Red Eléctrica ha anunciado un conjunto de medidas estructurales destinadas a transformar la gestión de las redes de transporte de energía. Estas acciones pretenden prevenir futuros fallos y garantizar la continuidad del suministro. Las directrices técnicas establecen un nuevo marco operativo que promete mayor eficiencia, respaldado por un programa de inversiones sin precedentes en la historia del sector corporativo. 

El nuevo plan incluye medidas técnicas destinadas a mejorar la capacidad de análisis y supervisión del sistema eléctrico, como nuevos requisitos mínimos de monitorización o procedimientos específicos para que las empresas remitan información al operador cuando se produzcan incidencias. También se plantea una revisión de los servicios de ajuste y de los mecanismos de restricciones técnicas para adaptarlos a las nuevas necesidades derivadas del peso creciente de las renovables.

El operador de energía eléctrica en España considera que la creciente entrada de instalaciones renovables obliga a establecer procedimientos más precisos para evitar tensiones o desequilibrios. El operador abrió una consulta pública sobre sistemas de amortiguamiento de oscilaciones, control de tensión y requisitos técnicos de inyección de potencia a la red.

Las medidas estructurales propuestas modifican la gestión de las redes de transporte para evitar fallos futuros y asegurar el suministro de energía. Estas directrices técnicas establecen un nuevo marco operativo que busca mayor eficiencia y mayor confiabilidad en tiempo real. El objetivo es que la red pueda responder ante cualquier incidente sin que se produzca un apagón generalizado.

El control de frecuencia primaria

El control de frecuencia primaria actúa cuando la generación y el consumo se desequilian y ajusta la potencia de las plantas en pocos segundos para mantener la frecuencia cerca de 50 hercios. Este ajuste se realiza mediante gobernadores que modifican la salida de turbina o de los inversores según la desviación detectada. Así la red mantiene su estabilidad y evita que las oscilaciones se propaguen y provoquen desencadenamientos de fallos en cadena.

Impacto económico

Red Eléctrica también ha puesto cifras al impacto económico de las medidas extraordinarias aplicadas hasta ahora. La llamada “programación reforzada”, utilizada para aumentar la seguridad del sistema tras el incidente, ha supuesto un coste acumulado de 711 millones de euros, equivalente al 2% de los costes totales del sistema eléctrico. Las inversiones incluyen la renovación de subestaciones la instalación de sensores avanzados y la mejora de los sistemas de comunicación SCADA.

El informe para la CNMV 

El 17 de octubre de 2025, el operador del sistema, Red Eléctrica, envió a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) un informe sobre los problemas que estaban teniendo en la red. En ese documento extenso, se hizo alusión a las empresas eléctricas y se desarrollaron «ejemplos, supuestos y muchos datos». En ese informe, el gestor de la red pidió que se modificaran una serie de procedimientos de operación (3.1 sobre el proceso de programación, 3.2 sobre las restricciones técnicas, 7.2 que va de la regulación secundaria y 7.4 sobre el servicio complementario de control de tensión de la red de transporte) a raíz del cero eléctrico del 28 de abril de 2025.