La UNEF lamenta una retribución insuficiente para la fotovoltaica por su participación en el control de tensión

El director general de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), José Donoso, ha lamentado un esquema retributivo discriminatorio frente a otras tecnologías, como los ciclos combinados de gas natural, establecido por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) para fomentar que las renovables presten el servicio de control de tensión en el sistema eléctrico peninsular.

En su comparecencia en la Comisión de Investigación del Congreso de los Diputados sobre el cero eléctrico, Donoso, que puso en valor la rápida adaptación del sector tras la entrada en vigor de la nueva normativa para participar en el control de tensión, consideró insuficiente los dos euros por megavatio amperio reactivo hora (MVArh) con que se les retribuye por ese papel.

"En este momento los ciclos combinados están cobrando en torno a unos 200 euros/MVArh. En un primer momento la CNMC decidió retribuirnos con un euro megavatio. En un segundo momento nosotros solicitamos 50 euros megavatio (...). Y ese caramelo es de dos euros, con lo cual es insuficiente, no es un incentivo", dijo.

En este sentido, estimó que el gran desafío del país es "la electrificación", avisando de que el aumento de costes vía restricciones técnicas resta competitividad económica frente a la generación con gas.

Exceso de renovables

Sobre el apagón del 28 de abril de 2025, el directivo de UNEF valoró que todos los informes han descartado que el incidente se debiera a un exceso de energías renovables o a la falta de inercia, situando el origen en un problema de tensión.

"Todos van en la misma línea de que no hubo un problema de falta de inercia el día 28 de abril, que el problema fue un problema de tensión. Por eso se descartan muchas de las interpretaciones que se hicieron de forma muy apresurada aquel día y los días posteriores. Los informes han descartado el motivo de un exceso de renovables ni por un exceso, sobre todo, de fotovoltaica. Eso está bastante claro", aseguró.

A este respecto, comparó el comportamiento del sistema español con el portugués, donde las energías renovables, en especial la solar, "podía participar en el control de tensión y en España no", lo que facilitó al operador luso mejores herramientas de respuesta.

Asimismo, destacó que las instalaciones fotovoltaicas nacionales disponían del equipamiento técnico desde hacía años para poder regular la tensión, aunque era imposible debido al retraso administrativo en la tramitación para ello.

La evolución de la fotovoltaica

"Por razones que yo creo no se han explicado suficientemente, durante más de cuatro años hemos estado esperando que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) aprobara este plan operativo", el denominado procedimiento de operación (P.O.) 7.4, cuya aprobación definitiva se produjo semanas después del incidente, recordó.

Por ello, Donoso puso en valor que la fotovoltaica estaba preparada, en aquel momento, ya que el 71% de sus plantas, "ya podía controlar dinámicamente la tensión, pero la regulación no lo permitía".

En lo que se refiere a la evolución posterior del coste por restricciones técnicas para garantizar la estabilidad del servicio tras el apagón, advirtió de que "se están disparando a una media mensual por encima de los 283 millones", dirigiéndose la mayor parte de esos ingresos a las centrales de ciclo combinado.

En relación a la capacidad de aportar inercia sintética al sistema de la fotovoltaica, el representante de la patronal consideró que las barreras se sitúan ahora en el ámbito regulatorio europeo. "Tecnológicamente sí podemos, pero nos encontramos con el problema de la CNMC. Pero este caso, no por culpa de la CNMC, sino de Entso-E, que tiene que aprobar las normas técnicas", afirmó.