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19/10/2026
El riesgo cero de sufrir un apagón eléctrico como el vivido el pasado 28 de abril “ni existe ni ha existido nunca”. Así lo afirma Miguel de Simón, doctor del área de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de León (ULE), quien advierte de que las posibilidades de que se repitan situaciones similares “son reales mientras no se implementen medidas estructurales en el sistema eléctrico”.
El experto hace estas declaraciones tras conocerse que Red Eléctrica de España (REE) ha solicitado a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) la modificación urgente de varios procedimientos de operación del sistema ante el riesgo de colapso de tensiones en la red. Según De Simón, se trata de medidas necesarias que “requieren tiempo e inversión”, pero que resultan imprescindibles para garantizar la estabilidad del suministro eléctrico en un contexto de creciente penetración de energías renovables.
Medidas estructurales para reforzar la red eléctrica
Entre las actuaciones previstas por REE destacan la limitación de la velocidad de cambio en la generación solar y eólica, el refuerzo de las reservas de potencia y la mejora del control de tensiones. De Simón considera estas decisiones “prudentes y orientadas a anticipar posibles fallos”, aunque advierte de que podrían repercutir en los costes del sistema eléctrico.
“El riesgo cero no existe, pero la clave está en anticiparse. Eso es precisamente lo que tiene que hacer el operador del sistema”, afirma el investigador de la ULE.
Impacto económico para los consumidores
El experto, miembro del Instituto de Investigación e Innovación en Ingeniería de la Universidad de León, señala que estas medidas no son “neutras” para el consumidor. El refuerzo de la seguridad operativa puede requerir la activación forzada de centrales térmicas —turbinas de gas y ciclos combinados— para asegurar las reservas de potencia necesarias.
Esto implicaría un incremento en los costes de los servicios de ajuste, que acabarían trasladándose al precio final de la electricidad. Los primeros afectados serían los consumidores con tarifas indexadas, como el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC), mientras que los contratos de tarifa fija notarían el impacto de manera diferida.
Además, algunas instalaciones renovables podrían ver limitada su participación en los mercados de ajuste debido a las nuevas restricciones sobre rampas de generación, lo que afectaría temporalmente a su rentabilidad.
La clave: inversión en innovación y tecnología
De Simón subraya que los actuales desafíos del sistema eléctrico no se deben únicamente al peso creciente de las energías renovables. La transición hacia un modelo libre de emisiones de CO₂ ha incrementado la generación solar y eólica, que inyectan energía mediante electrónica de potencia. Aunque esta tecnología ofrece capacidad de gestión sobre potencia activa, reactiva y tensión, sus mecanismos aún no están plenamente desplegados ni regulados.
“A medida que estas capacidades se generalicen y se integren en la normativa operativa, los riesgos se reducirán”, apunta el investigador. No obstante, insiste en que lograrlo requiere “inversión, tiempo y una apuesta decidida por la investigación y la innovación tecnológica”.
