Estabilidad de la red eléctrica española: más rapidez, no más inercia

La reciente resolución DCOOR/DE/008/25 de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) introduce medidas de urgencia para contener las variaciones bruscas de tensión que se han detectado en las últimas dos semanas en el sistema eléctrico peninsular español. Aunque las tensiones permanecen dentro de los márgenes operativos establecidos, su rápida variabilidad ha evidenciado la dificultad del operador del sistema para mantener la estabilidad dinámica ante un parque generador dominado por tecnologías basadas en electrónica de potencia.

Esta resolución de octubre 2025 se enmarca en un contexto de medidas urgentes adoptadas por Red Eléctrica. En septiembre de 2025, el operador ya había impuesto la obligación de que las instalaciones renovables realizaran sus transiciones de potencia de 0% a 100% en un mínimo de 15 minutos, frente a los 2 minutos anteriores. Ambas medidas —la de septiembre sobre rampas y la de octubre sobre reserva térmica y control de tensión— responden a la misma estrategia: ralentizar deliberadamente la velocidad de cambio del sistema para dar tiempo a que la inercia de las centrales térmicas pueda absorber las perturbaciones.

El hecho de que estas medidas se adopten de forma casi simultánea revela la urgencia percibida por el operador, pero también expone una visión conceptualmente limitada del problema: en lugar de dotar al sistema de capacidad de respuesta rápida, se opta por ralentizarlo y mantenerlo dependiente de tecnologías del pasado.

Las medidas de octubre 2025

La resolución introduce una modificación temporal (30 días prorrogables) de los procedimientos de operación 3.1, 3.2, 7.2 y 7.4, articulada en tres líneas principales:

1. Refuerzo de reserva térmica disponible: Se flexibiliza la publicación del Programa Diario Viable Provisional (PDVP) y se incorpora la gestión de reserva a subir ya en el proceso tras el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), evitando trasladar redespachos al tiempo real. Los grupos térmicos programados por insuficiencia de reserva deberán aplicar limitaciones de programa mínimo y reservar toda su capacidad para los mercados de balance. Red Eléctrica podrá ordenar el arranque preventivo de grupos adicionales para garantizar un margen adecuado de reserva ascendente.

2. Obligación de seguimiento del programa PTR (rampas preestablecidas) para todas las instalaciones habilitadas en regulación secundaria, incluso sin participación activa mediante ofertas, reduciendo los cambios bruscos de potencia ("saltos en escalón").

3. Endurecimiento de los requisitos de control dinámico de tensión: Se eleva del 75% al 90% el umbral mínimo de cumplimiento de consignas y se incrementa el muestreo a 60 valores por periodo en la modalidad básica, mejorando la validación del servicio.

Junto a la limitación de rampas de septiembre, el paquete completo de medidas busca ganar tiempo: ralentizar las renovables (15 minutos para cambios completos de potencia), suavizar las transiciones (PTR obligatorio) y mantener masa girante térmica disponible. Es una estrategia defensiva que intenta adaptar un sistema del siglo XXI a herramientas de gestión del siglo XX.

El problema ignorado: la naturaleza local del control de tensión

Un aspecto crítico que estas medidas no abordan adecuadamente es la naturaleza fundamentalmente local del control de tensión y reactiva. A diferencia del control de frecuencia, que es una magnitud global del sistema (la frecuencia es prácticamente idéntica en todos los puntos de la red síncrona), la tensión es una variable local que depende de los flujos de potencia reactiva en las proximidades.

El radio de acción efectivo del control de tensión mediante inyección o absorción de reactiva varía según el nivel de tensión:

• Red de 400 kV: 30-80 km de radio efectivo

• Red de 220 kV: 15-40 km de radio efectivo

• Redes de 132 kV e inferiores: 5-20 km de radio efectivo

Estos rangos dependen de las impedancias de línea, la configuración de la red y el nivel de carga, pero el principio es claro: la potencia reactiva no viaja bien a larga distancia. Intentar controlar la tensión en Andalucía desde una central en Galicia es técnicamente ineficaz, ya que la mayor parte de la reactiva se pierde en las impedancias de las líneas de transporte.

