¿Hay riesgo real de apagón? Beatriz Corredor dice que no

La red eléctrica resiste a las sacudidas de tensión: medidas, costes y claves para entender qué cambia y por qué en el sistema red nacional.

La respuesta ahora mismo es clara: no hay riesgo inminente para la seguridad del suministro eléctrico en España. El operador del sistema, Red Eléctrica (grupo Redeia), y el Gobierno han trasladado un mensaje de tranquilidad tras detectarse en las últimas semanas variaciones rápidas de tensión en la red peninsular. Esos episodios, molestos y ruidosos, se han mantenido dentro de los márgenes reglamentarios y ya han motivado actuaciones técnicas y una petición formal a la CNMC para introducir modificaciones temporales de procedimiento que refuercen el control de la tensión cuando coinciden baja demanda y mucha generación solar.

El cuadro que se dibuja es el de una red exigente pero bajo control. El operador ha enviado nuevas consignas de rampa para que las plantas renovables alcancen el 100% de su capacidad en 15 minutos, ha pedido más herramientas normativas para suavizar las oscilaciones y mantiene la operación en modo reforzado desde el apagón del 28 de abril, un cinturón de seguridad que, eso sí, tiene un coste estimado de 371 millones de euros para el conjunto del sistema. No hay señales de un “cero eléctrico” inminente, aunque sí una lección: en días de cielos limpios y demanda floja, la red necesita disciplina milimétrica y una respuesta impecable de las centrales obligadas a controlar la tensión.

Qué se ha dicho y qué se ha pedido

La noticia que dispara esta pieza tiene dos planos. Por un lado, la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, aseguró que no está en riesgo la seguridad del suministro. Lo dijo con una precisión que conviene retener: las variaciones de tensión observadas han quedado dentro de límites, y su repetición en ciertos momentos del día no equivale a un peligro inminente de apagón. Por otro, Red Eléctrica ha solicitado a la CNMC la aprobación de cambios temporales en varios procedimientos de operación para reforzar el control de la tensión y acelerar la respuesta del sistema en esos tramos delicados. El mensaje es técnico antes que político: evitar que fluctuaciones breves se amplifiquen y asegurar que quien está obligado a regular tensión lo haga con la rapidez y la calidad que la red exige.

La compañía reconoce, además, que el ecosistema eléctrico es hoy más complejo: miles de plantas repartidas, kilómetros de redes, crecimiento explosivo del autoconsumo en baja tensión y un parque renovable que ya marca el ritmo en muchas horas del día. Ese cóctel no es sinónimo de fragilidad, pero sí obliga a mejorar la “observabilidad” de lo que ocurre en baja tensión y a ajustar procedimientos para que el sistema absorba sin sobresaltos los cambios de potencia. De ahí la doble vía: medidas inmediatas (rampas, supervisión reforzada, petición de cambios temporales a la CNMC) y cambios estructurales ya aprobados en junio —como el PO 7.4— que permitirán a las renovables prestar control de tensión en tiempo real cuando estén habilitadas.

Qué hay detrás de las ‘sacudidas’ de tensión

Las variaciones rápidas de tensión registradas estas semanas han coincidido con periodos de baja demanda y alto recurso solar. Es el típico mediodía de otoño despejado: la fotovoltaica empuja, el consumo cae y la red “se descarga”. En esa situación, pequeños cambios de potencia se traducen en cambios de tensión más visibles. El fenómeno no es nuevo, pero se hace más evidente cuando fallan reflejos en parte del parque con obligación de control continuo de tensión, es decir, hidráulicas y térmicas de más de 30 MW conectadas a la red de transporte. Si esas unidades no siguen las consignas con la rapidez debida —o lo hacen con un retardo que parece pequeño, pero cuenta—, las oscilaciones no se amortiguan como deberían.

A esto se suma una segunda capa: la red española ha incorporado en muy poco tiempo multitud de pequeñas instalaciones conectadas a baja tensión, muchas de autoconsumo, que el operador ve peor porque no están telemonitorizadas en tiempo real con el mismo detalle que un grupo hidráulico o un ciclo combinado. Esa falta de “observabilidad” no genera por sí misma una emergencia, pero sí complica el pronóstico y la regulación fina cuando el sistema funciona con poca demanda y una parte sustancial de la generación fluye desde inversores. En este contexto, el refuerzo de reglas y la mejora del telecontrol no es capricho burocrático, sino seguro de estabilidad.

