Estas son las medidas que pide la CNMC para que no vuelva a ocurrir otro gran apagón en España

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha publicado un informe con recomendaciones para reforzar la eficiencia y resiliencia del sistema eléctrico español, a partir de las conclusiones extraídas de la investigación del incidente ocurrido el 28 de abril de 2025.

Realmente ha trazado un plan para que se establezcan medidas para que no vuelva a ocurrir otro apagón como el del 28 de abril. Además de este informe, se espera por parte del regulador la apertura de expedientes a los agentes del mercado eléctrico que no consiguieron mantener el suministro eléctrico. En definitiva, un apagón, que en opinión de la CNMC, se podía haber evitado.

"En el momento del incidente, el sistema disponía de herramientas normativas y regulatorias, así como de mecanismos para garantizar el suministro", explica.

Por todo lo sucedido, la CNMC ha decidido una serie de recomendaciones y medidas a adoptar. Estas son:

Medidas inmediatas

Las actuaciones inmediatas tienen como finalidad abordar las mejoras operativas más necesarias y consolidar las medidas adoptadas tras el incidente del 28 de abril, asegurando su seguimiento y coherencia:

• Seguimiento de las medidas urgentes ya implantadas, en particular las relativas a la limitación de rampas de producción, el refuerzo de la firmeza de los programas y las modificaciones temporales de los procedimientos de operación, evaluando su eficacia real sobre la estabilidad de la tensión y en su caso ampliación a otras instalaciones

• Impulso efectivo de la habilitación de instalaciones para el seguimiento de consignas de control de tensión en tiempo real, especialmente de generación renovable, como paso necesario para avanzar hacia un control dinámico de la tensión más eficaz.

• Revisión de la normativa de control de tensión, para adecuar los tiempos de respuesta, los criterios de verificación del cumplimiento y los esquemas de prestación del servicio a escenarios de variabilidad rápida de la tensión y analizar y, en su caso, avanzar de forma gradual en la ampliación del ámbito de aplicación del seguimiento de consignas de control de tensión, evaluando su extensión a otras instalaciones.

• Impulsar ante ACER y la Comisión Europea la revisión del encaje de los procesos de negociación del mercado diario e intradiario europeos en los procesos de análisis de seguridad del operador del sistema, en particular, la adaptación de los horarios de los mercados para que puedan ser compatibles con una operación física resiliente.

Medidas a corto, medio y largo plazo

Según la CNMC, en una segunda fase, resulta necesario abordar ajustes normativos y técnicos, orientados a adaptar de forma estable la regulación a las nuevas dinámicas del sistema al mismo tiempo que se incrementa la supervisión de aspectos concretos del sistema:

• Supervisión de las herramientas de control de tensión implantadas, mejorando la transparencia para evaluarlas conjuntamente y a futuro, especialmente evaluando la obligatoriedad del RECORE de proporcionar una prestación dinámica.

• Continuar con la revisión de la normativa del acceso de la demanda profundizando en un marco unificado que dé respuesta a los demandantes de capacidad en el corto plazo.

• Armonización entre normativa eléctrica y normativa de seguridad industrial, a nivel europeo y nacional, evitando exigencias técnicas que puedan ser incompatibles con los límites de diseño y aislamiento de los equipos.

• Incorporación explícita de la volatilidad de la tensión como criterio de seguridad, definiendo métricas y umbrales de “volatilidad aceptable” e integrándolos en los procedimientos de operación y en los análisis de seguridad.

• Clarificación a nivel normativo del régimen jurídico y técnico de las infraestructuras comunes de evacuación (ICE), definiendo responsabilidades, requisitos de diseño, medición y supervisión, así como posibles alternativas de gestión. Valorar la posibilidad de ceder estas infraestructuras a un gestor de red para unificar criterios y responsabilidades en el punto de conexión.

• Revisar los escenarios de estudio de los planes de deslastre de demanda para tener en cuenta escenarios de sobretensiones sistémicas y situaciones en las que las bolsas de demanda a deslastrar pueden conllevar pérdida de generación renovable que estaba ayudando al sistema generando o absorbiendo reactiva.

