Red Eléctrica, que es el Operador del Sistema (OS), propuso en el año 2020 la modificación del Procedimiento de Operación 7.4, que ha estado vigente hasta el pasado mes de junio (de 2025). La modificación planteada a principios de esta década por Red Eléctrica (REE) tenía y tiene como objetivo el "aumentar el volumen de recursos en el sistema" que sean "capaces de realizar un seguimiento de consignas de tensión". A lo largo de este quinquenio, diferentes proyectos piloto y varios procesos de información pública se han ido sucediendo, pero la propuesta nunca pasó de ese estadio, el de propuesta. El pasado 29 de abril la península toda se quedó a oscuras por problemas de tensión, una tensión que osciló primero entre los rangos superior e inferior considerados seguros, pero que, tras varios sucesos, acabó desmandándose y rompiendo los umbrales, lo que produjo (1) una cascada de desconexiones de centrales de generación (por motivos de seguridad, las centrales, alcanzadas determinadas tensiones consideradas no seguras, se desconectan) y (2), finalmente, el apagón generalizado. Eso fue lo que, grosso modo, sucedió el día del cero energético (28 de abril).
Varios informes desde entonces, sin embargo, sugieren (de manera más o menos explícita) que las centrales de generación que estaban obligadas a controlar la tensión (de modo que esta no se saliese de los umbrales considerados seguros, entre 375 y 435 kV) no controlaron como es debido (como estaban obligadas a hacerlo) la tensión (las centrales obligadas a controlar la tensión son las térmicas de ciclo combinado -que queman gas natural, o sea, metano, para generar electricidad-, las centrales nucleares y las hidroeléctricas).
La propia Red Eléctrica se pronunciaba sobre el particular de manera muy explícita hace solo unos días.
«Las centrales de generación que actualmente participan en el servicio de control de tensión [las mencionadas] deben tener una capacidad para aportar o absorber potencia reactiva del 30% respecto a su potencia máxima, lo que aporta suficiente potencia reactiva para su reacción a las variaciones de tensión en el sistema»
¿Y qué pasó cuando empezó a oscilar la tensión? ¿Cuál era el escenario?
«No hubo una falta de capacidad de reactiva programada en el sistema el pasado 28 de abril [REE, el Operador del Sistema, es el que programa capacidad para que reaccione frente a cambios de tensión], sino que la misma no fue activada por los generadores en el momento en el que el sistema lo requería. Su aportación al sistema como establece la normativa hubiera reducido la dinámica de la variación de tensión que se produjo. Sin embargo, como ha quedado demostrado, los grupos no alcanzaron mayoritariamente el valor mínimo legalmente obligatorio, con respuestas lentas o insuficientes a la variación que desencadenó los eventos posteriores»
Es decir, que un problema menor -oscilación de la tensión dentro de rangos asumibles- no fue atajado porque las centrales que debían estar a ese 30% no lo estaban.
Además, Red Eléctrica menciona otra irregularidad: hubo varias centrales de generación en varios puntos de la geografía nacional que se desconectaron sin tener que hacerlo (no debían hacerlo porque la tensión no se había salido todavía de sus umbrales).
Y lo que sucedió es que esas desconexiones -que fueron varias y multimegavatio- agravaron las oscilaciones y estarían en el origen del cero energético. Las instalaciones aludidas por REE serían de Iberdrola y Endesa y las redes en las que se produjeron, también serían responsabilidad de esas empresas.
La programación reforzada que ahora está haciendo el Operador del Sistema, Red Eléctrica, tiene por objetivo mitigar tanto las variaciones rápidas de tensión como sus consecuencias, "especialmente -recalcaba ayer REE en un comunicado- respecto a la eventual desconexión de instalaciones de generación conectadas a redes de distribución a las que no alcanza la observabilidad del OS y que se puso de manifiesto en el incidente del 28 de abril".
