Red Eléctrica apunta a las distribuidoras eléctricas en su primer informe sobre las necesidades de control de tensión del sistema tras el apagón del 28 de abril de 2025. La compañía que preside Beatriz Corredor identifica cientos de puntos de conexión entre su red y las redes de las distribuidoras —Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP son las principales— donde estas últimas vierten energía reactiva en momentos en los que el sistema necesita absorberla. Este comportamiento, según Red Eléctrica, le obliga a intervenir para compensar los flujos y mantener la tensión dentro de los márgenes adecuados para evitar incidentes.
El documento, al que ha accedido ECONOMÍA DIGITAL, está fechado el 3 de noviembre y es el primero que elabora Red Eléctrica a petición de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).
El regulador encargó en una resolución el pasado junio al operador del sistema un análisis de las necesidades de control de tensión, los recursos disponibles y las actuaciones necesarias para reforzar el sistema.
Además, debe actualizar su reporte trimestralmente a Competencia para que se pueda hacer un seguimiento periódico de lo que necesita el sistema para controlar la tensión.
Una de las principales advertencias que señala la compañía tiene que ver con los intercambios de energía reactiva en los denominados «puntos frontera», que conectan las redes de distribución con las de transporte, estas últimas gestionadas por Red Eléctrica.
La potencia reactiva no es la energía que consumen los hogares o las empresas, pero resulta imprescindible para el funcionamiento de los equipos eléctricos y condiciona directamente los niveles de tensión.
Su inyección puede elevar la tensión de la red, mientras que su absorción contribuye a reducirla. El problema aparece cuando los flujos se producen en sentido contrario a las necesidades del sistema, algo que pone de manifiesto la compañía que lidera Corredor.
Detecta 308 puntos donde vierten energía que el sistema no necesita
Según los datos de Red Eléctrica, en enero de 2026 había 308 puntos frontera —el 32% de los analizados— que superaban los 1.000 megavoltioamperios hora (MVArh) mensuales de energía reactiva vertida en contra de las necesidades del sistema.
El operador utiliza este umbral como referencia para identificar los puntos con mayores intercambios, aunque indica que no constituye un límite regulatorio específico para estas conexiones.
La cifra ha ido descendiendo desde entonces hasta contabilizar 167 (el 17%) en el mes de septiembre, el último analizado. Red Eléctrica atribuye esta descenso a la caída de las tensiones en la noche, que en los últimos meses han permanecido menos tiempo por encima de los umbrales de 410 kV (o 228 kV)
El informe no ofrece un desglose por compañías ni identifica qué distribuidoras están detrás de cada punto frontera, aunque es conocido que Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP controlan a través de sus filiales más del 95% del mercado de la distribución y, por lo tanto, son las que más puntos de suministro gestionan.
En esta línea, Red Eléctrica explica que la infraestructura de transporte está compensando parte de los vertidos de reactiva que llegan desde las distribuidoras y reclama más visibilidad sobre los planes de desarrollo de estas compañías.
El problema no es nuevo, ya que la CNMC advirtió en enero de 2024 de que determinadas maniobras de las distribuidoras en los transformadores que conectan sus redes con la de transporte podían provocar un trasvase de energía reactiva hacia esta última, agravando los problemas de tensión en determinados momentos.
El organismo, que preside actualmente Juan José Ganuza, también había señalado la contribución a este problema de algunas instalaciones de generación conectadas a distribución y de consumidores industriales con baterías de condensadores que permanecían conectadas durante las horas valle.
Casi tres años después, el informe de Red Eléctrica vuelve a poner de manifiesto las dificultades para coordinar estos intercambios y adecuarlos a las necesidades del sistema, pese a las medidas regulatorias adoptadas entre medias, como la actualización tras el apagón del procedimiento de operación (PO) 7.4 que habilita a renovables a participar en el control de tensión.
Además, Red Eléctrica sostiene en su informe que, históricamente, no ha dispuesto de información completa y anticipada sobre la evolución de las redes de distribución y, aunque el Gobierno ha avanzado en mejorar la transparencia y coordinación de las inversiones de las distribuidoras, considera que todavía faltan mecanismos para integrar sus planes de desarrollo con la planificación de la red de transporte y anticipar las necesidades del sistema.
Renovables, autoconsumo y demanda, bajo la lupa de Red Eléctrica
Más allá de las grandes compañías eléctricas, Red Eléctrica también advierte del impacto de las redes compartidas de evacuación de generación renovable, cuya expansión (especialmente en tramos soterrados) puede aumentar la generación de energía reactiva incluso cuando las plantas conectadas producen poco o nada.
Red Eléctrica pone el foco en las horas nocturnas, cuando la demanda (la electricidad que se consume en la península) y la generación renovable descienden y el sistema puede necesitar absorber reactiva para contener la tensión.
En enero de 2026, 63 redes mancomunadas de generación (que comparten varias empresas) superaban el umbral mensual de referencia, frente a 33 en septiembre.
Es por ello que el operador del sistema plantea que dichas infraestructuras incorporen desde su diseño equipos de compensación suficientes y reclama un marco que permita asignar los costes asociados a los soterramientos solicitados por terceros, en lugar de trasladarlos al conjunto del sistema eléctrico.
La compañía también advierte sobre el autoconsumo, ya que la desconexión simultánea de muchas instalaciones pequeñas ante una perturbación puede empeorar sus efectos sobre el sistema.
La normativa aprobada en febrero de 2026 extendió a las nuevas instalaciones de hasta 100 kilovatios la obligación de soportar huecos de tensión. Sin embargo, Red Eléctrica propone analizar si este requisito debería aplicarse también a instalaciones anteriores, que no estaban sujetas a las mismas exigencias.
El informe también reclama una mayor implicación de los consumidores. La regulación actual establece requisitos de factor de potencia, pero todavía no existe un precio para el término de energía reactiva en el periodo 6, correspondiente a las horas valle.
Esta ausencia reduce los incentivos para que la demanda absorba reactiva cuando el sistema lo necesita. Los proyectos demostrativos puestos en marcha para mejorar esta respuesta sumaban, a 30 de septiembre, 548 MVAr en instalaciones conectadas a transporte y 210 MVAr en distribución.
La cuestión cobrará más importancia con la llegada de nuevos grandes consumidores, como centros de datos, electrolizadores de hidrógeno e instalaciones industriales electrificadas.
Red Eléctrica considera necesario adaptar sus requisitos técnicos para que estas instalaciones puedan contribuir al control de tensión y evitar variaciones bruscas de potencia, aunque lo hace sin concretar medidas específicas.
Así las cosas, este nuevo diagnóstico amplía el foco sobre los problemas de estabilidad del sistema que siguen dando coletazos después del apagón de abril de 2025.
