Madrid, 27 abr (EFE).- Un año después del cero eléctrico que afectó a la península Ibérica en 2025, el sector energético español defiende la robustez del sistema, destacando los cambios implementados en los procedimientos de operación para mejorar su estabilidad. No obstante, el operador del sistema mantiene una operación reforzada, con una mayor presencia de ciclos combinados de gas, lo que ha provocado un encarecimiento del precio mayorista de la electricidad.
El apagón, un evento sin precedentes en la región, se atribuyó a un problema de tensión con causas consideradas multifactoriales según los informes publicados. Las recomendaciones surgidas tras el incidente se centraron en fortalecer y mejorar la estabilidad de un sistema eléctrico cada vez más complejo, y muchas de estas medidas ya han sido puestas en marcha.
Marta Castro, directora de regulación de Aelec, la asociación que agrupa a grandes eléctricas como Iberdrola, Endesa y EDP, explicó a EFE que hoy tenemos un procedimiento de operación actualizado que permite a las renovables ayudar a controlar la tensión de forma dinámica . Sin embargo, matizó que su despliegue aún es limitado, ya que actualmente solo alrededor de una centena de instalaciones pueden ofrecer este control dinámico de tensión.
José María González, director general de Appa Renovables, enfatizó a EFE que la principal lección que podemos aprender del apagón es que un sistema eléctrico del siglo XXI no puede operarse con herramientas del siglo XX . González señaló que los cambios realizados son positivos en la valoración general, ya que se ha avanzado en reforzar la supervisión y control del sistema, impulsar el almacenamiento, facilitar la electrificación de la demanda y mejorar la capacidad de respuesta operativa.
Ambos expertos se refieren a la revisión del procedimiento de operación 7.4, aprobado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en junio de 2025 y que entró en vigor a principios de este año. Esta revisión permite a las renovables participar en el control dinámico de tensión previa habilitación de las plantas, una norma técnica que generó un intenso debate político y fue objeto de numerosas preguntas en la comisión de investigación del Senado, donde se cuestionaron los detalles de la revisión y la conveniencia de haberla realizado antes.
Juan de Dios López, director técnico de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), explicó a EFE que España cuenta con un sistema eléctrico que es referencia , aunque reconoce sus particularidades, como su ubicación en un extremo de Europa, una interconexión relativamente pequeña y una alta penetración de renovables. Dadas estas características, se está analizando cómo ser más resilientes ante posibles variaciones de tensión.
José Donoso, director general de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), aseguró 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 energético hasta situarse en el 55,5% de la generación en 2025.
Mario Ruiz-Tagle, consejero delegado de Iberdrola España, explicó en febrero durante la comisión de investigación del Senado que 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 . Ruiz-Tagle añadió 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 .
En respuesta a estos desafíos, además de los cambios de operación impulsados por la CNMC, el Gobierno aprobó en noviembre un real decreto para incrementar la supervisión, fomentar el almacenamiento y promover la electrificación.
Paralelamente, Red Eléctrica, el operador del sistema, mantiene desde el día siguiente al apagón la denominada operación reforzada , que implica aumentar la programación de ciclos combinados, que generan electricidad a partir de gas natural y aportan estabilidad al sistema, pero también elevan el precio de la electricidad en el mercado mayorista.
Según los últimos cálculos de Red Eléctrica, el coste de esta operación reforzada hasta el 31 de marzo de este año asciende a 666 millones de euros, lo que se traduce en un coste adicional de 4 céntimos al día para un usuario del Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) con un consumo medio mensual de 300 kWh.
Fuentes de Sedigas señalan a EFE que el sistema gasista y los ciclos combinados han demostrado ser piezas insustituibles para garantizar ese equilibrio, y su papel no es coyuntural sino estructural, de presente y de futuro . En plena revisión del marco retributivo del sistema gasista para 2027-2032, estas fuentes instan a que este sea estable y suficiente para unas infraestructuras que sostuvieron al país en su momento más crítico .
El apagón también ha reabierto el debate en torno al cierre planificado de las centrales nucleares, un calendario pactado por las empresas propietarias y Enresa en 2019. Algunas voces, como la de Marta Ugalde, presidenta de Foro Nuclear, han pedido prolongar este calendario, argumentando que en 2025, las centrales nucleares españolas volvieron a demostrar que son una tecnología firme, predecible y estable .
Por el momento, se ha solicitado la prórroga del cierre de la central de Almaraz, un tema que sigue generando controversia y debate en el sector energético español.
