Hace apenas seis meses, España se quedó a oscuras. El “cero eléctrico” del 28 de abril de 2025 fue el aviso más serio de un sistema que se creía invulnerable. Desde entonces, Red Eléctrica (REE) opera en “modo reforzado”, con decenas de centrales de gas encendidas cada día para evitar que la tensión se dispare. Pero, medio año después, el problema sigue ahí: la red española se tambalea no por falta de energía, sino porque el gas está en el norte y el sol en el sur.
¿Cómo están 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 urgencia para introducir medidas excepcionales “ante variaciones bruscas de tensión” detectadas en el sistema. El documento detalla cambios en varios procedimientos de operación que afectan a la forma en que se programa y regula la red eléctrica. En la práctica, se endurecieron las reglas del juego para todos: desde los productores solares hasta las centrales 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 REE, es evitar cambios bruscos que puedan desestabilizar el sistema y dar tiempo a las centrales térmicas a reaccionar. Como explican en Cinco Días, esta instrucción permite que las plantas de gas “absorban” los excesos de energía renovable sin provocar sobretensiones. Pero para muchos expertos, el diagnóstico de fondo es otro: el problema no es la velocidad, sino la geografía.
Dos Españas eléctricas. El país vive una descompensación geográfica que ya lo veíamos venir. Por un lado, el norte y el litoral mediterráneo concentran la mayoría de las centrales térmicas y ciclos combinados —las únicas capaces de aportar la llamada “masa girante”, es decir, inercia y potencia reactiva que estabilizan la red—. Por otro, el sur peninsular —Andalucía, Extremadura y Castilla-La Mancha— se ha llenado de plantas solares y autoconsumo doméstico, tecnologías basadas en electrónica de potencia que no generan inercia natural.
“Durante las horas de máxima 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 esas condiciones, arrancar 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 parte de lo 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 los flujos de potencia reactiva en cada zona. Coronado lo resume con claridad: 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 en 132 kV o inferiores, apenas 5 a 20 km.
Esto significa que una turbina en el norte no puede estabilizar la tensión en el sur, por mucha potencia que tenga. La CNMC, en su resolución, reconoce 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 Xataka: tenemos más sol que cables.
Esto se nota en el bolsillo. La respuesta de REE ha sido mantener encendidos cada día entre 20 y 30 ciclos combinados para asegurar estabilidad. Esa “operación reforzada” ha costado más de 1.000 millones de euros adicionales desde abril y podría sumar 3.000 millones más con las nuevas medidas. Los servicios de ajuste —energía que se paga fuera del mercado diario para mantener la red estable— 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 eléctricas más altas. El informe de Ember explica el porqué: el precio del mercado solo cubre la mitad del recibo; la otra mitad son costes fijos de red, peajes, impuestos y estabilidad del sistema, que no bajan aunque la energía sea barata.
Ralentizar 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 mentalidad del siglo XX”.
Ralentizar las rampas de las renovables no aporta control de tensión donde hace falta, porque el problema ocurre en segundos y en lugares concretos, no en los 15 minutos que duran esas rampas. Las medidas, por tanto, ganan tiempo, pero no ganan eficacia: mitigan la frecuencia, no la tensión.
¿Hay alguna perspectiva de futuro? La solución pasa por acercar la capacidad de control a donde se produce la energía. De hecho, ya hemos comentado en Xataka algunas de esas posibles soluciones que concuerdan con lo que dice Joaquín Coronado.
- Inversores grid-forming 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 aporten potencia activa y reactiva instantánea.
- Dispositivos FACTS y compensadores síncronos en subestaciones críticas (Guillena, Mérida, Puertollano…) para amortiguar los cambios locales de tensión.
- Demanda flexible de grandes industrias para modular consumo en tiempo real.
- Y algoritmos predictivos basados en inteligencia artificial que anticipen inestabilidades locales.
Algunas de estas soluciones ya están en marcha. España prepara la instalación de ocho compensadores síncronos y 2.600 MW de baterías, con 340 MW ya aprobados. Esos dispositivos podrían ahorrar 200 millones de euros anuales al reducir el uso del gas para servicios de red.
Un modelo que se agota. Más allá de la técnica, hay un dilema estructural: ¿cuánto tiempo puede sostenerse una transición que depende del gas para estabilizar las renovables? La CNMC admite que las medidas actuales son “temporales y excepcionales” y que deberán revisarse en un mes prorrogable. Pero el propio operador reconoce que el sistema “carece de observabilidad y respuesta rápida” en el sur.
Mientras tanto, crece la presión política. Las asociaciones fotovoltaicas alertan de que estas limitaciones reducen la entrada de renovables y los ingresos del sector. Y algunos expertos —citados por Cinco Días— hablan de “una victoria póstuma de las plantas convencionales”, que ven así legitimada su función de respaldo.
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Una red entre dos tiempos. Medio año después aquí así estamos, España atrapada entre dos modelos: uno que necesita inercia mecánica y otro que exige inteligencia digital. La red eléctrica se ha convertido en el espejo de una transición a medio hacer por la rapidez.
“Una planta solar con grid-forming 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 arde en el norte, sino de la rapidez —y la inteligencia— con que se gestiona el sol del sur.
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La noticia
Red Eléctrica sigue sin estabilizar la tensión medio año después del apagón. No es un fallo técnico, es un desajuste geográfico
fue publicada originalmente en
Xataka
por
Alba Otero
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