REE acelera el plan para que las plantas renovables controlen tensiones y evitar otro apagón: así está hoy el sistema

El nuevo Procedimiento de Operación 7.4 (P.O. 7.4), aprobado en junio de 2025, marca el camino. Regula cómo se prestará este servicio de control de tensiones y establece un calendario de despliegue que Red Eléctrica, como operador del sistema, deberá cumplir.

El plan se despliega en tres pasos claros: primero, hasta enero de 2026 se refuerza el servicio básico y se activan penalizaciones para las plantas que no cumplan las normas de control de tensión.

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Después, hasta junio de 2026, debe entrar en funcionamiento el sistema de consignas en tiempo real. Y, antes de 2027, se lanzarán los mercados zonales de capacidad reactiva, en los que las plantas podrán cobrar por aportar un extra de control de tensión en cada zona de la red.​

El gran cambio y también el mayor desafío está en el segundo hito, en esas consignas en tiempo real. Con ellas, REE podrá enviar órdenes al segundo a cientos de instalaciones para que ajusten su aporte de energía reactiva y así subir o bajar la tensión según cómo esté la red en cada momento.

Aunque la norma da margen hasta finales de junio, el operador del sistema quiere activarlas ya en el primer trimestre de 2026 con el mayor número de plantas participantes posible, según revelaron este martes David Alvira, jefe del Centro de Control Eléctrico, y el ingeniero de Redeia, Pablo Martínez, en una jornada organizada por la Unión Española Fotovoltaica (UNEF).

Desde Red Eléctrica aseguran estar ultimando las adaptaciones de sus propios sistemas: "Una parte ya está en funcionamiento y otra entrará en servicio en breve".

Pero, ¿en qué punto se encuentra el despliegue del nuevo servicio y cuáles son los principales retos que enfrentan los operadores?

Actualmente, más de 20 instalaciones energéticas, con una potencia conjunta de 1.800 megavatios (MW), ya han superado las pruebas necesarias para prestar control de tensión. Además, se están probando hasta 25 plantas por semana, aunque algunas cancelan las pruebas y en algunos casos surgen fallos de conexión.

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Hasta octubre se habían recibido 168 solicitudes de parques que solicitaban a Red Eléctrica su habilitación para este servicio, de las cuales 125 correspondían a instalaciones renovables no gestionables.

Para participar, las plantas deben tener al menos 5 MW y estar conectadas a la red de transporte. Una vez consideradas viables, se adaptan sus sistemas de control y se realizan pruebas de habilitación, que verifican que la instalación puede responder de manera inmediata a las consignas del operador.

Estas pruebas validan tanto la capacidad de control de tensión como la de potencia reactiva, y comprueban el comportamiento ante fallos o pérdida de comunicación.

La validación es probabilística: si en una hora al menos el 75% de las muestras son válidas y cumplen, se considera que el servicio se ha prestado correctamente. Si más del 25% de las muestras son no válidas, la hora se considera no cumplida.

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Según Red Eléctrica, en el proyecto demostrativo participaron instalaciones de todo tipo (fotovoltaicas, eólicas, biomasa, etc.) y el porcentaje de cumplimiento fue del 99%.

En este sentido, los problemas más habituales detectados en la habilitación de plantas hasta el momento incluyen errores en la tensión nominal, señales no adaptadas, fallos al iniciar las consignas y dificultades en los cambios de modalidad.

Las dificultades para el promotor renovable

Convertir a las plantas renovables en parte activa del sistema eléctrico está trayendo consigo desafíos importantes.

Como explicó en el evento de UNEF Iñigo Díaz Álvarez, head of Asset Management en Ignis Energía -compañía con experiencia acumulada en habilitar plantas propias y de terceros- entre los principales retos se encuentran los logísticos.

El control de tensión requiere adaptaciones en los sistemas de control de las plantas, y muchos operadores deben realizar cambios simultáneamente, lo que supone un riesgo de cuellos de botella en proveedores y aumentos de costes.

“Todos hemos querido hacer cambios en nuestros controles prácticamente a la vez. Claro, eso supone que los proveedores no dan abasto y acarrea retrasos e impactos económicos”, detalló Ignis.

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También se han encontrado dificultades técnicas derivadas de la regulación y de la propia complejidad de las instalaciones. Las plantas renovables suelen compartir infraestructuras de evacuación y transformadores, lo que complica el seguimiento de consignas de tensión y reactiva en puntos específicos de medición.

“Las consignas de reactiva se pueden seguir perfectamente, pero las de tensión son problemáticas: las plantas fotovoltaicas no son capaces de regular propiamente la tensión en el punto de medida fiscal”, apuntó Iñigo Díaz Álvarez.

Finalmente, hay retos económicos. La adaptación de sistemas y el cumplimiento de las pruebas requiere inversión interna y colaboración con terceros, mientras que los incentivos económicos durante la fase transitoria han sido limitados. Esto dificulta justificar nuevas inversiones, especialmente para plantas fotovoltaicas con márgenes reducidos.

El representante de Ignis subrayó, sin embargo, que a pesar de los retos, la compañía confía en que estas adaptaciones permitirán integrar plenamente el recurso renovable y fortalecer un sistema eléctrico más robusto y sostenible para el país.