MADRID | LUNES 26 DE OCTUBRE DE 2026. El funcionamiento del sistema eléctrico peninsular vuelve al primer plano, esta vez no por un corte generalizado, sino por los problemas de control de tensión y por la factura de las medidas utilizadas para estabilizar la red. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha solicitado a Red Eléctrica de España (REE) que estudie la metodología con la que se reparten los costes de las restricciones técnicas entre los usuarios del sistema.
La información del regulador, examinada por Cinco Días, incluye un dato de especial importancia: en determinadas barras de central conectadas a la red de 220 kilovoltios, las mediciones estuvieron fuera del intervalo de tolerancia el 41,7 % del tiempo durante el trimestre analizado. A 400 kV, el porcentaje fue del 11,7 %.
Una cifra que exige precisión técnica
El 41,7 % no significa que esa proporción de hogares se quedara sin electricidad ni que el 41,7 % de la red nacional estuviera averiada. La cifra describe la proporción de tiempo en que ciertas mediciones de tensión rebasaron los límites de tolerancia definidos para los puntos y nivel de voltaje estudiados.
La diferencia no es meramente semántica. La estabilidad de un sistema eléctrico depende de mantener la frecuencia y el voltaje dentro de rangos compatibles con el funcionamiento seguro de sus equipos, pero las desviaciones pueden corregirse con actuaciones de operación sin traducirse necesariamente en cortes de suministro.
La evolución de esos indicadores permite detectar vulnerabilidades antes de que se conviertan en una incidencia grave.
Los excesos se concentran de madrugada
El informe describe episodios especialmente frecuentes entre las dos y las cinco de la madrugada, cuando la demanda disminuye. En determinadas series de 220 kV, los excesos de tensión superaron el 75-80 % del tiempo de esa franja.
La geografía importa. En determinadas zonas de Aragón y de la cuenca del Ebro, los datos muestran una recurrencia particularmente elevada. El organismo atribuye parte de las dificultades a la elevada concentración de generación renovable y a los flujos eléctricos en redes de transporte con necesidades de compensación reactiva.
La relación entre renovables y control de tensión no implica que una fuente de energía sea intrínsecamente insegura. El reto consiste en disponer de controles, compensadores y regulación suficiente para que toda generación conectada contribuya de forma adecuada a la estabilidad.
Cuánto cuesta mantener la red estable
La CNMC recoge una reducción del coste de la llamada operación reforzada: de 516 millones de euros entre mayo y diciembre de 2025 a 275 millones acumulados entre enero y septiembre de 2026.
No es correcto comparar directamente ambos totales como si se tratase de periodos idénticos. El informe del regulador habla de una reducción aproximada del 53 % en términos mensuales, pero advierte que el coste total de las restricciones técnicas continúa siendo elevado.
Ese último matiz es fundamental: algunos servicios extraordinarios han reducido su factura, mientras otras partidas de ajuste continúan creciendo.
Quién termina pagando
El 27 de julio, la CNMC pidió formalmente a REE un estudio sobre la metodología para repartir estos costes. La discusión enfrenta modelos distintos: trasladarlos a determinados perfiles de consumo, introducir estructuras reguladas más previsibles o mantener mecanismos ligados a los servicios utilizados.
Cualquier cambio puede afectar a la factura de empresas, comercializadoras y consumidores domésticos, aunque todavía no se ha aprobado un nuevo reparto.
El regulador advierte de que fijar un precio estable por adelantado puede impedir que futuras mejoras tecnológicas reduzcan el coste real del servicio. Las compañías, por su parte, reclaman previsibilidad para invertir y competir.
Los riesgos operativos
El informe describe problemas en 207 nudos de la red de transporte, con infraestructuras de evacuación compartidas que, en una proporción relevante de los casos, aportan o consumen energía reactiva en sentido contrario al que necesitaría la red. Algunas instalaciones pueden agravar el desequilibrio en lugar de corregirlo.
El sistema dispone de medidas operativas para responder, entre ellas redespachos de producción y servicios de reserva. No obstante, depender intensamente de correcciones extraordinarias puede elevar costes y exigir ajustes normativos.
¿Se avecina otro apagón?
Los datos revelan dificultades de control y justifican supervisión reforzada. No ofrecen una predicción fiable de cuándo sucederá un apagón ni prueban que vaya a ocurrir otro incidente generalizado.
Para evaluar el riesgo real son necesarios el informe completo, las actuaciones de REE, las mejoras técnicas y el comportamiento del sistema a lo largo del tiempo.
La noticia afecta a seguridad energética y economía: cuánto margen tiene la red para absorber nuevas renovables y quién debe pagar los recursos que hacen posible mantenerla estable.
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