Ningún comentario El Gobierno ha dado un nuevo paso para aprovechar las capacidades técnicas de las instalaciones renovables en el control de tensión del sistema eléctrico mediante la incorporación de la consigna fija como una de las herramientas para gestionar la tensión y la potencia reactiva de las plantas. La medida, incluida en el artículo 9 del Real Decreto-ley 25/2026, modifica el Real Decreto 413/2014 con el objetivo de sacar mayor partido a unas capacidades que ya tienen numerosos inversores renovables y reducir, con ello, la necesidad de recurrir a centrales fósiles para esta función.
La novedad no consiste en crear el control de tensión desde cero, ya que este servicio ya cuenta con mecanismos de seguimiento de consignas. El cambio busca ampliar el número de instalaciones que pueden contribuir a esta función mediante una modalidad más sencilla de implementar. La nueva regulación contempla que las instalaciones que dispongan de capacidad técnica puedan seguir una consigna de tensión fija o una consigna de reactiva fija establecida por el gestor de la red en función de las necesidades del sistema.
Héctor de Lama, director técnico de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), explica a El Periódico de la Energía que el objetivo es aprovechar unas capacidades que ya están incorporadas en buena parte de los equipos. "Teníamos unas capacidades que no se estaban aprovechando", señala.
Hasta ahora, las instalaciones renovables han funcionado fundamentalmente bajo un esquema de factor de potencia fijo, que establece una determinada relación entre la potencia activa y la potencia reactiva. La nueva configuración permite establecer, en cambio, un determinado nivel de tensión o de potencia reactiva que la instalación debe mantener.
De Lama sitúa esta solución entre el funcionamiento tradicional mediante factor de potencia fijo y el sistema de consignas de tensión en tiempo real, que ofrece al operador un grado de control mayor, pero también exige una implementación tecnológica más compleja.
"La consigna fija es algo mucho más fácil de implementar que el control de tensión con consignas a tiempo real", explica. Mientras que en el segundo caso el operador puede ir modificando continuamente las instrucciones que recibe una planta, en el primero basta con establecer un valor que la instalación debe mantener.
Una capacidad que ya está en los inversores
El cambio regulatorio pretende aprovechar una capacidad técnica que, según De Lama, ya está presente en buena parte de los inversores instalados en los últimos años. Por ello, la medida no implica necesariamente incorporar nuevos equipos a las plantas, sino utilizar de otra manera las funcionalidades de las que ya disponen.
El artículo 9 establece que las instalaciones incluidas en el ámbito del Reglamento europeo de requisitos de conexión de generadores deberán disponer de las capacidades de control de tensión exigidas por la normativa europea y por su implementación nacional. Para el resto de instalaciones, fija como referencia un rango obligatorio de factor de potencia entre 0,98 inductivo y 0,98 capacitivo, que podrá modificarse en función de las necesidades del sistema y de la zona geográfica.
Además, las instalaciones con una potencia instalada igual o superior a 5 MW deberán tener capacidad para seguir las instrucciones que pueda dictar el operador del sistema para modificar ese rango. En los sistemas eléctricos no peninsulares, el umbral se sitúa en 0,5 MW.
La norma permite asimismo que el operador del sistema o el gestor de la red requieran a las instalaciones con capacidad técnica el seguimiento de una consigna. En el ámbito no peninsular, mientras no se desarrolle el correspondiente servicio de control de tensión, se contempla expresamente la posibilidad de utilizar consignas de tensión fija o de reactiva fija.
En la Península, las obligaciones relativas a la prestación del servicio de control de tensión se desarrollarán por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) dentro del servicio de no frecuencia de control de tensión.
Las distribuidoras ganan capacidad para gestionar las renovables
Uno de los elementos más relevantes de la reforma es que la nueva regulación da un papel más claro a las redes de distribución en la gestión de estos recursos.
Cuando una instalación esté conectada a distribución, el gestor de la red podrá establecer limitaciones por razones de seguridad y proponer al operador del sistema instrucciones específicas sobre el rango de factor de potencia, la consigna de tensión fija o la consigna de reactiva fija. Además, las pruebas de habilitación necesarias para prestar el servicio serán realizadas por el propio gestor de la red de distribución.
Para De Lama, este punto resulta especialmente relevante porque permite utilizar recursos renovables situados físicamente en las zonas donde pueden existir necesidades concretas de tensión.
La potencia reactiva y la tensión tienen, explica, un comportamiento mucho más localizado geográficamente que la potencia activa. Por ello, disponer de instalaciones renovables capaces de responder a las necesidades de una determinada zona puede ofrecer a los gestores de las redes una herramienta adicional para operar el sistema.
