Mis Soluciones para reforzar la red eléctrica : contención, medidas realistas y planificación

¿Qué soluciones pueden reforzar y dar mas resiliencia la red eléctrica para evitar otro apagón a corto plazo? y ¿cuáles son realmente viables?

De la contención operativa a la resiliencia real

Hola amigos. Reforzar la red eléctrica no consiste en acumular tecnologías, sino en distinguir qué puede utilizarse hoy, qué se está desplegando y qué necesita varios años para aportar capacidad real.

El informe final de ENTSO-E sobre el apagón del 28 de abril de 2025 identifica una combinación de factores: oscilaciones, deficiencias en el control de tensión y potencia reactiva, diferencias en las prácticas de regulación de tensión, reducciones rápidas de potencia y desconexiones de generación. No fue simplemente un problema de falta de energía.

En este artículo consideraré corto plazo lo que puede utilizarse actualmente; medio plazo, lo regulado o iniciado pero todavía en despliegue; y largo plazo, las inversiones que necesitan ingeniería, fabricación, obra, pruebas y puesta en servicio.

Medidas de contención actualmente aplicadas

Operación reforzada del sistema

Red Eléctrica aplica desde el 30 de abril de 2025 una programación reforzada para aumentar los márgenes de seguridad mientras se implantan otras medidas.

Según Redeia, hasta finales de abril de 2026 esta programación había supuesto 711 millones de euros, aproximadamente el 2 % de los costes del sistema. Es una cifra comunicada por la propia compañía y debe presentarse como tal.

Es una herramienta operativa y disponible ahora, pero mantenerla indefinidamente significaría seguir resolviendo mediante operación y restricciones necesidades que deberían cubrirse progresivamente con controles y equipos específicos.

Mayor uso de generación gestionable

Una parte de esa operación reforzada consiste en disponer de generación capaz de prestar determinados servicios técnicos cuando el sistema los necesita.

MITECO reconoce expresamente que las restricciones utilizadas para controlar tensión y amortiguar oscilaciones están siendo prestadas fundamentalmente por ciclos combinados de gas.

Su ventaja es inmediata: las centrales existen y pueden programarse. El inconveniente es económico y energético: se recurre a generación por una necesidad técnica aunque otra tecnología pudiera resultar más competitiva en el mercado.

Por tanto, es una solución viable a corto plazo, pero no debería confundirse con una solución estructural.

Redespachos y restricciones técnicas

Las restricciones técnicas permiten modificar los programas de generación, demanda y almacenamiento cuando aparecen circunstancias que afectan a la seguridad, calidad o fiabilidad del suministro.

Son imprescindibles para reaccionar con recursos ya conectados.

El problema aparece cuando una misma necesidad debe resolverse repetidamente mediante redespachos. La modificación de la planificación aprobada en julio de 2026 reconoce precisamente la intención de sustituir parte de las restricciones utilizadas para tensión y oscilaciones por equipos integrados en la red.

Curtailment o reducción de generación

La reducción de generación renovable puede ser necesaria por restricciones técnicas, pero conviene no mezclar conceptos.

Red Eléctrica denomina vertidos técnicos a la energía renovable no integrada por razones de seguridad o restricciones de red y diferencia esos casos de los llamados vertidos económicos, cuando la energía no casa en los mercados por motivos ajenos al operador.

El curtailment técnico es una herramienta disponible, no una solución estructural. Si su utilización aumenta de forma persistente, señala una limitación que puede estar en la red, la flexibilidad, el almacenamiento o la capacidad de control.

No debe venderse como solución ideal, sino como medida defensiva mientras se refuerzan control, observabilidad y regulación.

Medidas a corto plazo: corregir lo que ya existe

Revisión de protecciones eléctricas

Revisar relés, ajustes de disparo, parámetros de inversores y criterios de permanencia ante perturbaciones puede hacerse sobre instalaciones existentes.

ENTSO-E confirmó reducciones rápidas de potencia y desconexiones durante la secuencia del 28A. La CNMC recomienda reforzar las inspecciones periódicas de los sistemas de protección y armonizar límites de tensión y duración de las sobretensiones.

El objetivo no es impedir una desconexión necesaria, sino comprobar que las instalaciones permanecen conectadas dentro de los rangos que técnicamente les corresponden.

Viabilidad a corto plazo: alta.

Procedimientos operativos y recuperación

También puede actuarse sobre consignas, márgenes de tensión, criterios operativos y coordinación de centros de control.

El RD 997/2025 encargó revisar amortiguamiento de oscilaciones, velocidad de variación de tensión, calidad de la inyección de potencia, servicios de ajuste y monitorización.

Los planes de reposición existentes también pueden ensayarse ahora.

Distinto es el nuevo servicio regulado de arranque autónomo. El PO 7.6 fue aprobado en junio de 2026, pero su plena aplicación requiere todavía nota técnica, protocolos de pruebas, habilitación y adaptación de procedimientos de liquidación.

Eso lo sitúa en medio plazo.

Medidas a medio plazo: ver mejor y controlar mejor

Verificación periódica del cumplimiento

El RD 997/2025 estableció un plan extraordinario de inspección de las capacidades de reposición y dispone que posteriormente se repita cada tres años.

