Las eléctricas acusan a Red Eléctrica de limitar las renovables y mantener un sistema críticamente inestable

La patronal eléctrica Aelec, de la que forman parte compañías como Iberdrola, Endesa y EDP, denuncia que el modelo actual de control de tensión está obsoleto, encarece los costes del sistema y frena la transición energética.

Reclama inversiones, coordinación institucional y que se permita a las renovables participar activamente en la estabilidad de la red.

Un problema estructural, no puntual

Las grandes compañías eléctricas, agrupadas en Aelec, han vuelto a señalar a Red Eléctrica de España (REE) como responsable de la falta de control de tensión en la red, una situación que -aseguran- ha pasado de ser un fenómeno aislado a convertirse en un problema estructural que compromete la seguridad del suministro.

“La red opera con márgenes de seguridad mínimos”, advirtió Marta Castro, directora de Regulación de Aelec, durante un encuentro informativo.

“Mientras Europa establece un umbral de 420 kilovoltios (kV), en España se considera normal hasta 435 kV, lo que reduce el margen operativo a solo 5 kV, prácticamente el error de medida”.

Según la asociación, esta falta de control fue determinante en el apagón peninsular del 28 de abril, cuando se produjo un fallo generalizado por “no tener suficiente capacidad acoplada en el sistema”.

Castro explicó que, en aquel momento, “el sistema se quedó sin recursos para controlar la tensión” debido a una programación insuficiente de generación convencional y a la imposibilidad de que las renovables participaran activamente por limitaciones regulatorias.

Operación reforzada insuficiente y costosa

Aelec también ha criticado las medidas adoptadas por REE tras aquel incidente. Desde abril, el sistema eléctrico opera en lo que el operador denomina una “operación reforzada”, una configuración excepcional para aumentar la estabilidad.

Sin embargo, las eléctricas advierten de que esta medida “no es una solución a largo plazo”.

“La operación reforzada está impidiendo la transición energética, limitando la participación de las renovables y, además, encarece los costes del sistema”, afirmó Castro. “Es una medida que no puede perdurar en el tiempo”.

Aelec sostiene que el problema no radica en un fallo técnico puntual, sino en un modelo normativo obsoleto y una falta de inversión en estabilidad y equipamientos, que lleva más de dos décadas sin revisarse de fondo.

“Otros países europeos, como Italia, ya han demostrado que la solución funciona: permitir que las renovables participen activamente en el control de tensión y dotar al sistema de los equipos necesarios”, subrayó.

Petición de transparencia y coordinación

La patronal ha vuelto a reclamar a Red Eléctrica que facilite los datos del estimador de estado del 28 de abril, con el fin de que “la comunidad científica y los expertos puedan analizar con mayor precisión las causas del fallo”.

Según Aelec, hasta ahora REE ha denegado ese acceso, pese a que la información es clave para comprender las vulnerabilidades del sistema.

Castro reclamó también mayor coordinación institucional entre el operador del sistema, la CNMC, el Ministerio para la Transición Ecológica, los distribuidores y los generadores, para garantizar una red “segura, estable y plenamente compatible con la transición energética”.

Un marco normativo desfasado

Aelec considera que el actual procedimiento operativo (PO 7.4) de control de tensión, vigente desde el año 2000, está “claramente obsoleto”.

Si bien el nuevo procedimiento aprobado en junio supone “un paso adelante”, su implantación será lenta y parcial, lo que mantendrá al sistema en su situación actual “durante buena parte de 2026”.

Mientras tanto, el resto de Europa lleva casi una década operando con control dinámico de tensión, que permite gestionar consignas en tiempo real y mejorar la estabilidad sin grandes inversiones.

“Muchas plantas renovables ya podrían hacerlo con una simple actualización de software”, explicó Castro, señalando que la función ya está disponible en los inversores de generación fotovoltaica y eólica.

Variaciones de tensión en septiembre

Tras el apagón de abril, el sistema ha registrado nuevas oscilaciones de tensión durante los días 25, 26 y 28 de septiembre, coincidiendo con picos de generación fotovoltaica.

Según los datos de Aelec, el 25 de septiembre a las 13:00 se conectaron simultáneamente 1.164 megavatios (MW) de potencia solar, lo que provocó una caída de tensión por incremento de absorción de reactiva.

“Estas variaciones se deben a la obligación de las renovables de operar con factor de potencia constante”, explicó Castro. “Eso impide una regulación dinámica de la tensión y hace que cualquier incremento rápido de potencia fotovoltaica afecte al equilibrio del sistema”.

Aunque Aelec aclara que “no se trata de un escenario de corte de suministro como el de abril”, advierte de que la situación pone de relieve la fragilidad estructural del control de tensión en España.

Soluciones: control dinámico y nuevas inversiones

Para resolver el problema, las eléctricas proponen un plan integral que combine tecnología, inversión y reforma regulatoria. Entre las medidas prioritarias, destacan:

• Implantar control dinámico de tensión en todas las tecnologías, con consignas en tiempo real.
• Actualizar el software de las plantas renovables para habilitar su participación activa.
• Instalar reactancias y compensadores estáticos (Statcom) en los puntos críticos de la red, como ya hacen países del entorno.
• Restablecer los límites europeos de 420 kV como umbral máximo operativo, frente a los 435 kV actuales en España.
• Garantizar coordinación institucional y cumplimiento de las inversiones planificadas.

“Lo que hace falta ahora es voluntad y coordinación”, concluyó Castro. “El sistema español puede ser más estable, eficiente y compatible con la transición energética, pero hay que actuar sin más demoras”.