En el primer aniversario del apagón del 28 de abril, el sector defiende la robustez del sistema eléctrico español que ha impulsado su estabilidad con cambios en los procedimientos de operación, mientras el operador del sistema mantiene la operación reforzada con mayor presencia de ciclos combinados de gas, lo que encarece el precio mayorista.
La Península Ibérica vivió en 2025 un 'cero eléctrico' sin precedentes, del que se recuperó horas después, y que, según coinciden los informes publicados, se debió a un problema de tensión con una causa, que, en general, consideran "multifactorial".
Las recomendaciones se enfocaron en medidas para fortalecer y mejorar la estabilidad de un sistema eléctrico cada vez más complejo, varias de ellas ya puestas en marcha.
"Hoy tenemos un procedimiento de operación actualizado que permite a las renovables ayudar a controlar la tensión de forma dinámica", explica Marta Castro, directora de regulación de Aelec, la asociación que agrupa a grandes eléctricas como Iberdrola, Endesa o EDP, en declaraciones a EFE.
Aunque "su despliegue aún es limitado", matiza Castro, dado que con los datos que disponen únicamente una centena de instalaciones pueden dar actualmente control dinámico de tensión.
Aumentar la estabilidad
"La principal lección que podemos aprender del apagón es que un sistema eléctrico del siglo XXI no puede operarse con herramientas del siglo XX", destaca José María González, director general de Appa Renovables, a EFE.
González señala que los cambios son "positivos" en la valoración general, porque se "ha avanzado en reforzar la supervisión y control del sistema, en impulsar el almacenamiento, en facilitar la electrificación de la demanda y en mejorar la capacidad de respuesta operativa".
Ambos hacen referencia a la revisión del procedimiento de operación 7.4. que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) aprobó en junio de 2025 y entró en vigor a comienzos de este año, permitiendo a las renovables participar en el control dinámico de tensión previa habilitación de las plantas.
Una norma técnica que saltó al debate político convirtiéndose en protagonista de buena parte de las preguntas en la comisión de investigación del Senado, donde se cuestionaron los detalles del mismo o si hubiera sido necesario haberlo revisado antes.
La fortaleza del sistema
Juan de Dios López, director técnico de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), explica a EFE, que España cuenta con un sistema eléctrico que es "referencia", aunque tiene sus particularidades al estar situado en un extremo de Europa, contar con una interconexión relativamente pequeña y una alta penetración de renovables.
Dadas estas características, ahora se está analizando cómo ser "más resilientes" ante posibles variaciones de tensión.
Al hilo de estos cambios, José Donoso, director general de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), asegura a EFE que la regulación debe "acompañar y prever, no puede ir por detrás, tiene que ir por delante de la sociedad y de los avances tecnológicos".
En los últimos años, España ha incrementado la penetración de renovables en su 'mix' hasta situarse en el 55,5% de la generación en 2025.
"Históricamente, no solo en España, también en el resto de los países del mundo, las energías se producían con máquinas síncronas, con elementos que producían un movimiento de unas masas rodantes que le daban al sistema una seguridad prácticamente absoluta", explicaba en febrero el consejero delegado de Iberdrola España, Mario Ruiz-Tagle, en la comisión de investigación del Senado.
Ruiz-Tagle añadía que "los sistemas de generación fotovoltaica o eólica basados en electrónica de potencia son propensos a recibir esas oscilaciones y las gestionan con menos resiliencia con la que lo hacen las máquinas síncronas".
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