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14 noviembre 2025
¿Qué es el control de tensión de la red y por qué influye en el riesgo de apagón en España?
El control de tensión es una de las funciones más importantes del sistema eléctrico: garantiza la estabilidad de la red y la continuidad del suministro. En España ha vivido un deterioro en los últimos años. Explicamos las razones y las posibles soluciones.
En el corazón del sistema eléctrico español, el control de tensión es una función crítica que garantiza la estabilidad de la red y la continuidad del suministro.
Aunque en general es un concepto poco conocido, su correcta gestión es esencial para la estabilidad del sistema eléctrico, especialmente en un contexto de creciente penetración de energías renovables.
En los últimos años, España ha experimentado variaciones en los valores de tensión en momentos de baja demanda y elevada generación renovable. Este problema, lejos de ser puntual, es estructural y exige una respuesta coordinada.
¿Qué es la tensión eléctrica y por qué importa?
La tensión eléctrica indica la “fuerza” con la que circula la electricidad por las redes. Si es demasiado baja, los equipos pueden fallar; si es demasiado alta, se incrementa el riesgo de averías graves y desconexiones automáticas.
El control de tensión depende del equilibrio entre dos tipos de energía:
- Energía activa: la electricidad útil que consumimos.
- Energía reactiva: no se consume directamente, pero es esencial para mantener la tensión estable y hacer funcionar motores, transformadores e inversores.
Si falta energía reactiva, la tensión baja; si sobra, sube. Por ello, mantener la tensión dentro de límites seguros requiere ajustar constantemente la cantidad de energía reactiva en circulación. Esta labor recae en el Operador del Sistema (Red Eléctrica de España, REE), que coordina el sistema eléctrico y emite consignas a los generadores para que ajusten su producción.
¿Cómo se mide la tensión?
En Europa, el estándar operativo se sitúa en 420 kilovoltios (kV), con un margen de seguridad hasta los 440 kV. Esto significa que las centrales eléctricas están protegidas para desconectarse automáticamente si la tensión supera los 440 kV, lo que deja un margen operativo de 20 kV (de 420 kV a 440kV).
Sin embargo, en España, REE ha elevado el umbral de normalidad hasta los 435 kV, reduciendo el margen operativo a solo 5 kV. Esta medida, en la práctica, no reduce las tensiones, solo considera “normales” valores más altos.
El margen operativo de 5 kV es muy pequeño, similar al error de medida, lo que puede provocar que cualquier desviación pueda desencadenar desconexiones en cascada.
Esta práctica lleva aplicándose desde 2010 por parte de REE y se incluyó en el Reglamento Europeo de Requisitos de Generación como una excepción sólo para España.
El apagón del 28 de abril: una llamada de atención
El 28 de abril de 2025, España vivió un apagón provocado por una combinación de alta producción renovable (especialmente fotovoltaica), baja demanda y falta de recursos para controlar la tensión.
El sistema sufrió un fallo generalizado del control de tensión:
- La generación convencional programada era insuficiente para responder a los niveles de tensión registrados.
- La generación renovable no podía participar activamente en el control por limitaciones regulatorias.
- Las variaciones rápidas de producción eólica y solar afectaron directamente a la tensión, provocando desconexiones en cascada.
Aunque las empresas generadoras cumplieron con la normativa vigente, el sistema no contaba con los recursos necesarios para evitar el fallo. En los meses posteriores, REE ha seguido identificando problemas similares, especialmente en días con alta penetración renovable y baja demanda.
El problema de fondo radica en la obligación de las renovables de operar con factor de potencia constante, lo que limita su capacidad para contribuir al control de tensión.
El marco normativo
Hasta junio de 2025, el Procedimiento de Operación 7.4 (PO 7.4), que regula la participación de los generadores en el control de tensión, distinguía entre generación convencional (nuclear, hidráulica, ciclos combinados) y renovable.
- Las centrales convencionales debían mantener la tensión dentro de un rango establecido en su punto de conexión, pero no estaban preparadas para responder ante variaciones bruscas.
- Las renovables operaban con un factor de potencia fijo, lo que significa que su aporte de energía reactiva era proporcional a la activa. Así, cualquier variación en la producción solar o eólica afectaba directamente a la tensión del sistema.
Este marco, aprobado en el año 2000, no contemplaba las tecnologías actuales ni la alta penetración renovable.
Otros países han modernizado sus esquemas, obligando a toda la generación —incluidas las renovables— a participar en el control dinámico de tensión. Los resultados son evidentes: tensiones estables y sin incidentes, incluso en sistemas con alta generación renovable.
La actualización del PO 7.4 en junio de 2025 representa un paso adelante, pero su implantación será lenta y parcial. En la práctica, el sistema seguirá funcionando como hasta ahora durante buena parte de 2026, mientras que otros países llevan casi una década operando con control dinámico.
¿Qué soluciones existen?
La clave está en incorporar a las renovables al control dinámico de tensión y reforzar la red con equipos de compensación. Desde el sector se defiende una solución estructural, realista y alineada con Europa:
- Control dinámico de tensión en todas las tecnologías
Implantar el control por consignas en tiempo real, como prevé el nuevo PO 7.4. En muchos casos, no requiere inversión adicional, solo habilitar funciones ya disponibles en los inversores. - Inversión en red y tecnología
Instalación urgente de reactancias y STATCOM en puntos críticos. - Normas técnicas coherentes y coordinación institucional
Mantener los límites europeos de 420 kV y reforzar la colaboración entre REE, CNMC, MITERD, distribuidores y generadores.
El problema de tensión en España no es una anomalía puntual, sino el resultado de un modelo obsoleto y una falta de inversión en estabilidad. Otros países han demostrado que la solución funciona: permitir que las renovables participen activamente en el control de tensión y dotar al sistema de los equipos necesarios.
El futuro energético de España no se improvisa, se planifica con inteligencia técnica, con criterios de mercado y con visión de país. La transición energética trae consigo desafíos estructurales que deben afrontarse con responsabilidad y visión a largo plazo.
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