Competencia renueva con 25 años de retraso el "escudo antiapagones" para incluir del todo a las renovables

Ha hecho falta un apagón general para que, con 25 años de retraso y tras el cruce de reproches y de informes entre el gestor de la red (REE) y las eléctricas, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia se haya decidido a revisar la equiparación de las instalaciones asíncronas (eólicas y fotovoltaicas particularmente) con el resto de tecnologías que tradicionalmente prestaban servicio de control de tensión con una remuneración específica.

A tal efecto, la CNMC aprobó el 12 de junio pasado las nuevas normas técnicas que dotan de un marco retributivo homogéneo para todas ellas ya que, aunque tanto la generación síncrona (térmica e hidráulica), como la asíncrona (solar o eólica) tenían obligaciones de control de tensión desde 2000 y 2014, respectivamente, las renovables no estaban incentivadas como el resto.

El organismo que preside Cani Fernández reconoce que por la ausencia de equiparación retributiva, hasta ahora ha sido la generación síncrona (térmica e hidráulica) la que ha proporcionado este servicio, mientras que la generación asíncrona y la demanda (consumidores de electricidad) solo tenían la obligación de mantener su generación o consumo de energía reactiva dentro de unos límites.

Con esta revisión se introduce "dinamismo" en el servicio de control de tensión y se incentiva el desarrollo de capacidades para poder proporcionar mayores recursos por parte de todas las tecnologías de generación y de demanda. También se crean mercados locales para la contratación de capacidad adicional para dotar al servicio de una mayor eficiencia, explica la CNMC.

La patronal fotovoltaica UNEF ha asegurado que la participación de la fotovoltaica en el servicio de control de tensión contribuirá a contener los costes de las restricciones técnicas -mecanismo del que dispone Red Eléctrica para mantener el equilibrio del sistema-, que se han multiplicado por diez en los últimos años.

Insisten en que este tipo de tecnología lleva "muchos años" teniendo la capacidad técnica de poder contribuir al control de la tensión; sin embargo, hasta ahora no ha podido participar porque la normativa no lo permitía.

Es más, prosiguen, dado que el control de tensión tiene un fuerte componente geográfico, la fotovoltaica está "particularmente bien adaptada" para aportar este servicio a la red, al ser una energía muy distribuida por el territorio.

Asimismo, al tratarse de una tecnología sin costes marginales asociados al consumo de combustible, podrá participar en este servicio con ofertas muy competitivas, apuntan desde UNEF.

Propuesta del operador

El diseño del servicio se ha desarrollado partiendo de una propuesta inicial del operador del sistema eléctrico de junio de 2021. En la memoria de la resolución de 8 de septiembre de 2022 (por la que se aprueban las condiciones aplicables a los servicios de no frecuencia y otros servicios para la operación del sistema eléctrico peninsular español, y se creaba el marco para el servicio de control de tensión) ya se señalaron diversas preocupaciones sobre el modelo propuesto, así como sobre otros aspectos técnicos relativos a su adaptación.

Con el fin de que la propuesta se adecuase en mayor medida a las exigencias del marco regulatorio comunitario y que su diseño tuviera en cuenta las capacidades efectivas de todas las tecnologías, en particular, de las energías renovables y la demanda, se lanzaron dos proyectos de demostración regulatoria el 28 de julio de 2022 y el 2 de noviembre de 2023, respectivamente, que permitieron poner en práctica una provisión del servicio de control de tensión a través de un modelo de mercado obteniendo evidencias sobre la eficiencia económica de la provisión del servicio sobre la base de un mecanismo de mercado.

El primer proyecto de demostración puso de manifiesto la capacidad de la generación renovable de prestar el servicio de manera dinámica con una elevada eficiencia económica. En particular, se puso en valor la capacidad reactiva adicional de la generación renovable, especialmente a producciones bajas de potencia activa que la regulación vigente no incentiva.

El segundo proyecto lanzado ha permitido constatar la capacidad de respuesta de la demanda frente a la introducción de incentivos económicos, indica el organismo.

Mediante resolución de 16 de enero de 2025, este proyecto ha sido prorrogado recientemente hasta febrero de 2026, con el fin de seguir avanzando en el conocimiento del potencial de la industria para contribuir a la resolución de problemas de control de tensión.

Durante su desarrollo, se ha puesto de manifiesto que los consumidores participantes han modificado de forma significativa su factor de potencia, comenzando a consumir potencia reactiva, lo que resulta favorable para el control de la tensión.

A partir de la experiencia obtenida con estos proyectos, en marzo de 2024, el operador del sistema remitió a la CNMC una nueva propuesta de diseño del servicio con una vertiente que incorpora incentivos económicos para la prestación dinámica. Esta propuesta es la que ahora se aprueba, tras el trámite de audiencia e información pública (lanzado el 18 de noviembre de 2024) y el posterior análisis y consideración de alegaciones.

La adaptación de este servicio se enmarca en los trabajos que lleva realizando la CNMC para adecuar la normativa nacional del mercado eléctrico a las metodologías y criterios establecidos en la Directiva (UE) 2019/944 y el Reglamento (UE) 2019/943, y su reforma de 2024.

Estos trabajos persiguen la armonización europea de todos los segmentos del mercado, incluyendo tanto los segmentos diario e intradiario, en los que los sujetos negocian intercambios de energía, como los servicios de ajuste del sistema eléctrico, con el fin de conseguir una mayor competencia y eficiencia en todos ellos.