Conviene recordar un detalle físico que a menudo se pierde: no toda generación se comporta igual ante un tirón de tensión. Las máquinas síncronas —hidráulicas, térmicas, nuclear— aportan inercia rotacional y potencia reactiva de forma nativa y continua; su contribución amortigua. Las renovables con inversor —fotovoltaica y eólica— pueden prestar esos mismos servicios con gran precisión, pero siempre que estén habilitadas, telecontroladas y remuneradas para ello. Ahí reside el sentido de los cambios en curso: pedir más a quien puede dar más y dejar claro que la calidad de la tensión es un servicio regulado, con métricas y consecuencias.

Un cambio estructural en marcha: el PO 7.4

En junio se aprobó una revisión del Procedimiento de Operación 7.4 (PO 7.4), la pieza que regula el control de tensión y que abre la puerta a que las renovables —además de la generación síncrona— sostengan la tensión con consignas en tiempo real. Es un giro de fondo por dos razones. Primero, porque reconoce la madurez técnica de los inversores modernos, capaces de regular tensión y responder en milisegundos a las órdenes del operador. Segundo, porque organiza económicamente esa prestación: paga por la capacidad y el servicio correctamente prestado y penaliza los incumplimientos medidos de forma objetiva.

La transición no se hace de golpe. Habilitar unidades, verificar que cumplen, probar telecontrol y medición, definir rangos de operación y ajustar señales económicas lleva tiempo. Entretanto, la red no se queda desprotegida: las centrales con obligación de control —hidráulicas y térmicas— siguen siendo columna vertebral y deben responder a consignas con la calidad exigida. Precisamente por eso el operador ha solicitado refuerzos temporales: para acotar los tramos críticos y exigir más allí donde se ha detectado respuesta insuficiente. Cuando el PO 7.4 esté plenamente desplegado y más renovables aporten control de tensión, las “sacudidas” perderán protagonismo en días solares y el sistema ganará resiliencia sin depender tanto de unidades térmicas en horas de baja demanda.

Este nuevo reparto de tareas no es un capricho local. Países con altas cuotas renovables ya trabajan así: cada recurso aporta lo suyo, las reglas son claras y la medición es densa para que no haya dudas sobre quién estabiliza y quién desestabiliza. España avanza por esa senda, con un calendario propio marcado por el evento del 28 de abril, las medidas preventivas adoptadas desde entonces y la necesidad —ahora— de proteger la red en días de demanda baja sin disparar los costes de forma permanente.

Operar con red de seguridad: del N-1 al “N-12”

En operación eléctrica se habla a menudo de N-1 y N-2. Son formas de expresar redundancias: si falla un elemento (línea, transformador, central), el sistema aguanta; en ocasiones, incluso si fallan dos. Esa es la rutina en una red sana. Lo del 28 de abril fue distinto: una cascada de incidentes que, en palabras de la presidenta de Redeia, equivalió a un “N-12”. Y no hay sistema en el mundo que supere una cadena de esa magnitud. La consecuencia fue conocida: apagón con impacto masivo en la península ibérica, una investigación técnica multicapa y el giro inmediato a modo reforzado.

Ese “modo reforzado” se traduce, en la práctica, en operar con más márgenes, arrancar unidades que aportan inercia y control de tensión, aumentar reservas y vigilar con lupa los tramos horarios sensibles. Reduce el riesgo, pero encarece la operación. De ahí el debate en el sector: cómo equilibrar seguridad y costes, cuánto tiempo mantener el arnés y cómo acelerar la entrada en servicio del nuevo ecosistema de control de tensión donde renovables y almacenamiento sumen músculo.

La referencia numérica ayuda a entender el contexto: el operador cifra en 371 millones de euros el coste agregado de este modo de operación desde el 28 de abril. No es una factura distinta para nadie en concreto, sino coste del sistema que, a través de los servicios de ajuste, termina repartido. A partir de ahí, la pregunta deja de ser si hay que gastar —sí, mientras sea necesario— y pasa a ser cómo gastar mejor: ajustar procedimientos, remunerar la prestación de tensión allí donde aporta más estabilidad, penalizar incumplimientos y transitar hacia un esquema en el que más recursos puedan participar y bajar la presión sobre el resto.

Coste y mercado del modo reforzado

Cuando se mueve la tensión de toda una red, cada décima de segundo cuenta. Para garantizar respuesta en esos plazos, el sistema está pagando más por ciertos servicios de control y reserva. Tiene lógica: arrancar y mantener centrales disponibles, elevar el muestreo de la calidad del servicio, mensajear consignas en ventanas más estrechas y garantizar potencia reactiva cuesta. El operador ha sido explícito con la cifra global —371 millones— y con el objetivo: blindar la estabilidad mientras se completa la transición reglamentaria y tecnológica.

