Red Eléctrica espera poder activar que las renovables controlen la tensión a partir del primer trimestre de 2026

Red Eléctrica de España (REE) espera que las energías renovables puedan comenzar a controlar la tensión del sistema eléctrico español a partir del primer trimestre de 2026, cuando entre en vigor el nuevo Procedimiento de Operación 7.4, recientemente aprobado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

Así lo ha comunicado la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) durante la presentación de su informe anual, aludiendo a las previsiones de REE, y confirmado el propio operador de sistema a El Periódico de la Energía.

Además, el operador del sistema ha confirmado que la fase operativa para la puesta en marcha está a punto de arrancar. “A lo largo de este mismo mes se van a empezar a hacer pruebas para la habilitación de instalaciones" detalla REE a este medio. Este proceso es crucial, ya que implica que cada planta renovable debe superar pruebas eléctricas y de comunicaciones para que su sistema de control se integre con la gestión centralizada de REE.

Medidas

Hasta la plena generalización del P.O. 7.4, REE mantendrá una serie de medidas transitorias para asegurar la estabilidad del sistema. "No es conveniente aventurarse ahora mismo a decisiones futuras" señala Red Eléctrica.

Entre estas medidas se incluyen la aplicación de rampas de potencia —que son límites temporales en la rapidez de entrada y salida de potencia de las instalaciones— y el uso de la “operación segura”. Este modo operativo implica una mayor participación de las centrales térmicas para mantener los márgenes de control de tensión necesarios durante la fase de transición.

El operador asimismo enfatizó en la naturaleza dinámica de la gestión de la red, que debe adaptarse a la realidad del sistema. "La operación se va adaptando a la propia evolución del sistema" señala. En este sentido, la utilización de las capacidades de las instalaciones para limitar sus rampas de variación de potencia “va ligada a como está evolucionando el sistema y del comportamiento de los agentes que se conectan,” siendo la “efectiva puesta en marcha del nuevo PO” uno de los factores clave que influirá en el futuro de estas medidas.

La implementación efectiva del P.O. 7.4 requiere un proceso de habilitación individualizado. Cada planta de generación debe superar rigurosas pruebas eléctricas y de comunicaciones. El Power Plant Controller (PPC) de cada instalación —el sistema que coordina los inversores— debe integrarse con los centros de control que gestionan el servicio.

Apagón

La urgencia de modernizar la gestión de la tensión se ha visto dramáticamente subrayada por el apagón del pasado 28 de abril. Este evento no solo puso en evidencia diversas deficiencias en la gestión, sino que también coincidió con un periodo de alta tensión en el sistema.

Según la información conocida hasta el momento, en los días e incluso minutos previos al suceso, se registraron oscilaciones de más de 15 kV en apenas un segundo en varios puntos críticos de la red. De hecho, el informe fáctico de ENTSO-E (la Red Europea de Operadores de Sistemas de Transmisión) conocido la semana pasada detalla la secuencia de inestabilidad. “A partir de las 12:32:57 CET y en los 20 segundos siguientes, se registraron presuntamente una serie de cortes de suministro en el sur de España, con una potencia estimada inicialmente de 2.200 MW. Como consecuencia de estos eventos, la frecuencia disminuyó y se observó un aumento de la tensión en España y Portugal” reza el informe.

Actualización de la gestión de la tensión

La necesidad de esta actualización no es nueva. El Procedimiento de Operación 7.4, que regula el servicio complementario de control de tensión en la red de transporte, llevaba sin actualizarse desde el año 2000. Ya en septiembre de 2020, REE advertía en sus Estudios de prospectiva del sistema y necesidades para su operabilidad sobre los riesgos de estabilidad de la frecuencia y la aparición de problemas de sobretensión en periodos valle y llano debido a la entrada masiva de renovables, instando a adaptar la normativa técnica a un sistema cada vez más variable y capacitivo.

Tras publicar una Consulta Pública en noviembre de 2020, REE llevó a cabo un diseño para un nuevo servicio basado en mecanismos de mercado, remitiendo la propuesta definitiva a la CNMC en 2021. La CNMC lanzó en 2022 su primer "sandbox" regulatorio (proyecto demostrativo) para validar el nuevo procedimiento en condiciones reales, poniendo a prueba la capacidad técnica de la generación renovable para prestar el servicio de forma dinámica.

En 2023, se lanzó un segundo proyecto para constatar la capacidad de respuesta de la demanda frente a incentivos económicos. A partir de las conclusiones de estos proyectos, REE remitió en marzo de 2024 una nueva propuesta que incorporaba incentivos económicos para la prestación dinámica, la cual finalmente ha sido aprobada por la CNMC en junio.