Apenas mes y medio después del histórico apagón de abril, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) aprobó de urgencia un reglamento para minimizar el riesgo de un nuevo cero eléctrico. El conjunto de problemas que atacaron la red eléctrica aquella mañana provocó subidas y bajadas de tensión tan fuertes que terminaron tirando el sistema, y el 12 de junio el regulador decidió incrementar drásticamente el número de plantas que pueden corregir los picos de tensión en la red, permitiendo hacer esa tarea a las instalaciones de energía renovable. Pero no fue hasta el pasado 1 de enero de 2026 cuando la nueva normativa comenzó a funcionar, en vista de que la próxima primavera podría regresar la amenaza.
Con el comienzo del nuevo año, todas las plantas que generan electricidad renovable conectadas a la red de transporte pueden participar del llamado sistema de control dinámico de tensión. En realidad, algunas tenían permiso para hacerlo desde otoño, pero el no fue hasta el 1 de enero cuando se las empezó a remunerar por esta tarea. Sin embargo, todavía ninguna planta fotovoltaica ha recibido la orden de Red Eléctrica (REE) –la encargada de responder a los desequilibrios de la red– de aportar control de tensión, según afirman desde UNEF, la patronal solar.
Hasta el cambio normativo de junio, el control de la tensión de la red eléctrica en tiempo real era una tarea exclusiva de las grandes centrales térmicas españolas, fundamentalmente de los ciclos combinados de gas, que reciben cientos de millones de euros cada año por este trabajo.
Sin embargo, tener esas instalaciones quemando gas sin generar electricidad –solo por si es necesario controlar la tensión– era extremadamente caro porque reciben una retribución especial, y permitir a las renovables hacer ese trabajo aumenta la seguridad porque el trabajo se reparte entre miles de instalaciones, en vez de entre unas docenas. El proceso no solo resulta más caro, sino que además es ineficiente: tras el apagón del 28 de abril, el Gobierno señaló que las diez plantas destinadas aquel día a controlar la tensión –y remuneradas por ello– fallaron en su tarea, como confirmó después la investigación europea.
Las instalaciones renovables, al estar también mejor repartidas por el territorio nacional, tienen una mayor probabilidad de que alguna se ubique cerca de los problemas de tensión, que son regionales y se resuelven mejor in situ. "Hasta ahora España tenía un problema y es que la inercia –las plantas térmicas convencionales– estaban en el norte, y la generación renovable en el sur. El cambio en los procesos de operación permite equilibrar el control de tensión en el territorio", afirma Ricardo Guerrero, asesor de la Agencia Internacional de la Energía.
Marcos Vallés, fundador de la consultora energética Quinto Armónico y miembro de la Junta Directiva de UNEF destaca también que ese control será ahora más barato con las renovables, y eso reducirá el coste de la factura de hogares y empresas. "Mantener una central de gas es más caro porque tiene que estar arrancada independientemente de que sea habilitada o no. Nuestro coste es mucho menor porque si no me habilitan para controlar tensión no me cuesta nada", subraya.
El control constante de la tensión es imprescindible para evitar apagones. La tensión es un parámetro muy sensible de la red eléctrica que tiene que mantenerse dentro de un umbral (medido en kV) y si se dispara por arriba o por abajo puede provocar averías en todo el sistema, de manera que productores y consumidores de luz se desconectan automáticamente por seguridad cuando se descontrola. Eso es lo que ocurrió el 28 de abril: una subida salvaje de la tensión provocó una cascada de desconexiones por seguridad de plantas de producción eléctrica –algunas antes de tiempo, que están siendo investigadas– hasta que se produjo un cero.
Un proceso acelerado
La CNMC se apresuró tras el apagón a modificar el proceso de operación 7.4, el que regula qué plantas pueden regular la tensión. Llevaba cinco años en estudio y estaba previsto sacarlo adelante en 2026, pero la catástrofe energética aceleró los plazos, hasta el punto de que en otoño ya se comenzó a habilitar a las primeras plantas fotovoltaicas y eólicas para hacer este trabajo.
Según el calendario de Red Eléctrica, desde el 1 de enero ya podrían empezar a cobrar por ese control, pero todavía no se ha dado la orden a ninguna planta renovable de hacerlo. Lo hará antes del 26 de junio de 2026, según sus previsiones, aunque el sector cree que llegará mucho antes, probablemente antes de abril. Ese mandato de control se puede dar con un día de antelación –si el programa de REE prevé problemas de tensión en las siguientes horas– o decretarse de urgencia por un problema concreto, y se puede ordenar a una planta específica o a toda una zona.
Los datos de UNEF demuestran que hay un gran interés entre las plantas fotovoltaicas en entrar en este nuevo sistema de control de tensión, hasta el punto de que a mediados de que en diciembre se habían habilitado ya instalaciones por valor de 2,2 gigavatios para hacerlo, el 10% de la potencia fotovoltaica conectada a la red de transporte.
El informe europeo sobre el apagón confirma que las eléctricas fallaron a la hora de frenar picos de tensión
Marcos Vallés señala que la retribución que van a recibir no es gran cosa, pero sirve para cubrir los costes de esa operación. "Pero está bien, no es negocio para ganar dinero, sino para garantizar que el sistema funcione. Nadie quiere que la carretera esté llena de baches", opina. En concreto, las fotovoltaicas que controlen tensión recibirán un euro por cada megavoltio amperio activo por hora (MVArh) que absorban o inyecten a la red eléctrica. Los MVArh son unidades de potencia reactiva, un tipo de energía que hay que controlar para evitar subidas y bajadas de tensión en la red.
"En realidad, lo interesante no está en la remuneración", afirma Vallés, "sino que te dan prioridad de despacho". Se refiere a que la normativa obliga a que las instalaciones que aporten seguridad a la red, como un control de tensión, sean las últimas a las que se puede ordenar apagarse si hay demasiada producción de electricidad. Ocurre a menudo en las horas de mucho sol y baja demanda, en las que algunas plantas solares se desconectan de manera forzosa porque no hay demanda suficiente de energía.
Según detalla el experto, participar en el nuevo control de tensión tampoco supone un gasto para las compañías porque las plantas fotovoltaicas modernas –posteriores a 2020– tienen inversores (la maquinaria que permite controlar la tensión) capaces de hacer esta tarea, y basta con homologar el software de la planta y rellenar un intenso papeleo para empezar a regular tensión. Las anteriores a 2020, añade, tendrán que esperar a renovar sus inversores –tienen una vida útil de entre siete y diez años– para sumarse.
Apenas mes y medio después del histórico apagón de abril, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) aprobó de urgencia un reglamento para minimizar el riesgo de un nuevo cero eléctrico. El conjunto de problemas que atacaron la red eléctrica aquella mañana provocó subidas y bajadas de tensión tan fuertes que terminaron tirando el sistema, y el 12 de junio el regulador decidió incrementar drásticamente el número de plantas que pueden corregir los picos de tensión en la red, permitiendo hacer esa tarea a las instalaciones de energía renovable. Pero no fue hasta el pasado 1 de enero de 2026 cuando la nueva normativa comenzó a funcionar, en vista de que la próxima primavera podría regresar la amenaza.