O sea, que REE no ve ciertos rincones de la red ("redes de distribución a las que no alcanza la observabilidad del OS") y temería así que vuelva a suceder lo sucedido el 28 de abril: "eventual desconexión de instalaciones de generación", tal y como se puso de manifiesto "en el incidente del 28 de abril" (ese día varias instalaciones -un parque solar de Iberdrola y una subestación de Endesa- se habrían desconectado sin tener que haberlo hecho, mientras que otras que debían haber estado alerta -reléase lo apuntado sobre el 30%- y que debían haber reaccionado en rango no lo hicieron).
[Sobre el particular, léase El apagón como no te lo han contado].
Tras el apagón, el regulador ha espabilado y ha aprobado la modificación del Procedimiento de Operación PO 7.4, que abre la posibilidad de controlar la tensión a otras tecnologías (ya no solo gas, nuclear e hidro, sino también las renovables). Además, el Gobierno ha intentado en dos ocasiones (junio y octubre) aprobar un paquete de medidas para reforzar las medidas de "supervisión y control" sobre las obligaciones de controlar la tensión que tenían y tienen ciertos agentes del sector eléctrico.
El paquete de medidas de junio fue tumbado en el Congreso de los Diputados por PP, Vox y Junts, y esta semana, el Consejo de Ministros ha aprobado otro Real Decreto que recoge muchas de las medidas que incluía aquel paquete y que van (entre otras cosas) en ese sentido: el de fiscalizar a los agentes responsables de prestar ciertos servicios.
En ese marco, REE acaba de cuantificar el coste de la programación "reforzada" mayo-octubre (esta programación grosso modo lo que viene a hacer es poner en guardia más centrales controladoras de tensión, una mayor cantidad de instalaciones, probablemente, quizá, porque el OS no acaba de fiarse de que las obligadas a tener alerta ese 30% lo tengan efectivamente).
Sea como fuere, la denominada programación “reforzada” ha representado -según REE- un 2,34% de los costes totales del sistema eléctrico español de mayo a octubre (en este periodo los costes han superado los 18.000 millones de euros; y, de ese volumen, la programación reforzada ha supuesto 422 millones de euros). Más concretamente, el análisis del mes de octubre resulta en los siguientes datos, según el Operador del Sistema:
• El coste de la programación reforzada ha supuesto un 2,9% sobre el precio final de la energía de este mes (95,01 €/MWh).
• Esto implica que, para un usuario sujeto a Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor con un consumo medio mensual de trescientos kilovatios hora (300 kWh), la operación reforzada -estima REE- ha tenido un coste en octubre de 3 céntimos al día.
• El Operador del Sistema se cura en salud: "es importante -recalca- tener en cuenta que es incorrecto realizar comparativas directas con el año 2024, ya que el sistema eléctrico está en evolución y cada día se enfrenta a nuevas situaciones de operación no equivalentes a las del año anterior".
Más datos
Por otro lado, en los primeros nueve meses del año, la programación reforzada ha representado -apuntan desde REE- el 0,8% del volumen de energía renovable no gestionable que no se integró en el sistema por motivos de seguridad. "Son los llamados vertidos técnicos o por restricciones técnicas de red, cuyo aumento este año -señalan en REE- se debe fundamentalmente al incremento de la potencia instalada renovable". Red Eléctrica no dispone de estimaciones de los denominados “vertidos económicos”, que es la energía que no se integra en el sistema porque no casa en los mercados por motivos ajenos a Red Eléctrica.
Por último, el Operador del Sistema adelanta que tiene intención de mantener el criterio de programación que inauguró el 30 de abril, "con las necesarias adaptaciones a un sistema en constante transición, hasta que se aprueben e implementen todas las medidas normativas, varias de ellas propuestas en su informe de análisis del incidente; hasta tener claro el fenómeno que causó la oscilación anómala y forzada, y hasta que el comportamiento de los sujetos del sistema sea acorde a los requisitos normativos de control de tensión; pudiendo así mitigar tanto las variaciones rápidas de tensión como sus consecuencias, especialmente respecto a la eventual desconexión de instalaciones de generación conectadas a redes de distribución a las que no alcanza la observabilidad del OS y que se puso de manifiesto en el incidente del 28 de abril".
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