Ese gasto no es un fin en sí mismo. Actúa como puente hacia un modelo donde más actores puedan ofrecer control de tensión y servicios de estabilidad con señales económicas claras. Una vez que la plataforma normativa (como el PO 7.4) y el telecontrol estén desplegados en un número suficiente de instalaciones, la competencia por prestar esos servicios debería crecer y moderar el coste. En paralelo, la calidad medida (seguimiento de consignas, desviaciones, tiempos de respuesta) permitirá reconocer a quien lo hace bien y sancionar a quien incumple, evitando que los fallos de unos se conviertan en sobrecostes para todos.

También se afinan procedimientos en el corazón del mercado diario e intradiario. Publicar programas con más margen para atajar restricciones técnicas en fases tempranas, reducir traslados de energía a momentos donde la red está más sensible, o definir umbrales de cumplimiento más exigentes cuando la tensión se acerca a los límites no son tecnicismos; son válvulas que evitan escalones bruscos y bajan el ruido del sistema. El enfoque es quirúrgico: actuar durante periodos concretos, evaluar resultados y retirar la intervención si ya no hace falta.

Lo que cambia desde ya

Más allá del debate y los plazos regulatorios, ya se aplican ajustes operativos. Las nuevas consignas de rampa enviadas por el operador exigen que las plantas renovables —cuando se les ordena subir— alcancen su plena capacidad en 15 minutos. El objetivo es suavizar escalones de potencia que, en un sistema descargado, se traducen en dientes de sierra de tensión. En paralelo, se ha solicitado endurecer temporalmente las condiciones de medición y cumplimiento del servicio de regulación allí donde las oscilaciones han sido más visibles, con criterios objetivos de evaluación y reportes más frecuentes.

También se trabaja en ampliar la “observabilidad” de la baja tensión. El auge del autoconsumo ha cambiado la foto: miles de pequeños generadores que, sumados, dibujan comportamientos de demanda distintos a los de hace apenas dos años. Ver mejor esa periferia —con datos más granulares y en tiempo casi real— ayuda a prever cómo va a moverse la tensión y anticipar consignas a quienes pueden amortiguar. No se trata de fiscalizar a nadie, pero sí de conectar el nuevo mapa eléctrico con los centros de control para que cada pieza aporte lo que debe en el momento justo.

En la parte industrial del sistema, hidráulicas y térmicas con obligación de control de tensión seguirán siendo pieza crítica en los próximos meses, sobre todo en ventanas horarias donde la fotovoltaica desplaza al resto de tecnologías y la generación síncrona disponible disminuye. Cumplir consignas sin retardos y mantener el servicio continuo de tensión pasa a ser criterio de primer orden. El mensaje es inequívoco: la estabilidad no es un “nice to have”; es núcleo del negocio en una red con renovables masivas.

Lo que marcará las próximas semanas en la red

El titular de hoy se sostiene: no hay riesgo real de apagón por las variaciones de tensión detectadas. Lo que sí habrá es seguimiento milimétrico de varias señales. La primera, cómo se comporta la tensión en tardes soleadas con demanda baja. La segunda, la calidad de respuesta de las centrales obligadas a regularla. La tercera, el ritmo de habilitación de renovables para prestar control de tensión en tiempo real bajo el paraguas del PO 7.4. Y, de fondo, el coste de mantener el modo reforzado mientras la transición cuaja.

No todas esas curvas se verán en portadas. Algunas serán gráficos internos y informes diarios. Otras se notarán en la factura a través de los servicios de ajuste. Si las rampas y los nuevos controles funcionan, el tembleque debería reducirse con rapidez. Si el parque obligado a regular tensión cumple y las renovables habilitadas entran con telecontrol fino, la red ganará colchón en las horas más frágiles sin tener que encender activos de respaldo durante tanto tiempo. Y si no fuera así, persistirá el modo prudente —con su coste— hasta cerrar la ventana de riesgo.

El sistema eléctrico español se juega mucho en la gestión de la tensión. En la década de la descarbonización, la estabilidad no llega por decreto: se construye con reglas claras, medición densa y responsabilidades repartidas. Los hechos de estas semanas apuntan a un sector que aprende del 28 de abril, refuerza procedimientos cuando toca y acelera el despliegue de un control de tensión modernizado donde todos los recursos —síncronos y de inversor— empujan en la misma dirección. Para hoy, basta con una frase que cabe en un renglón: la luz no corre peligro, y la red trabaja para que siga siendo así cuando lleguen los próximos mediodías de cielo limpio.