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: cómo reforzar la red eléctrica con medidas verificables, coordinación y control de tensión.

Hola amigos, Reforzar la red eléctrica no consiste en acumular tecnologías, sino en ordenar prioridades.

Tras el apagón del 28 de abril de 2025, lo prudente no es buscar una causa única ni una solución milagrosa, sino revisar cómo se comportan la tensión, la potencia reactiva, las protecciones, la generación y la coordinación entre agentes.

Por eso y basándome en las recomendaciones de la CNMC y ENTSO-E os propongo una hoja de ruta.

Medidas de contención actualmente aplicadas

Antes de hablar de soluciones estructurales, conviene separar una cosa importante: las medidas de contención que ya se están aplicando para operar con más prudencia no son lo mismo que las reformas definitivas del sistema:

Operación reforzada del sistema

Tras el apagón, Red Eléctrica ha mantenido una operación más conservadora del sistema, conocida como operación reforzada o “modo reforzado”. Esta forma de operar busca aumentar los márgenes de seguridad, especialmente en el control de tensión, aunque implique más restricciones técnicas y mayor coste operativo. Según informaciones recientes, REE cifró el coste de esta operación reforzada hasta abril de 2026 en 711 millones de euros.

Mayor uso de generación gestionable

Una de las medidas de contención consiste en mantener más generación síncrona o gestionable conectada cuando el sistema lo requiere. No se trata de una solución estructural perfecta, sino de una defensa operativa: aporta control de tensión, potencia reactiva, inercia y mayor robustez ante perturbaciones.

El problema es que tiene coste. Mantener más grupos disponibles puede encarecer la operación, pero reduce el riesgo de operar con márgenes demasiado estrechos.

Redespachos y restricciones técnicas

Otra medida de contención es aumentar los redespachos y restricciones técnicas. Esto permite modificar el programa previsto para asegurar que el sistema no solo tenga suficiente energía, sino también suficiente estabilidad eléctrica.

Aquí está la clave: una red eléctrica no se sostiene solo con megavatios. También necesita tensión dentro de límites, reactiva disponible, protecciones coordinadas y capacidad de respuesta ante cambios rápidos.

Curtailment o reducción preventiva de generación

También puede aplicarse reducción preventiva de generación renovable en determinados momentos. Es una medida incómoda, porque supone desaprovechar energía disponible, pero puede ser necesaria si la red no puede absorberla con seguridad o si se necesita mantener márgenes de estabilidad.

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

La primera medida estructural debe ser revisar protecciones, relés, ajustes de disparo, parámetros de inversores y criterios de permanencia ante perturbaciones.

No se trata de impedir que las protecciones actúen, sino de evitar que lo hagan de forma prematura, descoordinada o excesivamente conservadora. En una red con mucha generación renovable y distribuida, pequeñas desconexiones simultáneas pueden amplificar un problema inicialmente controlable.

Verificación periódica del cumplimiento

No basta con revisar certificados iniciales. Hay que comprobar que las instalaciones se comportan en operación como declaran comportarse.

La CNMC recomendó reforzar los programas de inspección periódica de los sistemas de protección y verificar el funcionamiento de las instalaciones después de su certificación inicial. Este punto blindaria técnicamente el argumento de que algunas instalaciones actuaron indebidamente o no como debieran haberlo hecho.

Mejora de criterios de desconexión

Otra medida inmediata es revisar cuándo, cómo y bajo qué condiciones debe desconectarse una instalación.

El objetivo es evitar respuestas automáticas que, vistas individualmente, parecen correctas, pero que sumadas pueden generar una cascada. La protección local debe ser compatible con la estabilidad global del sistema.

Revisión de procedimientos operativos

Los procedimientos operativos deben revisarse con mentalidad de mejora continua: consignas, márgenes de tensión, comunicación entre centros de control, coordinación entre agentes y actuación ante eventos rápidos.

A corto plazo no hace falta rediseñar toda la red. Hace falta eliminar ambigüedades y reforzar disciplina operativa.

Ensayo de planes de recuperación

Los planes de reposición del servicio y recuperación tras un apagón ya existen, pero deben ensayarse y actualizarse.

No basta con que el procedimiento esté escrito. Debe probarse con simulaciones, ejercicios y revisión posterior. Red Eléctrica activó sus protocolos tras el incidente del 28 de abril, lo que confirma que este bloque es necesario, pero también debe revisarse tras cada evento relevante.