El desajuste geográfico del sistema español

Este hecho físico fundamental revela un problema estructural en el sistema eléctrico español: la distribución geográfica de la generación no coincide con las necesidades de control de tensión.

• Generación térmica: Concentrada en el norte y en algunos puntos del Mediterráneo

• Generación solar: Masivamente concentrada en el sur (Andalucía, Extremadura, Castilla-La Mancha)

• Autoconsumo fotovoltaico: Distribuido pero con fuerte presencia en el sur y el arco mediterráneo

Durante las horas de alta producción solar, el sur del sistema experimenta: descargas masivas de las redes de transporte (baja demanda neta), alta concentración de generación basada en inversores, escasa presencia de generación síncrona local, y alta sensibilidad a variaciones de potencia activa (relación V=f(P) más pronunciada con redes descargadas).

En estas condiciones, arrancar ciclos combinados en el norte para proporcionar reserva de potencia activa no aporta apenas capacidad de control de tensión en el sur. La potencia activa sí puede enviarse a larga distancia, pero no la reactiva necesaria para estabilizar las tensiones locales.

Red Eléctrica puede tener toda la reserva térmica que desee en el norte, pero si el problema de tensión se produce en la subestación de Guillena (Sevilla) por una variación brusca de generación fotovoltaica concentrada, la respuesta debe venir de activos locales, no de turbinas a 700 kilómetros de distancia.

El verdadero desafío: velocidad y proximidad

El problema actual tiene, por tanto, dos dimensiones inseparables:

1. Velocidad insuficiente: Las variaciones de tensión ocurren en milisegundos a pocos segundos, muy por debajo de la capacidad de reacción de la regulación secundaria convencional y de los controles tradicionales.

2. Falta de capacidad local: La generación con capacidad de control dinámico de tensión no está donde se necesita. Regular térmicas en el norte no resuelve problemas en el sur.

La estrategia de ralentizar las renovables (rampas de 15 minutos) busca ganar tiempo para que las térmicas del norte puedan reaccionar, pero esto es fundamentalmente inadecuado para controlar tensiones en el sur. Es intentar compensar con tiempo lo que debería resolverse con proximidad.

De poco sirve que una planta solar en Sevilla tarde 15 minutos en cambiar su producción si: el transitorio de tensión se desarrolla localmente en segundos, la reactiva necesaria debe generarse en Andalucía (no puede importarse del norte), y ralentizar la solar no aporta capacidad de control, solo reduce la velocidad del problema.

Soluciones tecnológicas: distribución y rapidez

La respuesta adecuada requiere desplegar capacidad de control distribuida, rápida y próxima a los puntos críticos:

Inversores grid-forming en renovables: Permite que las propias plantas solares y eólicas del sur actúen como fuentes formadoras de red, aportando control dinámico de tensión en el punto donde están conectadas. Una planta fotovoltaica en Sevilla equipada con grid-forming puede resolver problemas locales en milisegundos, algo imposible para una térmica cientos de kilómetros de distancia. Y sin necesidad de ralentizar artificialmente sus rampas.

Almacenamiento distribuido estratégicamente: Baterías ubicadas en los nodos críticos del sur pueden aportar tanto potencia activa como reactiva instantáneamente, actuando como "anclas de estabilidad" locales.

Dispositivos FACTS en subestaciones críticas: Los compensadores estáticos (STATCOM, SVC) y compensadores síncronos instalados en las subestaciones del sur donde se concentra la evacuación solar pueden estabilizar tensiones locales en 20-50 ms. En Andalucía, Extremadura y Castilla-La Mancha, estos dispositivos deberían ser infraestructura obligatoria, no opcional.

Exigencia de capacidad de control local: Las nuevas instalaciones renovables en zonas de alta concentración deberían estar obligadas a aportar servicios de control de tensión local como condición de conexión, no como servicio opcional remunerado posteriormente.

