Cani Fernández, Beatriz Corredor y Sara Aagesen.
Red Eléctrica y el blindaje para evitar apagones un año después del 28-A: más gas, más nuclear y tirar energía renovable
El coste de las 'restricciones técnicas', la herramienta de REE para corregir las necesidades de la red para su buen funcionamiento se ha disparado.
Más información: Las medidas antiapagón de Red Eléctrica encarecen el coste de las 'restricciones técnicas' un 49% en 2025, a 3.770 millones
Se cumple un año del histórico apagón de abril de 2025 que dejó sin luz a millones de hogares y paró la economía durante horas. En estos doce meses el sistema eléctrico español ha ido incorporando un paquete de medidas urgentes y prorrogadas para estabilizar la red con una consecuencia directa para nuestros bolsillos.
Desde el apagón, Red Eléctrica de España (REE) mantiene activo lo que se llama "operación reforzada", en el que prioriza la seguridad sobre la eficiencia económica, y por eso, se da preferencia a los ciclos combinados de gas en picos críticos, que se activan como compensadores síncronos para dar inercia al sistema. Esto produce que se disparen los vertidos de la generación renovable. Es decir, que la energía que no se usa se pierde.
También a raíz del apagón, con este mecanismo de seguridad, "REE pide tanto a la central de Almaraz como a la de Trillo que estén disponibles prácticamente todos los días para entrar por restricciones técnicas", señalan fuentes del sector nuclear a EL ESPAÑOL-Invertia.
"Aunque REE calcule que el coste de lo que se ha llamado 'operación reforzada' sea de 666 millones de euros, la realidad es que se ha disparado el precio de lo que pagamos por las restricciones técnicas, un 49% más en 2025, y en lo que llevamos de año incluso mucho más", señala a EL ESPAÑOL-Invertia Joaquín Coronado, experto energético y Senior Advisor de F2i SGR.
El coste de resolución de restricciones técnicas ha cerrado en 2025 en 3.770 millones de euros frente a los 2.523 millones de 2024, y en lo que va de 2026 está superando cada día al propio precio de la electricidad en el mercado mayorista. Se estima que ese sobrecoste sea muy superior al del año pasado.
Procedimientos de operación
Junto a REE, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), lidera todos los cambios que se han introducido en estos meses, enfocados en controlar variaciones de tensión y potenciar la flexibilidad renovable.
La CNMC aprobó y luego extendió hasta enero de 2027 las modificaciones provisionales en los procedimientos de operación (P.O.) 3.1, 3.2 y 7.2, solicitadas por REE tras detectar oscilaciones bruscas en septiembre de 2025.
Estos cambios optimizan la programación de producción, restricciones técnicas y regulación secundaria, con el objetivo de reducir riesgos sin elevar costes para los consumidores ni alterar el mercado mayorista.
El P.O. 3.1 fija cómo se construye el programa diario de generación a partir del mercado diario, los contratos bilaterales y las nominaciones de los agentes, y el P.O. 3.2 define cómo se resuelven las restricciones técnicas del sistema.
Ahí entran congestiones, falta de reserva, problemas de tensión, cobertura insuficiente de demanda o necesidades de reposición del servicio.
Estas normas evitan desequilibrios en un sistema saturado por renovables que entran con fuerza a primera hora de la mañana, y salen del sistema cuando se pone el sol, lo que provoca grandes oscilaciones en la inercia del sistema.
De ellas, el avance más destacado es el nuevo P.O. 7.4, que aún no está desplegado totalmente, porque por el momento permite solo a poco más de 50 instalaciones renovables –principalmente solar y eólica– prestar servicio de control dinámico de tensión mediante instrucciones en tiempo real.
Activado desde octubre de 2025, este mecanismo habilita una respuesta ágil ante fluctuaciones, clave en una red con penetración renovable superior al 50%.
Paralelamente, la CNMC publicó en marzo pasado un informe con recomendaciones clave para fortalecer la eficiencia y la resiliencia del sistema eléctrico español.
Entre las principales recomendaciones, ve necesarias medidas que mitiguen los cambios bruscos de tensión y mejorar la coordinación entre los gestores de red, además de aumentar la visibilidad de las redes eléctricas para optimizar su gestión.
Otro de los puntos críticos es la gestión de las infraestructuras de evacuación compartidas por varios productores, donde no solo hay congestión a la hora de verter la energía, sino que hay que delimitar con mayor precisión las responsabilidades para asegurar un funcionamiento eficiente del sistema.
Modernizar la red
Paralelamente, el Gobierno ha inyectado 750 millones de euros para reforzar la red de transporte hasta finales de 2026, con 65 actuaciones específicas, incluyendo nuevas reactancias y equipos de estabilización.
Entre estas actuaciones se prevé la instalación de compensadores síncronos por primera vez en la Península, así como la incorporación de nuevas unidades en las islas. Para ello, REE ha lanzado subastas para su construcción e instalación en nudos críticos de la red.
Las subastas garantizan despliegue coordinado, evitando duplicidades y optimizando la red.
Compensador síncrono
Son generadores síncronos sin producción activa de energía, conectados directamente a la red de transporte, que aportan inercia, potencia de cortocircuito y regulación de tensión (potencia reactiva). Son esenciales en sistemas con alta penetración renovable, ya que la electrónica de inversores no replica estos efectos físicos.
En concreto, son ocho compensadores que se distribuyen por la Península; otros dos en Canarias, en La Palma y Lanzarote, complementando los ya previstos en Gran Canaria y Tenerife; y se adelanta la ejecución de otro ya previsto en Mallorca.
La modificación incluye un Sistema de Transmisión de Corriente Alterna Flexible (FACTS, por sus siglas en inglés) -en Cataluña, cerca de las interconexiones con el resto de Europa-, que contribuye a amortiguar oscilaciones en el sistema.
Estas actuaciones no requieren ocupación de nuevos terrenos, ya que se instalarán en gran medida en las actuales infraestructuras de la red de transporte existente.
