Las renovables siguen sin poder ayudar a garantizar la tensión de la red pese a que ya pueden actuar como el gas o la nuclear

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) dio un giro relevante en la integración de las energías renovables en el control de tensión de la red eléctrica a finales de junio. Era una propuesta que dormía el sueño de los justos desde que Red Eléctrica (REE), el operador del sistema, presentó en 2020 una propuesta.

Se trata del Procedimiento de Operación 7.4, que amplía a todas las instalaciones, tanto de generación síncrona como asíncrona (renovables), la obligación de prestar un servicio básico de control de tensión (ajustando su factor de potencia dentro de unos rangos reglados). Una tarea que solo le correspondía a centrales nucleares, ciclos combinados o bombeos.

Sin embargo, ha pasado ya un mes, y todo sigue igual. "Lo que debe inspeccionar la CNMC es que Red Eléctrica cumple el 7.4 porque sigue aplicando restricciones a la baja a renovables que no debería, de acuerdo a la prioridad que desde hace un mes tiene que dar a estas tecnologías", señalan fuentes del sector eléctrico a EL ESPAÑOL-Invertia.

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Según explicó Concha Sánchez, directora general de Operación de Red Eléctrica, a preguntas de los medios durante la presentación del informe sobre el apagón, "hasta la primavera de 2026 no podrán actuar estas tecnologías renovables de esta manera", cuando consideró que estarían listas.

"Eso solo puede ser porque no quieren, porque la normativa les exige a hacerlo desde el pasado 1 de julio", añaden las mismas fuentes.

Mientras tanto, se continuará con la 'operación reforzada' activada después del apagón del 28 de abril, tirando de los servicios de ajuste o de las restricciones técnicas, que encarecen el coste del sistema eléctrico español y sacan del mercado a la fotovoltaica.

"Por ejemplo, es bastante vergonzoso, a las biomasas sigue bajándola a mínimo técnico", señalan las mismas fuentes.

Cómo funciona el 7.4

Las instalaciones renovables ya tenían desde 2014 obligaciones de control de tensión, pero la reforma articula ahora dos vías de participación.

Una la que se amplía a todas las tecnologías, y otra en la que además, podrán optar voluntariamente por un modo avanzado de servicio, siguiendo consignas dinámicas en tiempo real del operador del sistema, que exigirá una mayor capacidad técnica y de respuesta.

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Se introduce un mecanismo de mercado para la contratación de capacidad adicional de control de tensión (potencia reactiva). Las instalaciones renovables que superen el servicio básico podrán ofertar esta capacidad extra en mercados zonales y recibirán una contraprestación económica

Esta capacidad adicional se contratará en zonas donde se prevean necesidades superiores a las mínimas obligatorias, en un proceso competitivo gestionado por el operador del sistema.

Se armonizan las penalizaciones en caso de incumplimiento por parte de cualquier tecnología, garantizando así la no discriminación y la equidad entre actores tecnológicos.

Los proyectos de demostración han constatado que las instalaciones renovables, tanto fotovoltaicas como eólicas, pueden prestar el servicio de control de tensión de forma eficiente y dinámica, especialmente a baja generación de potencia activa, aportando un valor significativo al sistema y permitiendo optimizar recursos.

Aún así, toda participación en el modo avanzado (servicio dinámico con consignas) requiere disponer de capacidades técnicas de seguimiento en tiempo real y superar pruebas de habilitación. Por último, la normativa señala que para instalaciones conectadas a la red de transporte de más de 5MW, la provisión de seguimiento de consignas será voluntaria y retribuida.

Reunión de MITECO y CNMC

Tras el decaimiento del Real Decreto Ley 7/2025 sobre medidas antiapagón, la vicepresidenta tercera para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, y la presidenta de la CNMC, Cani Fernández, han mantenido una reunión en el marco de las actuaciones derivadas de la crisis de electricidad sufrida el pasado 28 de abril.

Según ha comunicado el MITECO, Aagesen y Fernández han analizado el escenario abierto donde la labor del Regulador, en el ejercicio de sus co

mpetencias de supervisión y control de las actividades de los agentes del sector eléctrico, es esencial. Concretamente, han resaltado el lanzamiento a pública audiencia, esta misma semana, de los Procedimientos Operativos 9.2 y 14.4, para permitir la liquidación de las penalizaciones asociadas al incumplimiento del envío de información en tiempo real con el objetivo de garantizar la visibilidad y control del sistema.

Igualmente, han destacado la reciente actualización del procedimiento Operativo 7.4,, que refuerza los incentivos para que todo tipo de generadores presten el servicio de control de tensión, abaratando el coste para los consumidores.