La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha aprobado una serie de modificaciones en los procedimientos de operación del sistema eléctrico español para mejorar la seguridad del suministro. Algunas medidas entran en vigor de forma urgente y temporal. Otras, más complejas, requerirán un análisis técnico adicional antes de su aplicación definitiva.
El objetivo es claro. Reforzar la capacidad de respuesta del sistema eléctrico ante los rápidos cambios en la demanda y la creciente penetración de energías renovables, que aportan flexibilidad pero también volatilidad.
Cambios aprobados
Red Eléctrica de España (REE) solicitó adaptar varios procedimientos de operación, las reglas que definen cómo se planifica, coordina y mantiene el equilibrio del sistema eléctrico. La CNMC dio luz verde a modificaciones temporales en tres de ellos:
P.O. 3.1. Programación. Mejora la planificación de la producción y el consumo para anticiparse mejor a las variaciones.
P.O. 3.2. Restricciones técnicas. Introduce más flexibilidad para ajustar la red rápidamente ante picos o caídas de tensión.
P.O. 7.2. Regulación secundaria. Ajusta la generación automática para mantener la frecuencia y la tensión dentro de márgenes seguros.
Estas medidas tendrán una duración inicial de 30 días, prorrogable hasta tres meses, mientras la CNMC evalúa sus efectos sobre la estabilidad y el mercado.
El P.O. 7.4, en pausa
El nuevo procedimiento P.O. 7.4, centrado en el control de tensión, sigue pendiente de aprobación. Los productores de electricidad advirtieron que su aplicación inmediata podría ser problemática. Muchos equipos actuales no están diseñados para responder con la velocidad exigida y, si se los fuerza, podrían sufrir daños o paradas no planificadas. Otras instalaciones necesitarían invertir en modernización antes de cumplir con los nuevos estándares de respuesta rápida.
También alertaron de que una reacción demasiado brusca podría provocar el efecto contrario al buscado. En lugar de estabilizar la red, podría generar oscilaciones peligrosas. Ante estas objeciones, la CNMC pidió a REE reforzar la coordinación con los generadores, aprovechar al máximo la capacidad disponible y acelerar los procesos que permiten habilitar nuevas instalaciones.
El objetivo es ampliar el número de actores capaces de participar en el control de tensión sin poner en riesgo la seguridad del sistema. Actualmente, 161 instalaciones, entre ciclos combinados, parques eólicos, plantas fotovoltaicas, hidráulicas y de biomasa, han solicitado realizar pruebas para ofrecer este servicio.
Qué es el control de tensión
La tensión eléctrica puede compararse con la “presión” con la que circula la electricidad por la red. Si esa presión varía de forma brusca, puede provocar apagones o daños en equipos domésticos e industriales. El control de tensión busca mantenerla estable, especialmente en momentos en que hay mucha generación renovable y la demanda es baja.
El problema no es la falta de electricidad, sino la rapidez con que el sistema debe reaccionar ante los cambios. No todos los generadores están preparados para hacerlo con la agilidad necesaria.
Lecciones de otros mercados
En el Reino Unido, el operador National Grid ESO lleva años aplicando servicios de potencia reactiva, la capacidad de absorber o inyectar electricidad para ajustar el voltaje, con el fin de mantener la tensión dentro de límites seguros. La transición hacia un sistema dominado por renovables ha hecho más compleja esta tarea, ya que muchas tecnologías nuevas no pueden ofrecer este tipo de respuesta con la misma eficacia que las centrales convencionales.
En Alemania, 50Hertz ha abierto licitaciones específicas para que fuentes renovables, sistemas de almacenamiento con baterías y otros recursos participen activamente en el control de tensión. Esta apertura del mercado busca integrar soluciones más dinámicas y competitivas, combinando innovación tecnológica y seguridad del sistema.
Estas experiencias muestran que el reto no es solo técnico ni exclusivo de España. También implica rediseñar el mercado eléctrico, actualizar las centrales y acelerar la integración de nuevas tecnologías.
Equilibrar seguridad, costes y transparencia
Los cambios quedaron reflejados en el Boletín Oficial del Estado, que establece la obligación de REE de reforzar la supervisión del control de tensión y coordinarse de forma más estrecha con los generadores. Además, se exige aprovechar mejor la capacidad del parque eléctrico, tanto renovable como convencional, y garantizar la transparencia en todas las operaciones.
Aun así, las compañías eléctricas mantienen algunas reservas. Alegan que los nuevos requisitos técnicos podrían reducir sus ingresos, ya que les obligan a dedicar tiempo operativo y recursos a servicios de control que no siempre reciben la misma compensación económica que la generación convencional. También advierten de los costes adicionales que supondría adaptar equipos antiguos y del posible impacto sobre su eficiencia.
Mirando hacia adelante
La CNMC ha actuado con una combinación de urgencia y prudencia. Algunos procedimientos se ajustan de manera provisional, mientras que otros, como el P.O. 7.4, permanecerán bajo estudio. Tras meses de trabajo técnico y debate público, el sistema eléctrico español comienza a adaptarse a un entorno más exigente, marcado por la transición energética y la digitalización de la red.
La publicación de esta resolución representa un paso importante hacia una red más moderna y flexible. También marca el inicio de una nueva etapa de aprendizaje, a la espera del informe definitivo de ENTSO-E, que analizará en detalle las causas y responsabilidades del apagón del pasado abril. Su conclusión servirá para ajustar, con mayor precisión, las medidas que España debe implementar para garantizar un suministro más seguro y resiliente.
