El operador del sistema eléctrico (Red Eléctrica de España) ha alertado a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) del riesgo inminente de que se produzca un nuevo apagón como consecuencia de variaciones bruscas en la tensión eléctrica.

Así lo ha reconocido REE en un escrito remitido a Competencia: "Con fecha 7 de octubre de 2025 ha tenido entrada en la CNMC un escrito del operador del sistema mediante el cual solicita a esta Comisión la introducción de modificaciones urgentes en varios procedimientos de operación eléctricos". La urgencia es tal que se ha reducido a cinco días el plazo de audiencia e información pública de la propuesta de modificación solicitada por REE.

El hecho de que el operador solicite estas medidas ante un episodio similar al "cero eléctrico" del pasado 28 de abril revela que, ante ese primer apagón, REE no actuó con la previsión y diligencia necesarias que ahora sí toma, dejando a España sin suministro durante ese día.

El operador del sistema pone de manifiesto que ha detectado en las últimas dos semanas variaciones bruscas de tensión en el sistema eléctrico peninsular español que podrían "tener impacto en en la seguridad del suministro si no son implementados los cambios propuestos".

Aunque, de acuerdo a la información facilitada por REE a la CNMC, las variaciones rápidas de tensión registradas en estas dos últimas semanas han estado siempre dentro de los márgenes establecidos, "potencialmente pueden desencadenar desconexiones de demanda y/o generación que terminen desestabilizando el sistema eléctrico".

En este sentido, en el documento por el que se somete a audiencia pública urgente la posible modificación temporal (por 30 días prorrogables por un máximo de quince días naturales) de varios procedimientos de operación eléctricos para introducir medidas urgentes para estabilizar la tensión, la CNMC reconoce que "la evolución que ha tenido el sistema en los últimos años ha provocado que ahora comiencen a aparecer" estos problemas.

"Esto se produce por distintos factores, los más relevantes son: el crecimiento significativo de instalaciones conectadas mediante electrónica de potencia al sistema y elevada concentración en determinados puntos. Estas instalaciones pueden modificar su potencia en muy pocos segundos, añade.

La participación activa de estas tecnologías en los diferentes segmentos de mercado "hace que se incremente la probabilidad de que se produzcan variaciones de su producción cada vez mayores", detalla la CNMC, y añade que "estas tecnologías no regulan tensión de manera continua".

Asimismo, se alerta de que "una parte de los grupos conectados que cuentan con control continuo de tensión no disponen de la rapidez de respuesta que el sistema precisa ante las dinámicas de variación de los parámetros que se están registrando en los últimos días".

"Al igual que se ha producido un incremento muy fuerte de las instalaciones de gran tamaño conectadas al sistema, se ha producido también un fuerte crecimiento de las instalaciones de pequeña potencia conectadas en tensiones bajas, buena parte de ellas asociadas al autoconsumo. El operador del sistema no tiene observabilidad de estas instalaciones, por lo que no puede anticipar su comportamiento".

"Además, el aumento del autoconsumo en distribución ha provocado que la demanda neta en transporte sea mucho menor cuando hay un elevado recurso solar. Esto hace que se descarguen las redes de transporte, llevando al sistema a un punto de funcionamiento donde variaciones de potencia activa tienen un impacto cada vez mayor en la variabilidad de las variables del sistema, la más importante, la tensión de la red", prosigue.

REE concluye que la aparición de variaciones rápidas de tensión en los últimos días, en periodos de bajas demandas, alto recurso solar y observancia de una respuesta lenta de la generación que tiene un control continuo de la tensión "hace necesario que se tomen medidas con carácter de urgencia".

"Teniendo en cuenta la expuesta valoración del operador del sistema y, en particular, su consideración sobre el impacto de las medidas propuestas sobre la seguridad de suministro, esta Comisión considera adecuado proceder con la tramitación de los cambios solicitados en los procedimientos de operación, previo trámite de audiencia público al objeto de recabar la opinión de los sujetos y poder valorar adecuadamente su impacto".

REE solicita varias modificaciones para mitigar las variaciones bruscas de tensión y asegurarse el respaldo de todos los grupos térmicos disponibles. El operador relaciona estas variaciones con cambios bruscos de programa, en particular, de la generación renovable, así como con el tiempo de respuesta de la generación proveedora de control dinámico de tensión.

En lo referente al proceso de programación, se flexibiliza la hora de publicación del Programa Diario Viable Provisional (PDVP) para garantizar que se publica una solución completa de restricciones técnicas tras el Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF). Se pretende evitar "la traslación de un volumen de redespachos por restricciones al proceso de resolución en tiempo real y reduciendo así la necesidad de activación de energías de balance".

Sobre el propio procedimiento de operación y las restricciones técnicas, se incorpora la posibilidad de gestionar la programación de generación por falta de reserva a subir en el proceso de resolución restricciones técnicas al PDBF -programada hoy día 8 en restricciones técnicas en tiempo real-, "al objeto de reducir el desequilibrio de energía en tiempo real y con él la necesidad de energía de balance".

Asimismo, se introduce la "obligación para los grupos programados por este motivo de reservar toda su capacidad para ofrecerla en los mercados de balance, es decir, estas instalaciones no podrán reducir su reserva de potencia en los mercados intradiarios, en los periodos de programación en los que hayan sido redespachados y tengan establecida una limitación por seguridad".

En previsión de un incremento en el volumen de las restricciones y, en consecuencia, de la fase 2 (reequilibrio generación-demanda) del proceso de resolución de restricciones técnicas, se excluye de la participación en dicha fase 2 a las unidades de venta a través de las interconexiones con Marruecos y Andorra.

Se establece la obligación de seguimiento del programa PTR (rampas preestablecidas) de todas las instalaciones habilitadas para la provisión de regulación secundaria, aunque no tengan participación activa en regulación secundaria mediante la presentación de ofertas de energía, al objeto de minimizar los saltos en escalón.