"Ahora se va a dar muchísimas más herramientas a los gestores de transporte y distribución", sostiene el responsable técnico de UNEF.
El cambio llega además en un momento en el que las redes de distribución están adquiriendo una importancia creciente por el avance de la electrificación, la conexión de nuevos consumidores y el despliegue de generación distribuida.
Más renovables y menos necesidad de centrales fósiles
El propio Gobierno vincula la reforma con la reducción de los costes del sistema eléctrico y el refuerzo de su resiliencia. La exposición de motivos del real decreto-ley señala expresamente que aprovechar las capacidades técnicas de las renovables para el control de tensión permitirá reducir la necesidad de utilizar centrales fósiles para esta función.
La explicación de UNEF es que las instalaciones renovables pueden modificar rápidamente su comportamiento eléctrico mediante sus inversores. Esto permite adaptar la potencia reactiva a las necesidades de la red sin recurrir necesariamente a una central térmica para prestar el servicio.
De Lama destaca la rapidez de respuesta de estas instalaciones. Según explica, las renovables pueden adaptarse con gran rapidez a las necesidades de tensión de la red, tanto cuando trabajan mediante consignas fijas como cuando lo hacen mediante consignas en tiempo real.
La diferencia está en el grado de control. La consigna fija establece un nivel que la instalación debe mantener, mientras que el sistema de consignas en tiempo real permite al operador modificar continuamente la instrucción para corregir una situación concreta de la red.
En este último caso, explica De Lama, "no solo nos adaptamos, sino que podemos corregir la red", ya que el operador puede solicitar una respuesta específica en función de las circunstancias que se estén produciendo en cada momento.
Un escalón intermedio frente al control en tiempo real
La nueva regulación llega después del desarrollo del control dinámico de tensión mediante consignas en tiempo real. De Lama explica que este mecanismo, desarrollado a través del Procedimiento de Operación 7.4, ofrece a Red Eléctrica un control más sofisticado, pero requiere una mayor coordinación técnica entre los diferentes sistemas que intervienen en una planta.
Para habilitar el control en tiempo real es necesario coordinar los inversores, el controlador de planta, los agentes implicados y los sistemas de comunicación. Aunque los equipos cuentan con las capacidades necesarias, la integración de todos estos elementos exige desarrollos de software, pruebas y procesos de validación.
La consigna fija, en cambio, permite establecer de antemano un determinado nivel de tensión o de potencia reactiva que la instalación debe mantener. De Lama la describe como una solución intermedia y más sencilla mientras continúa el despliegue del control mediante consignas en tiempo real.
Según explica, la consigna fija ya había sido incorporada al desarrollo más reciente del Procedimiento de Operación 7.4. Una vez definida técnicamente, el Gobierno ha podido trasladarla al Real Decreto 413/2014 para darle encaje regulatorio.
El almacenamiento también podrá aportar estas capacidades
Aunque el almacenamiento no constituye el objeto principal de la modificación, las baterías también podrán aportar estas capacidades debido a que utilizan sistemas de electrónica de potencia similares a los de las instalaciones fotovoltaicas.
De Lama diferencia, no obstante, este servicio de otros ámbitos en los que el almacenamiento tendrá previsiblemente un papel más relevante, como la gestión de la potencia activa, la frecuencia, la inercia sintética o el grid forming.
En el control de tensión, el protagonismo seguirá correspondiendo principalmente a las instalaciones renovables, especialmente a la fotovoltaica y a las nuevas instalaciones eólicas que se incorporen con estas capacidades.
El responsable de UNEF señala además que buena parte de la fotovoltaica se ha instalado en los últimos años con inversores preparados para ofrecer este tipo de funcionalidades, mientras que una parte de la eólica existente es más antigua. La progresiva renovación de equipos permitirá también ampliar las capacidades de estas instalaciones.
Un nuevo recurso para la operación de la red
La reforma supone, en definitiva, un cambio en la manera de aprovechar las instalaciones renovables: además de producir energía activa, podrán contribuir de forma más amplia a determinados servicios necesarios para el funcionamiento de la red.
El artículo 9 establece que, en igualdad del resto de criterios reglamentarios, el operador del sistema podrá considerar preferentes a efectos de despacho a los generadores que presten el servicio en una modalidad que contribuya en mayor medida a la seguridad del suministro, en particular aquellos que reciban consignas de tensión.
La norma también permite que las redes de distribución participen de forma más activa en la gestión de estas capacidades, un cambio que cobra especial importancia a medida que aumenta la electrificación y crece la cantidad de generación y demanda conectada a niveles de distribución.
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