Medidas a medio plazo: ver mejor y controlar mejor

Control de tensión y potencia reactiva

Este debe ser el centro del artículo. El problema no puede explicarse solo como falta de energía. Hay que hablar de tensión, reactiva, márgenes operativos y capacidad real de respuesta.

La CNMC ha recomendado medidas para mitigar cambios bruscos de tensión, reforzar coordinación entre gestores de red y mejorar visibilidad de infraestructuras.

Control dinámico de red

El control dinámico de red encaja como medida de medio plazo. No es una tecnología única, sino una forma más avanzada de operar con consignas dinámicas, automatización supervisada, datos en tiempo real y coordinación entre activos.

Debe integrar generación renovable, demanda, almacenamiento, tensiones, flujos, protecciones y restricciones de red. Pero debe implantarse con prudencia: automatizar sin lógica anti-oscilación puede añadir problemas.

Monitorización en tiempo real

La monitorización en tiempo real también debe situarse en medio plazo. Aunque SCADA avanzado, PMU, WAMS y sensores sincronizados existen, su despliegue robusto exige inversión, comunicaciones, ciberseguridad, integración de datos y formación.

ENTSO-E señala la necesidad de mejorar prácticas operativas, monitorización del comportamiento del sistema y coordinación/intercambio de datos entre agentes.

Coordinación TSO-DSO-generadores

Esta medida debe tener apartado propio. Cada vez más fenómenos locales pueden tener impacto sistémico. Por eso hace falta más visibilidad sobre redes de distribución, generación distribuida, instalaciones renovables e infraestructuras de evacuación compartidas.

Sin datos fiables, el operador ve tarde. Y si ve tarde, actúa tarde.

Mitigación de oscilaciones

También debe incluirse una línea específica sobre oscilaciones: detección, análisis modal, alarmas, criterios de actuación y coordinación ante oscilaciones locales o interárea.

No es un detalle menor. El análisis posterior del apagón ha situado las oscilaciones y el control de tensión entre los elementos relevantes del incidente.

Medidas a largo plazo: inversiones estructurales

Compensadores síncronos, SVC y STATCOMs

Los compensadores síncronos, SVC y STATCOMs pueden aportar soporte de tensión, potencia reactiva, potencia de cortocircuito y estabilidad local.

Son tecnologías maduras, pero no inmediatas. Requieren estudios de ubicación, ingeniería, permisos, compra de equipos, obra, conexión, pruebas y mantenimiento.

Refuerzo de interconexiones

Las interconexiones mejoran seguridad de suministro, intercambios y apoyo exterior, pero no sustituyen el control interno de tensión ni la coordinación del sistema peninsular.

Son útiles, pero de largo plazo por permisos, inversión, obra civil, acuerdos internacionales y planificación ambiental.

Almacenamiento energético

El almacenamiento debe matizarse. Las baterías de corta duración pueden apoyar servicios rápidos y gestión operativa. El almacenamiento de larga duración, como bombeo, baterías avanzadas o hidrógeno, pertenece claramente al largo plazo.

Ayuda, pero no sustituye protecciones bien ajustadas, control de tensión ni observabilidad.

Redes inteligentes y microredes

Las redes inteligentes son necesarias, pero no son una actuación única. Requieren sensores, automatización, comunicaciones, ciberseguridad, análisis predictivo y coordinación.

Las microredes pueden aportar resiliencia local en hospitales, campus, polígonos o instalaciones críticas. Pero deben quedar como medida complementaria, no como solución principal para evitar un apagón sistémico.

Lecciones Aprendidas

La hoja de ruta más sólida para mejorar el sistema en relación a lo ocurrido el 28A, sería esta:

• Primero, medidas de contención para operar con más margen;
• Después, revisión de protecciones, criterios de desconexión, verificación de cumplimiento, procedimientos y planes de recuperación.
• En medio plazo, control de tensión y reactiva, control dinámico de red, monitorización, coordinación y mitigación de oscilaciones y reforzar criterios de conexión.
• A largo plazo,compensadores síncronos, SVC, STATCOMs, interconexiones, almacenamiento, redes inteligentes y microredes.

La prioridad no es prometer más tecnología. La prioridad es que el sistema sea observable, coordinado, verificable y capaz de responder antes de que una perturbación se convierta en cascada.