Este fue el punto de partida de una transformación del sistema eléctrico europeo, impulsada por la creciente penetración de renovables, la digitalización de la red y la necesidad de nuevos servicios de soporte como el control de tensión y frecuencia.
A partir de 2020, múltiples documentos técnicos de ENTSO-E, Red Eléctrica y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) señalaron la necesidad de reformar los servicios de no frecuencia y desarrollar mecanismos robustos de gestión de tensión. Entre ellos destacan el informe de REE sobre necesidades para la operabilidad del sistema (septiembre de 2020) donde ya se alertaba de los riesgos de una mayor presencia de generación asíncrona en la red y el lanzamiento de una consulta pública para un nuevo servicio de control de tensión (noviembre de 2020).
En los años siguientes, se desarrolló un ‘sandbox’ (banco de pruebas) regulatorio específico para este fin. Desde agosto de 2022 hasta noviembre de 2023, se sucedieron los informes técnicos, las condiciones para proyectos demostrativos y los procedimientos administrativos para regularlo. Sin embargo, esta evolución fue insuficiente para abordar los problemas del sistema.
La Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) propuso en diciembre de 2023 enmiendas al Código de Red sobre Requisitos para la Conexión de Generadores (RfG) y al Código de Conexión de Alta Tensión en Corriente Continua (HVDC). Estas enmiendas buscaban incorporar los requisitos técnicos para poner en marcha el «grid forming» y la capacidad de soportar tasas de cambio de frecuencia (RoCoF), fundamentales para la estabilidad de la red en escenarios con alta penetración de energías renovables.
La industria solar, representada por SolarPower Europe, expresó entonces su preocupación respecto a la implementación obligatoria del «grid forming» y argumentaron que antes de imponer tales requisitos, era necesario realizar evaluaciones de impacto claras y desarrollar una hoja de ruta industrial en consulta con el sector. Además, señalaron que imponer la adición de sistemas de almacenamiento a las plantas solares podría aumentar los costes sin una justificación.
En 2024, se intensificaron las señales de alarma. En enero, la CNMC incluyó en su memoria justificativa para analizar la retribución de las redes un diagnóstico del estado del control de tensión.
La CNMC reconocía en su informe la importancia de poner en marcha la modificación del Procedimiento de Operación 7.4, las conclusiones del proyecto piloto de control de tensión de la demanda y el impacto de la instalación de nuevas reactancias por parte del transportista, tanto las instaladas, como las planificadas.
De hecho, en el seno de dicho Grupo de trabajo celebrado el 24 de junio de 2024, un directivo de Red Eléctrica reconocía que «el incremento de pérdidas en la red de transporte en las horas solares se han incrementado a razón de un 20% anual en los tres últimos años, totalizando un 60% acumulado desde valores de 2020. Hay alrededor de 25 GW de fotovoltaica instalados, en general, en la mitad sur de la península, que hay que vehicular en una parte importante a la mitad norte, estresando la red».
El 3 de septiembre, REE reconoció explícitamente un problema de tensión dentro del grupo de trabajo de la Circular 3/2020. Aun así, las medidas correctoras estructurales no llegaron a tiempo.
A comienzos de 2025, la situación se volvió crítica con la caída el 9 de enero por un problema de tensión de la nuclear de Almaraz. Apenas un día después, elEconomista.es desveló los riesgos identificados por la CNMC.
El regulador indicaba en su informe que para mantener las tensiones dentro de los márgenes, durante los últimos años se había intensificado la aplicación de medidas (reactancias y apertura de líneas) por lo que el sistema estaba «perdiendo margen de actuación ante posibles situaciones excepcionales» e indicaba que en ocasiones «se hace necesario conectar generación por restricciones técnicas por agotamiento de las medidas», lo que se alejaría del discurso mantenido por la presidenta de Redeia.
El 17 de abril, la situación incluso fue más allá y el propio ENTSO-E -en el que no olvidemos que participa Red Eléctrica- emitió una advertencia sobre la estabilidad del sistema, que anticipaba una posible pérdida de control si no se implementaban medidas urgentes.
Apenas unos días después, el 22 de abril los primeros síntomas comenzaron a notarse con los problemas experimentados en la red de ferrocarril. Posteriormente, se observaron incidencias cerca de la refinería de Repsol en Cartagena y, finalmente, once días después del aviso, el 28 de abril, se produjo el gran apagón.
Este colapso fue consecuencia directa de una acumulación de déficits en la gestión de tensión y de reservas eléctricas, en un contexto de alta penetración de energías renovables no síncronas y una infraestructura aún no adaptada a los nuevos desafíos de estabilidad.
El apagón del 28 de abril no fue una sorpresa. Fue el punto final -al menos por ahora- de una cronología de advertencias técnicas, propuestas regulatorias aplazadas y decisiones institucionales que no lograron anticiparse al cambio de paradigma eléctrico. Más que un fallo puntual, el corte de suministro es el reflejo de un sistema que no ha terminado de asumir la complejidad del nuevo modelo energético. La constatación de esta situación ha hecho que salten todas las alarmas en Bruselas y que ahora se quiera pisar el acelerador para la inversión en redes. Aunque el 12 de mayo el Parlamento Europeo presentó un informe sobre redes y el 13 de mayo se abrió la consulta pública sobre el ‘European Grid Package’, estas iniciativas llegaron demasiado tarde.
Las energías renovables alcanzaron los 86.747 MW, el 66,5% del total del parque generador español, frente a los 43.778 MW del resto. Este hito se debe a que, en el primer trimestre del año, las renovables incrementaron su potencia instalada en 1.469 MW (1,7%). De nuevo, la solar fotovoltaica fue la energía que acaparó casi todo el crecimiento, con 1.283 MW más (3,9%), hasta un total de 33.757. Con ello marca distancias sobre la eólica, que en el primer trimestre solo añadió 189 MW (0,6%), para situarse en 32.302 MW. Por su parte, las no renovables perdieron 63 MW por la desconexión de la cogeneración, según recoge el informe trimestral realizado por el Observatorio de Energías Renovables de Foro Sella y elaborado por Opina 360
