Un ano do apagamento xeral: podería volver suceder?

No primeiro aniversario do apagamento do 28 de abril, o sector defende a robustez do sistema eléctrico español, que impulsou a súa estabilidade con cambios nos procedementos de operación, mentres o operador do sistema mantén a operación reforzada con maior presenza de ciclos combinados de gas, o cal encarece o prezo grosista.

A península Ibérica viviu en 2025 un cero eléctrico sen precedentes, do que se recuperou horas despois, e que, segundo coinciden os informes publicados, debeuse a un problema de tensión cunha causa, que, en xeral, consideran multifactorial.

As recomendacións enfocáronse en medidas para fortalecer e mellorar a estabilidade dun sistema eléctrico cada vez máis complexo, varias delas xa postas en marcha.

"Hoxe temos un procedemento de operación actualizado que lles permite ás renovables axudar a controlar a tensión de forma dinámica", explica Marta Castro, directora de regulación de AELEC, a asociación que agrupa grandes eléctricas como Iberdrola, Endesa ou EDP, en declaracións a EFE.

Aínda que a súa despregadura é polo de agora limitada, matiza Castro, dado que cos datos de que dispoñen, unicamente unha centena de instalacións poden dar actualmente control dinámico de tensión.

 Aumentar a estabilidade

"A principal lección que podemos aprender do apagamento é que un sistema eléctrico do século XXI non pode operarse con ferramentas do século XX", destaca José María González, director xeneral de Appa Renovables, a EFE.

González sinala que os cambios son positivos na valoración xeral, porque se avanzou en reforzar a supervisión e control do sistema, en impulsar o almacenamento, en facilitar a electrificación da demanda e en mellorar a capacidade de resposta operativa.

Ambos os dous fan referencia á revisión do procedemento de operación 7.4., que a Comisión Nacional dos Mercados e a Competencia (CNMC) aprobou en xuño de 2025 e entrou en vigor a comezos deste ano, permitindo ás renovables participar no control dinámico de tensión previa habilitación das plantas.

Unha norma técnica que saltou ao debate político converténdose en protagonista de boa parte das preguntas na comisión de investigación do Senado, onde se cuestionaron os seus detalles ou se fora necesario revisala antes.

A fortaleza do sistema

Juan de Dios López, director técnico da Asociación Empresarial Eólica (AEE), explica a EFE que España conta cun sistema eléctrico que é referencia, aínda que ten as súas particularidades ao estar situado nun extremo de Europa, contar cunha interconexión relativamente pequena e unha alta penetración de renovables.

Dadas estas características, agora estase analizando como ser máis resilientes ante posibles variacións de tensión.

Ao fío destes cambios, José Donoso, director xeneral da Unión Española Fotovoltaica (UNEF), asegura a EFE que a regulación debe acompañar e prever, non pode ir por detrás, ten que ir por diante da sociedade e dos avances tecnolóxicos.

Nos últimos anos, España incrementou a penetración de renovables no seu mix ata situarse no 55,5 % da xeración en 2025.

"Historicamente, non só en España, tamén no resto dos países do mundo, as enerxías producíanse con máquinas síncronas, con elementos que producían un movemento dunhas masas rodantes que lle daban ao sistema unha seguridade practicamente absoluta", explicaba en febreiro o conselleiro delegado de Iberdrola España, Mario Ruiz-Tagle, na comisión de investigación do Senado.

Ruiz-Tagle engadía que os sistemas de xeración fotovoltaica ou eólica baseados en electrónica de potencia son propensos a recibir esas oscilacións e xestiónanas con menos resiliencia ca as máquinas síncronas.

Neste contexto, alén dos cambios de operación impulsados pola CNMC, o Goberno aprobou en novembro un real decreto para incrementar a supervisión, fomentar o almacenamento ou impulsar a electrificación.

O papel dos ciclos combinados

En paralelo, o operador do sistema -Red Eléctrica- opera desde o día seguinte do apagamento coa coñecida como operación reforzada, que na práctica supón aumentar a programación de ciclos combinados xeradores de electricidade a partir de gas natural, que achegan estabilidade pero aumentan o prezo da electricidade no mercado grosista.

O custo desta operación reforzada ata o 31 de marzo deste ano, segundo os últimos cálculos de Red Eléctrica, ascende a 666 millóns de euros, o cal implica un custo de 4 céntimos ao día para un usuario de Prezo Voluntario para o Pequeno Consumidor (PVCP), cun consumo medio mensual de 300 kWh.

"O sistema gasista e os ciclos combinados demostraron ser pezas insubstituíbles para garantir ese equilibrio, e o seu papel non é conxuntural senón estrutural, de presente e de futuro", sinalan a EFE fontes de SEDIGAS.

En plena revisión do marco retributivo do sistema gasista para 2027-2032 as mesmas fontes instan a que este sexa estable e suficiente para unhas infraestruturas que sostiveron o país no seu momento máis crítico.

O apagamento tamén avivou o debate ao redor do peche planificado das centrais nucleares, un calendario pactado polas empresas propietarias e Endesa en 2019, pero que algunhas voces demandan prolongar.

Marta Ugalde, presidenta de Foro Nuclear, apuntaba recentemente que en 2025, as centrais nucleares españolas volveron demostrar que son unha tecnoloxía firme, predicible e estable.

Polo momento, solicitouse a prórroga do peche da central de Almaraz.