediterránea concentran la mayoría de centrales térmicas y de ciclos combinados -los únicos capaces de proporcionar la llamada «masa rotativa», es decir, la inercia y la potencia reactiva que estabilizan la red. Por otro lado, el sur peninsular –Andalucía, Extremadura y Castilla-La Mancha– se ha llenado de plantas solares y de autoconsumo doméstico, tecnologías basadas en electrónica de potencia que no generan inercia natural.

«Durante las horas de mayor radiación, el sur produce más electricidad de la que consume, las líneas se descargan y la red se vuelve extremadamente sensible», explica en su columna Joaquín Coronado, presidente de Build to Zero. En estas condiciones, poner en marcha una central térmica en Asturias para estabilizar un problema de tensión en Sevilla es tan inútil como intentar apagar un incendio en Andalucía con agua bombeada desde Galicia.

La tensión empieza desde el local. El error de enfoque está en confundir frecuencia con tensión. La frecuencia eléctrica es una magnitud global: es la misma en toda la red síncrona. Pero la tensión es una variable local, que depende de la potencia reactiva que fluye en cada zona. Coronado lo resume claramente: la potencia reactiva “no viaja bien”.

• En líneas de 400 kV su radio de acción es de 30 a 80 km.
• En redes de 220 kV, de 15 a 40 km.
• Y a 132 kV o menos, sólo de 5 a 20 km.

Esto significa que una turbina en el norte no puede estabilizar el voltaje en el sur, por mucha potencia que tenga. La CNMC, en su resoluciónreconoce precisamente que las «variaciones rápidas de tensión» aparecen en periodos de baja demanda y alta producción solar, agravadas por el crecimiento del autoconsumo que «reduce la observabilidad del sistema» y deja al operador sin control sobre miles de pequeñas instalaciones. En resumen y como hemos explicado en : tenemos más sol que cables.

Esto se nota en el bolsillo. La respuesta de REE ha sido mantener entre 20 y 30 ciclos combinados cada día para asegurar la estabilidad. Esta “operación reforzada” ha costado más de 1.000 millones de euros adicionales desde abril y podría añadir 3.000 millones más con las nuevas medidas. Los servicios de ajuste -energía que se paga fuera del mercado diario para mantener estable la red- han pasado de 240 millones en 2019 a 4.000 millones en 2025. según Cinco Días.

El resultado es paradójico: España tiene uno de los precios mayoristas más bajos de Europa, pero una de las facturas de electricidad más altas. informe de ascua explica por qué: el precio de mercado sólo cubre la mitad de la factura; La otra mitad son costes fijos de la red, peajes, impuestos y estabilidad del sistema, que no bajan aunque la energía sea barata.

Desacelerar no es estabilizar. Las decisiones adoptadas por REE y avaladas temporalmente por la CNMC son “una estrategia defensiva” para Coronado. Además, señala que en lugar de dotar al sistema de capacidad de respuesta rápida, se opta por ralentizarlo para dar tiempo a las térmicas. El resultado es mantener “un sistema del siglo XXI operado con una mentalidad del siglo XX”.

Ralentizar las rampas renovables no proporciona control de tensión donde se necesita, porque el problema se produce en segundos y en lugares concretos, no en los 15 minutos que duran estas rampas. Las medidas, por tanto, ganan tiempo, pero no ganan en eficacia: mitigan la frecuencia, no la tensión.

¿Hay alguna perspectiva de futuro? La solución es acercar la capacidad de control al lugar donde se produce la energía. De hecho, ya hemos comentado en algunas de esas posibles soluciones que coinciden con lo que dice Joaquín Coronado.

• Inversores formadores de red en plantas solares y eólicas, capaces de comportarse como generadores síncronos y estabilizar la red en milisegundos.
• Baterías distribuidas estratégicamente en los nodos del sur, que brindan energía activa y reactiva instantánea.
• Dispositivos HECHOS y compensadores síncronos en subestaciones críticas (Guillena, Mérida, Puertollano…) para amortiguar los cambios de tensión locales.
• Demanda flexible de las grandes industrias para modular el consumo en tiempo real.
• Y algoritmos predictivos basados ​​en inteligencia artificial que se anticipan a las inestabilidades locales.

Algunas de estas soluciones ya están en marcha. España prepara la instalación de ocho compensadores síncronos y 2.600 MW de baterías, de los que 340 MW ya están aprobados. Estos dispositivos podrían ahorrar 200 millones de euros anuales al reducir el uso de gas para los servicios de red.

Un modelo que está agotado. Más allá de la técnica, existe un dilema estructural: ¿cuánto tiempo puede sostenerse una transición que depende del gas para estabilizar las energías renovables? La CNMC admite que las medidas actuales Son “temporales y excepcionales” y que deberá revisarse en un mes prorrogable. Pero el propio operador reconoce que el sistema “carece de observabilidad y de respuesta rápida” en el sur.

Mientras tanto, la presión política está aumentando. Las asociaciones fotovoltaicas advierten de que estas limitaciones reducen la entrada de renovables y los ingresos del sector. Y algunos expertos…citado por Cinco Días— hablan de “una victoria póstuma de las plantas convencionales”, que ven así legitimada su función de apoyo.

Una red entre dos tiempos. Medio año después, aquí estamos, España atrapada entre dos modelos: uno que necesita inercia mecánica y otro que requiere inteligencia digital. La red eléctrica se ha convertido en el espejo de una transición a medio terminar por culpa de la velocidad.

“Una planta solar con formación de red en Andalucía vale más para la estabilidad local que diez ciclos combinados en el norte” escribió Joaquín Coronado. La frase resume la paradoja española: tenemos la generación del futuro, pero seguimos usando las muletas del pasado. Porque la electricidad del siglo XXI no se mide en megavatios, sino en milisegundos. Y la estabilidad del sistema ya no depende del gas que se quema en el norte, sino de la rapidez (e inteligencia) con la que se gestiona el sol del sur.

Imagen | FreePik y desempaquetar

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