La CNMC también está realizando seguimiento del control de tensión y publicó informes en febrero y mayo de 2026.

Además, existen procedimientos sancionadores por indicios de posibles incumplimientos. Conviene precisar que su apertura no atribuye por sí misma la causa del apagón ni prejuzga su resultado.

El marco existe; convertirlo en supervisión sistemática de todo el parque requiere tiempo.

Control de tensión y potencia reactiva

Aquí se ha producido uno de los avances más relevantes.

El PO 7.4 permite prestación mediante consignas en tiempo real y contempla generación, demanda, almacenamiento e instalaciones híbridas. La modificación de junio de 2026 añadió, entre otras medidas, una modalidad de consigna fija.

A 22 de junio de 2026, la CNMC indicaba que había 22 GW habilitados para prestar el servicio mediante consignas en tiempo real, de ellos 8 GW RECORE y 14 GW síncronos.

Ya existe capacidad operativa, pero la propia CNMC considera necesario seguir aumentando el número de instalaciones habilitadas.

Por eso su despliegue completo sigue siendo de medio plazo.

Monitorización y coordinación TSO-DSO

El RD 917/2025 obliga a determinadas instalaciones de producción renovable, cogeneración y residuos de más de 1 MW, individualmente o mediante determinadas agrupaciones, a enviar telemedidas. Por encima de 5 MW se establece la adscripción a centro de control. Las obligaciones alcanzan también a determinadas instalaciones de almacenamiento.

Desde el 1 de septiembre de 2026, los PO 9.2 y 14.4 permiten liquidar penalizaciones por incumplimientos de adscripción, envío y calidad de telemedidas.

El reto ahora es convertir esa información en observabilidad y coordinación efectiva entre transporte, distribución y recursos conectados.

Mitigación de oscilaciones

ENTSO-E incluye las oscilaciones entre los factores que intervinieron en el incidente.

El RD 997/2025 obligó a revisar los mecanismos de amortiguamiento y la respuesta frente a variaciones de tensión. Parte puede resolverse mediante ajustes, PSS y controles sobre electrónica de potencia; otras actuaciones necesitan estudios de interacción y pruebas.

Por eso la mejora de controles existentes encaja en medio plazo, mientras que instalar nuevos equipos físicos destinados a proporcionar soporte adicional corresponde al largo plazo.

Medidas a largo plazo: inversiones estructurales

Compensadores síncronos, SVC, STATCOM y reactancias

Estos equipos pueden aportar control de tensión y potencia reactiva y, dependiendo de la tecnología, otras prestaciones de estabilidad.

En julio de 2026 se incorporaron a la planificación 51 actuaciones asociadas a 615 millones de euros, entre ellas cuatro e-STATCOM, 20 reactancias y ocho MCSR.

Pero planificado no significa operativo.

Hasta que una actuación complete definición técnica, aprobación económica, contratación, fabricación, obra, pruebas y puesta en servicio, no aporta capacidad real a la red.

Por eso mantengo estas inversiones en largo plazo, aunque su necesidad ya haya sido reconocida en la planificación.

Refuerzo de interconexiones

Las interconexiones aumentan las posibilidades de intercambio y apoyo entre sistemas, pero no sustituyen el control interno de tensión ni una correcta coordinación de la red española.

En el Golfo de Bizkaia sí existen actualmente obras físicas: estación conversora de Gatika, trabajos terrestres y tendido de cable submarino iniciado en agosto de 2026. La puesta en servicio continúa prevista para 2028 y elevaría la capacidad de intercambio con Francia hasta unos 5.000 MW.

Por tanto, es una infraestructura relevante, pero no es una solución disponible frente a un problema operativo actual.

Almacenamiento, redes inteligentes y microredes

El almacenamiento puede prestar servicios rápidos si dispone de convertidores, controles, comunicaciones y capacidad disponible. El PO 7.4 permite ya la participación del almacenamiento en control de tensión.

Aprovechar instalaciones existentes puede avanzar a medio plazo. Añadir varios GW, bombeos u otras grandes capacidades es una inversión estructural.

Las redes inteligentes exigen igualmente sensores, comunicaciones y automatización durante años.

Las microredes pueden mejorar la continuidad de hospitales, industrias o infraestructuras críticas, pero su efecto es local: no son una medida principal para impedir un cero peninsular.

Una hoja de ruta realista para reforzar la red:

La prioridad a corto plazo es utilizar mejor los recursos existentes: programación reforzada mientras resulte necesaria, restricciones técnicas, revisión de protecciones y procedimientos y ensayo de planes de reposición.

A medio plazo, el objetivo es hacer efectiva la regulación ya aprobada: extender el control de tensión, telemedidas, verificación del cumplimiento, coordinación TSO-DSO, amortiguamiento de oscilaciones y arranque autónomo.

A largo plazo aparecen las actuaciones que modifican físicamente la red: STATCOM, reactancias, compensadores síncronos, nuevas interconexiones y almacenamiento estructural.

La diferencia es fundamental: una actuación regulada o incluida en la planificación no refuerza físicamente el sistema hasta que está desplegada, probada y operativa.

Mientras tanto, la resiliencia depende de controlar mejor la tensión, conocer mejor el estado real de la red y conseguir que instalaciones y protecciones respondan como está previsto.