El sistema eléctrico español afronta una crisis doble: la urgente necesidad de blindar su estabilidad operativa tras el pánico del apagón peninsular del pasado 28 de abril, y una feroz disputa regulatoria que amenaza con paralizar los 30.000 millones de euros requeridos para modernizar las infraestructuras.
La red española se encuentra actualmente colapsada. El «ingente despliegue renovable» de los últimos años, sumado al enorme interés por electrificarse, ha provocado que la capacidad esté virtualmente agotada, con muchas empresas que han reservado ‘enchufes’ que «en muchos casos no se vayan a utilizar nunca».
Mientras el Gobierno ha elevado temporalmente el tope de gasto en líneas eléctricas en un 62%, el ‘superregulador’ ha entrado en colisión directa con las compañías, que advierten que la política de la CNMC «ahuyenta inversión a países con mejor retribución».
La batalla regulatoria
La pugna se centra en la rentabilidad que recibirán las empresas por desplegar las nuevas líneas, esenciales para conectar la industria descarbonizada, los centros de datos y las nuevas planificaciones urbanísticas.
Las grandes eléctricas (agrupadas en Aelec, incluyendo Iberdrola, Endesa o EDP) calculan que serán necesarios alrededor de 30.000 millones de euros en la red de distribución en la próxima década. Estas inversiones, al ser una actividad regulada, se pagan a través del recibo de la luz (los llamados peajes eléctricos).
El Gobierno, consciente de la urgencia, ha elevado el límite anual de gasto de los 1.800 millones de euros anuales a aproximadamente 3.400 millones de euros. Sin embargo, la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC), que dirige Cani Fernández, ha «desatado la caja de los truenos» con su propuesta para el ciclo regulatorio 2026-2031.
El conflicto de la rentabilidad
La propuesta de la CNMC establece una tasa de retribución del 6,58%, un aumento frente al 5,58% actual, pero que se queda muy por debajo del 7% como mínimo al que aspiraban las empresas. Las compañías advierten que este planteamiento desincentiva la inversión e imposibilita la atracción de capital a España.
Si las inversiones se duplicaran para cumplir con los objetivos del Gobierno, el aumento anual estimado de la retribución ascendería a 355,02 millones de euros para la distribución y 146,74 millones de euros para el transporte al final del periodo (2031).
Además, la CNMC ha impuesto una nueva metodología que limita el coste máximo de inversión reconocida por cliente a 257 euros por kilovatio (kW), una cifra muy por debajo del coste medio actual de la red (375 euros por kW). Las eléctricas aseguran que esto dejaría fuera a muchos proyectos industriales, de vivienda o de electrificación del transporte, cuyos costes de conexión superen ese máximo.
La deuda pendiente: control de tensión y el apagón de abril
El debate sectorial se mantiene caliente por la gestión operativa de la red de transporte (responsabilidad de Red Eléctrica), que centra su atención en el control de tensión. Esta función es vital, ya que la estabilidad depende del equilibrio entre la energía activa (la que se consume) y la reactiva (necesaria para mantener la tensión estable). Si falta reactiva, la tensión baja; si sobra, sube.
Aelec lamenta un importante retraso en la normativa y en el despliegue de infraestructuras por parte del operador, Red Eléctrica, cuya matriz Redeia preside Beatriz Corredor. Las eléctricas reprochan la demora de cuatro años en la reforma que permite el control dinámico de la tensión por parte de las renovables, así como el retraso en la implementación de compensadores síncronos, infraestructuras que ya figuraban en la planificación vinculante.
Aunque Aelec insiste en que el control es responsabilidad de Red Eléctrica, sugieren que las centrales con capacidad (como alguna eólica, fotovoltaica y algunos ciclos combinados) deberían aportar energía reactiva, lo cual «sólo bastaría con una actualización del ‘software'».
Estándar de tensión bajo la lupa
Otro punto crítico es el estándar de tensión español frente al europeo. Red Eléctrica maneja un límite de 435 kilovoltios (kV) para la operación normal, en contraste con los 420 kV de países vecinos, incluido Portugal.
Dado que las centrales están programadas para desconectarse automáticamente si superan los 440 kV, en España el margen operativo es de solo 5 kV, frente a los 20 kV de margen en Europa. Este rango tan estrecho, «similar al error de medida», podría desencadenar desconexiones masivas.
Red Eléctrica se defiende, aseverando que el límite de 435 kV está establecido por la regulación española desde al menos 1998 y ha sido confirmado por la normativa europea más reciente. Operar con un máximo de 420 kV implicaría un cambio estructural, multiplicando los costes asociados a las restricciones técnicas.
Respecto al ‘procedimiento 7.4’ de control de tensión para renovables, que se actualizó en junio, el ritmo de adopción es lento: Red Eléctrica comunicó que solo se han presentado 168 solicitudes de habilitación (125 de eólica y solar). Aelec estima que las adaptaciones necesarias podrían llevar hasta el primer trimestre de 2026.
A pesar de las tensiones, las eléctricas y el operador lanzan un mensaje de tranquilidad: la red «cuenta con los elementos necesarios» y no existe un riesgo inminente de un nuevo apagón.
El refuerzo de emergencia: REE duplica la demanda
Como medida inmediata de seguridad operativa, Red Eléctrica está reforzando drásticamente su capacidad de respuesta rápida. El operador ha puesto en marcha el nuevo marco operativo del Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD), el mecanismo de interrumpibilidad para la gran industria.
Este rediseño es una respuesta directa al informe factual de ENTSO-E sobre el apagón del 28 de abril, que subrayó la necesidad de contar con más recursos de respuesta inmediata para amortiguar perturbaciones súbitas.
- A doble potencia: REE ha incrementado notablemente el requerimiento de potencia, pidiendo a la industria la posibilidad de desconectar el doble de demanda. El requerimiento total asciende a 2.339 MW, frente a los 1.148 MW solicitados el año anterior.
- Subasta inminente: la subasta del SRAD está fijada para el próximo 28 de noviembre. El proceso de habilitación de proveedores está abierto hasta el 21 de noviembre.
- Periodo de servicio: el servicio se prestará del 1 de enero al 30 de junio de 2026, con una disponibilidad total de 2.279 horas. Se estima que se podrían emitir alrededor de 22 órdenes de activación durante el semestre.
El nuevo procedimiento busca blindar la operación en situaciones de estrés y asegurar que la demanda pueda activarse con fiabilidad, trasladando el coste del servicio al conjunto del sistema a través del P.O. 14.4. La subasta del 28 de noviembre será la prueba de fuego para medir la capacidad real de la demanda de convertirse en un recurso fiable en la estabilidad de la red española.