Red Eléctrica mete prisa a las renovables para tomar el control de la tensión del sistema y evitar otro apagón

«Desde el operador de red y las empresas están tratando de acelerar estos tiempos y algunas compañías ya han iniciado el proceso de habilitación para participar en el control de tensión dinámico, con lo cual podrían participar en este control a inicios del próximo año», afirma a este medio José María González Moya, director general de APPA Renovables.

Todo con el objetivo de controlar la tensión, que está descontrolada desde el pasado 28 de abril. Los investigadores europeos de Entso-e ya revelaron en su informe factual que el detonante del apagón fue una «cascada de sobretensión» y no un exceso de renovables, como se deslizó las primeras semanas tras el corte de luz. Ese día había nueve centrales de respaldo, pero ahora el 'modo reforzado' funciona con más de veinte plantas para asegurar la estabilidad del sistema, y aún así está siendo difícil de manejar.

Actualmente la tensión de la red es gestionada solo por los ciclos combinados porque las renovables siguen en proceso de habilitación, que en principio se cerraría en el primer trimestre de 2026. Sin embargo, los fallos con los que se está topando Red Eléctrica por el control de la tensión les ha obligado a hablar con el sector de las renovables para que incentiven a sus asociados a meterse ya al control del sistema. «Red Eléctrica tiene urgencia por disponer del parque renovable conectado a sus líneas de más alta tensión», explican fuentes del sector, que indican que la idea es hacer una implementación gradual para que las que se vayan habilitando no tengan que esperar a que todas estén listas, sino que puedan ir participando y beneficiándose económicamente de ello.

Pero por el momento, la medida puesta en marcha este miércoles -la modificación que limita la velocidad de entrada de electricidad verde para evitar sobretensiones de red ralentizándola de dos a quince minutos- «es una desgracia para el sector renovable», lamenta el director general de APPA Renovables, ya que «en vez de utilizar sus bondades, estamos limitando su uso, y provocaremos que haya menos generación renovable en el sistema». Asimismo, alerta de que habrá menor competencia en los mercados de ajuste, lo que hará incrementar los costes asociados y que las renovables tengan menos ingresos. «Esta medida imposibilita de facto la participación en algunos mercados de ajuste», agrega González Moya.

La patronal fotovoltaica defiende que con 10 minutos estas tecnologías podrían seguir participando en el mercado terciario y con cinco minutos tanto en el secundario como en el terciario. «Esa ventaja de las renovables de su flexibilidad se convierte en una penalización», lamentó a su vez el director general de UNEF, José Donoso, el pasado martes.

El sector lamenta la falta de flexibilidad con la que Red Eléctrica está comunicando estas medidas «urgentes». La obligatoriedad de implementación de los cambios en las rampas de subida y bajada se comunicó el 1 de octubre para que fuera implementada el día 8. «Un cambio que, a todas luces, es insuficiente», defiende González Moya, al tiempo que asegura que las modificaciones de los procedimientos de operación (3.1, 3.2, 7.2 y 7.4) que el operador comunicó a la CNMC el martes y que el órgano supervisor hizo público el jueves, no se había comunicado previamente al sector.

Ya no es solo un problema de control de la tensión, sino también de imagen pública. Red Eléctrica está quedando perjudicada tanto por haber hecho que suba la factura eléctrica de los consumidores al aplicar el 'modo reforzado' como de cara a sus accionistas al reconocer que no se está pudiendo controlar el sistema y que han subido los precios y las emisiones. «No están nada cómodos con la situación actual», reconocen las fuentes consultadas.

La normativa por la que se permite a las renovables participar del control de la tensión está aprobada desde 2014, pero hasta el gran apagón se mantuvo en un cajón pese a que el gestor de la red propuso en mayo de 2024 actualizar el protoloco de actuación tras la entrada masiva de renovables para gestionar las perturbaciones que pudiera sufrir el sistema. No fue hasta el 12 de junio, casi dos meses después del cero energético, cuando la CNMC aprobó una revisión de las normas técnicas que regulan los mecanismos para evitar sobrecargas de tensión en la red.

Ahora urge el proceso de habilitación para dar estabilidad al sistema con más centrales dando estabilidad al sistema, como ya ocurre desde hace tiempo en Portugal, Reino Unido o Alemania.