Gobierno, CNMC y Red Eléctrica suman decenas de medidas para el control de la tensión que falló en el apagón
El Gobierno, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y el operador del sistema eléctrico, Red Eléctrica de España (REE), suman ya más de veinte medidas aprobadas o en trámite para intentar reforzar el control de la tensión eléctrica, clave en el histórico apagón peninsular del 28 de abril de 2025.
El despliegue se ha acelerado este verano y el esfuerzo regulatorio apuntala la idea de que había un vacío legal en esta materia en el momento del apagón. Justo lo que negó en abril la entonces presidenta de la CNMC, Cani Fernández, en una de sus últimas comparecencias en el Congreso de los Diputados, tras advertir de ello tanto REE como las grandes eléctricas, los dos bandos que se culpan del peor incidente de este tipo en Europa.
El Ministerio para la Transición Ecológica cerró hace unos días una consulta para la reforma “urgente” de un decreto de 2000 que regula las actividades de transporte, distribución, comercialización y procedimientos de autorización de instalaciones eléctricas, que entre otras cosas, actualiza el marco aplicable al control de tensión de las instalaciones de producción y permite a las renovables participar activamente en este servicio.
El objetivo es que la configuración “por defecto” de estas plantas haga “una mayor contribución al control de tensión del sistema, aprovechando las capacidades técnicas con las que ya cuentan estas tecnologías en cumplimiento de la normativa europea y nacional, y reduciendo con ello la necesidad de uso de centrales fósiles”. Así “se reduce el recurso a la generación convencional para el control de tensión y se refuerza la seguridad del sistema eléctrico, lo que resulta especialmente urgente a medida que se incrementa la penetración de renovables”, justifica la propuesta.
El último Consejo de Ministros antes de las vacaciones de agosto aprobó, a propuesta de Transición Ecológica, el Real Decreto con los planes de inversión de las redes de transporte y distribución: hasta 17.900 millones de euros adicionales hasta 2030, y uno de los aspectos que condicionan el incremento del tope de inversiones de las distribuidoras (hasta 10.200 millones) es que se destinen “exclusivamente” a, entre otras cuestiones, control de tensión. Es el primer aspecto que se contempla, junto a otros como mejorar la observabilidad de las instalaciones y ciberseguridad.
El decreto se anunció en septiembre junto a la Propuesta de planificación de la red de transporte hasta 2030, pendiente de aprobarse, y que también prioriza el control de tensión y la integración de renovables, incluidas en un conjunto de actuaciones de más de 4.440 millones para reducir las denominadas restricciones técnicas: el coste de resolver congestiones de la red al margen del mercado mayorista diario que incluye la denominada “operación reforzada” que aplica REE desde el apagón; este colchón extra de seguridad, con más gas (y que las generadoras trasladan a los consumidores), ha tenido un coste de 666 millones solo en un año, según Redeia (matriz de REE).
El último Consejo de Ministros de julio también modificó aspectos puntuales de la Planificación vigente de la red de alta tensión (2021-2026): 615 millones de inversión (instalación de reactancias, compensadores…) para aumentar la resiliencia del sistema, abaratar la factura y reducir las importaciones de energía y las emisiones. Una medida en respuesta a una solicitud de REE, en línea con las recomendaciones de Entso-e (la asociación europea de transportistas que elaboró el informe sobre el apagón) y ACER (regulador europeo), para “complementar y mitigar la aplicación del mecanismo de restricciones técnicas para controlar la tensión y amortiguar las oscilaciones”.
Ya en julio de 2025, tras el informe del comité de investigación del Gobierno que repartió culpas sobre el apagón, Transición Ecológica aprobó otra modificación puntual con 65 actuaciones urgentes por importe de 750 millones para “incorporar herramientas adicionales a las redes que faciliten el control de tensión, la estabilidad ante oscilaciones y en general, el refuerzo del sistema”.
Decretos ley
A finales de junio, el Real Decreto-ley 18/2026 de respuesta a la guerra en Irán introdujo novedades en este aspecto. Reforzó el papel operativo de las distribuidoras, permitiéndoles impartir instrucciones directas para controlar tensión y operar sus redes. Un cambio en la Ley del Sector Eléctrico incorporó expresamente el control de tensión entre las funciones que se les encomiendan en el ámbito de las redes que gestionan.
El aluvión normativo comenzó en junio de 2025. Semanas después del apagón, Transición Ecológica impulsó otro decreto-ley (luego lo tumbó el Congreso) con 24 medidas para incrementar la resiliencia del sistema. Tras decaer el texto, el ministerio aprobó en noviembre un Real Decreto urgente (997/2025) que, sin pasar por el Congreso, recogía buena parte y obligó a la CNMC a realizar informes trimestrales sobre el control de tensión que el organismo se resistía a elaborar.