Demanda flexible distribuida: Grandes consumidores industriales en el sur pueden modular su consumo y aportar compensación reactiva de forma coordinada, actuando como recursos distribuidos de estabilización.

Hacia una operación predictiva y distribuida

El denominador común es la velocidad de actuación, proximidad geográfica y coordinación digital. La estabilidad futura se apoyará en:

• Redes de sensores de medida fasorial (PMUs) que observen el sistema en tiempo real

• Controladores distribuidos capaces de actuar autónomamente en milisegundos

• Inteligencia artificial que anticipe patrones de inestabilidad regional

• Coordinación entre activos locales antes que dependencia de respuestas centralizadas

Esta es la transición necesaria: pasar de una operación centralizada y reactiva a una operación distribuida, predictiva y autónoma, capaz de gestionar estabilidad local con recursos locales.

Valoración crítica de las medidas

En este contexto, el paquete de medidas adoptado en septiembre-octubre 2025 constituye una respuesta conservadora e insuficiente:

1. Ignora la naturaleza local del problema: Aumentar reserva térmica en el norte no resuelve problemas de tensión en el sur

2. Confunde tiempo con capacidad: Ralentizar las renovables no aporta control de tensión donde se necesita

3. Perpetúa la dependencia térmica: Mantiene el sistema atado a generación síncrona geográficamente mal ubicada

4. Encarece el sistema: Mantener ciclos combinados al ralentí es costoso y se traslada a la demanda

5. Retrasa la modernización: Aplaza la inversión en soluciones estructurales

Mantener ciclos combinados al mínimo técnico puede mitigar riesgos inmediatos de frecuencia y proporcionar reserva de potencia activa, pero no aporta control de tensión efectivo en las zonas donde realmente se necesita. Ralentizar las rampas de las renovables puede suavizar las perturbaciones, pero no resuelve la ausencia de capacidad de control local. Es como intentar apagar un incendio en Sevilla con mangueras conectadas a hidrantes en Santiago de Compostela: el agua simplemente no llega, por mucho que se abran los grifos despacio.

El camino adelante

El camino hacia una red eléctrica estable y descarbonizada requiere:

• Repensar la estructura de servicios de sistema: Remunerar capacidad de respuesta rápida y local, no solo volumen de reserva centralizado

• Obligatoriedad de grid-forming: Nuevas renovables en zonas críticas deben aportar formación de red

• Inversión en infraestructura distribuida: FACTS, condensadores síncronos y almacenamiento en nodos críticos del sur

• Generación distribuida de respaldo: Pequeños grupos de emergencia distribuidos geográficamente mejor que grandes centrales concentradas

• Observabilidad total: PMUs en todos los niveles de tensión para detección temprana

• Coordinación inteligente: Algoritmos que gestionen recursos distribuidos en tiempo real

España tiene una oportunidad única: la masiva concentración de solar en el sur puede convertirse en fortaleza si esas mismas instalaciones se dotan de capacidad de formación de red. Una planta solar con grid-forming en Andalucía vale más para la estabilidad local que diez ciclos combinados en el norte, y puede responder en milisegundos sin necesidad de rampas artificialmente lentas.

La inercia rotacional fue la base de la estabilidad en el siglo XX, cuando la generación estaba distribuida por todo el territorio. En el XXI, con generación concentrada y variable, la estabilidad dependerá de la rapidez, distribución geográfica e inteligencia con que se gestione la energía.

Las medidas de septiembre y octubre de 2025 son síntomas de un sistema operado con mentalidad del pasado. La pregunta no es si debemos mantener las térmicas encendidas o ralentizar las renovables, sino por qué seguimos dependiendo de soluciones geográficamente inadecuadas cuando tenemos tecnología para que cada región estabilice su propia red. El tiempo de respuesta del sistema ya no se mide en minutos, sino en milisegundos. Y la distancia efectiva del control de tensión no se mide en cientos de kilómetros, sino en decenas.

Joaquín Coronado es presidente de Build to Zero y confundador de Digital Five Investment.