• Mejora de la observabilidad del sistema, avanzando en el desarrollo del Reglamento (UE) 2017/1485 en relación con la red observable, el acceso a telemedidas por parte de los gestores de red y la visibilidad de la generación distribuida de pequeña potencia. Este desarrollo debe realizarse teniendo en cuenta criterios de eficiencia económica y proporcionalidad, de modo que la frecuencia, granularidad y tecnología empleada para el envío de información en instalaciones de pequeña potencia no tiene por qué ser equivalente a la exigida a las grandes instalaciones.

• Armonización normativa en materia de puntos de referencia eléctricos (barras de central, punto de conexión, punto frontera), con el fin de reducir ambigüedades y garantizar coherencia entre las medidas, la liquidación de energía, requisitos de conexión y prestación de servicios.

Más medidas

• Integrar en una única norma los niveles de tensión que deben soportar las instalaciones sin desconectarse, estableciendo un margen suficiente, respecto a los que corresponden a la operación normal.

• Revisión y modernización de los planes de defensa y reposición, reforzando las pruebas reales de arranque autónomo. Los distribuidores y transportistas necesitan garantizar el telemando y resolver los problemas de la falta de comunicación si no se dispone de fluido eléctrico durante un tiempo prolongado y en particular en situaciones de emergencia.

• Mejora de la disponibilidad de información para el análisis de incidentes, asegurando el cumplimiento de las obligaciones existentes de registro, conservación y remisión de oscilografías y datos de perturbación.

• Impulsar un debate continuo sobre la evolución a largo plazo de las necesidades de la operación del sistema y de los requisitos de las instalaciones para adaptarse a un contexto caracterizado por una elevada penetración de tecnologías basadas en electrónica de potencia, por dinámicas operativas más rápidas y menos predecibles y por una interacción cada vez más intensa entre redes, mercados y servicios del sistema.

• Refuerzo de la coordinación operativa TSO–DSO y del uso de medidas topológicas para el control de la tensión, especialmente en la gestión de reactancias, cambios de toma de transformadores frontera y actuaciones ante escenarios de volatilidad de tensión, mediante el establecimiento de criterios claros de activación, priorización y supervisión, reduciendo los tiempos de respuesta y evitando actuaciones descoordinadas.

• Establecer un programa de inspecciones técnicas periódicas, que incluya, entre otros, la revisión de la certificación técnica de las instalaciones de producción, la verificación del correcto funcionamiento de los sistemas de protección tras la certificación inicial y los dispositivos para amortiguar las oscilaciones.

• Refuerzo del reporte de información por parte de todos los sujetos del sistema, con el fin de mejorar la transparencia y la trazabilidad de las actuaciones. Los informes remitidos al regulador por los operadores deberán jerarquizar riesgos con el fin de tener capacidad de reacción temprana ante riesgos operativos.

• Implantación de protocolos específicos de actuación ante oscilaciones forzadas, que incluyan mecanismos de detección, clasificación y respuesta, así como mecanismos de corrección dirigidos a las instalaciones causantes, con el fin de mitigar su impacto sobre la estabilidad del sistema y evitar la reiteración de este tipo de eventos.

• Reforzar los mecanismos europeos de supervisión y análisis dinámico de oscilaciones inter-área, definiendo medidas de amortiguamiento coordinadas y requisitos mínimos de capacidad de amortiguación, despliegue y ajuste de equipos (PSS, POD, FACTS, controles HVDC) y protocolos de actuación conjunta entre TSO.

• Impulsar el refuerzo progresivo de la capacidad y de la operación coordinada de las interconexiones, priorizando el aumento de la interconexión eléctrica con Francia.

• Revisión de los protocolos de operación y control potencia-frecuencia, con el fin de mejorar la integración efectiva de los mercados cercanos a tiempo real, reducir la volatilidad asociada a los intercambios internacionales y reforzar la seguridad del sistema eléctrico interconectado.

• Impulsar la revisión del encaje de los procesos de negociación del mercado diario e intradiario europeos en los procesos de análisis de seguridad del operador del sistema.