Además, el decreto emplazó a REE a proponer modificaciones normativas para reforzar todo lo que falló ese fatídico día: amortiguamiento frente a oscilaciones, velocidad de cambios de tensión en el sistema, calidad en la inyección de potencia activa por parte de las instalaciones de producción, funcionamiento de los servicios de ajuste, requisitos de monitorización y remisión de datos para análisis de incidentes.
Tras ese encargo, el operador del sistema pidió a la CNMC cambiar seis procedimientos de operación (1.1, 1.4, 8.2, 11.2, SENP 1 y 8.2) y aprobar otro (el 1.7), con medidas como desconectar instalaciones “cuyo comportamiento pueda comprometer la seguridad del sistema eléctrico”. REE cita “la inyección de potencia reactiva que pueda comprometer de forma significativa el cumplimiento de los umbrales de tensión en nudos de la red de transporte, así como la introducción en el sistema de oscilaciones de cualquier naturaleza”, como la que produjo antes del apagón una gran fotovoltaica de Iberdrola.
Esta “medida extraordinaria” para “preservar la seguridad del sistema eléctrico”, “por la naturaleza de las situaciones que pueden requerir su aplicación, no resulta posible establecer una relación exhaustiva de supuestos”. Su adopción “no responde a criterios discrecionales y podrá resultar de aplicación a cualquier instalación cuyo comportamiento genere un riesgo potencial relevante”, según REE.
El texto que acaba de publicar señala que los umbrales de referencia de variabilidad de tensión “se han determinado a partir del análisis histórico de un conjunto representativo de nudos de la red del Sistema Peninsular” y tras “un seguimiento diario de los niveles de tensión y de su variabilidad en dichos nudos” realizado desde otoño. REE trabaja en otro PO para los centros de control. Cuando esté vigente supondrá derogar uno de los que ahora se reformarán (el 8.2).
Esos PO los debe aprobar Competencia, que tras el apagón ha dado luz verde a una cascada de regulaciones sobre control de tensión. Semanas después del histórico colapso energético, tras cinco años analizándolo, actualizó (junto a otros cuatro PO) el ya famoso PO 7.4, específico sobre esta cuestión y que databa de 2000, cuando las renovables eran testimoniales. El pasado 25 de junio volvió a actualizar el 7.4 junto al PO 14.4, para incentivar que las energías limpias participen en el control de tensión de forma dinámica, como hacen desde 2020 en Portugal, que comparte su mercado eléctrico con el español.
En octubre, tras más variaciones bruscas de tensión en las semanas previas, Competencia aprobó a petición de REE y ante “los riesgos para la seguridad del suministro”, cambios urgentes en tres PO (3.1, 3.2 y 7.2) que luego prorrogó sucesivamente “para facilitar la estabilización de la tensión en el sistema eléctrico peninsular”. También se modificaron las rampas de incorporación de las renovables.
La CNMC creó en febrero, en el marco de un plan de actuación para asegurar la estabilidad del sistema, tres grupos de trabajo sobre control de tensión, a corto plazo y para las redes de transporte y distribución, por lo que son esperables más cambios normativos en las áreas que competen al organismo que desde hace unas semanas preside el catedrático Juan José Ganuza. Este martes se publicaba en el BOE la nueva regulación de la CNMC para facilitar la conexión de nuevos consumidores a la red eléctrica mediante permisos de acceso flexible.
Y para los permisos destinados a los consumidores más grandes, los denominados de “tipo 3”, para las instalaciones de consumo conectadas directamente a la red de transporte peninsular con capacidad flexible superior a 1 MW, el texto señala que deberán “cumplir los requisitos de reactiva o, en su caso, de control de tensión que se establezcan”. Los titulares de estos puntos deberán estar preparados para reducir su consumo cuando el operador del sistema lo solicite por razones estrictas de seguridad.
Competencia tiene abiertos 64 expedientes sancionadores por supuestos incumplimientos relacionados con el apagón. Ha cifrado en 39 millones el coste de reponer el servicio tras el cero energético. Su informe de marzo con recomendaciones sobre el incidente concluyó que uno de los factores que contribuyó al “fenómeno de sobretensiones” fue “que el sistema mostraba una insuficiencia de capacidades de control dinámico de tensión”.
El documento reclamó medidas para mitigar “los cambios bruscos de tensión y que refuercen la coordinación entre los gestores de red y la visibilidad de sus redes” y avanzar en la armonización normativa a nivel europeo y nacional en materia de límites de tensión y temporalidad de las sobretensiones, garantizando márgenes adecuados de seguridad. Aunque, según la CNMC, “en el momento del incidente, el sistema disponía de herramientas normativas y regulatorias, así como de mecanismos para garantizar el suministro”.