Mientras, tras varios pilotos, la CNMC aprobó tras el apagón un nuevo servicio de control de tensión que no estará operativo hasta enero; Red Eléctrica acaba de habilitar a las primeras renovables para participar en él

Las medidas antiapagones que pide Red Eléctrica retratan seis años de inacción de Competencia en el control de tensión

Portugal implantó en marzo de 2020 la obligación de que las energías renovables controlen la tensión eléctrica de forma dinámica, algo que España no ha conseguido aplicar hasta ahora, pese a que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), responsable de implantar la normativa que regula este asunto, reconoció que había que ponerla al día a finales de 2019. Desde 2021 el regulador español ha lanzado varios proyectos piloto, sin que a día de hoy esté en marcha, algo que no ocurrirá hasta 2026.

Los fallos en el control de tensión en España se han revelado clave en el histórico apagón peninsular del pasado 28 de abril, que dejó sin luz a más de 50 millones de personas en el peor suceso de este tipo en Europa en décadas.

Fuentes del regulador energético luso, la Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), explican a elDiario.es que las obligaciones de control de tensión para las generadoras en Portugal están recogidas en un reglamento europeo, el 2016/631, sobre los requisitos para los generadores de electricidad, y se adaptaron a la regulación lusa en una normativa que tiene ya más de cinco años, la Portaria n.º 73/2020, de 16 de marzo de 2020.

La prestación de ese servicio, explica ERSE, “es obligatoria y no remunerada” y todas las plantas con una potencia a partir de 10 megavatios (MW) “deben proporcionar reactiva (o hacer control de tensión), incluso con potencia nula”, en el denominado “modo nocturno”. Es decir, allí el control de tensión es requisito obligatorio para todas las fuentes de generación, aunque las centrales eólicas más antiguas están sujetas a normas menos estrictas.

En Portugal, que carece de energía nuclear y tiene su mercado eléctrico integrado con el español, las renovables aportaron en 2024 el 71% de la electricidad, un nuevo récord histórico (en España el porcentaje fue del 56%), gracias fundamentalmente a la aportación de la hidroeléctrica (28% del total), la eólica (27%) y la solar (10%).

En el país vecino, explica ERSE, las plantas solares se establecieron esencialmente después de la entrada en vigor de esa normativa en 2020, por lo que todas prestan ese servicio de control de tensión, mientras que en el caso de la eólica, la mayor parte de las plantas “se instalaron sobre todo hasta 2010”, por lo que “la mayor parte” de las instalaciones eólicas están sometidas “a una regulación menos exigente en cuanto a control de tensión”, explica el regulador energético luso a este medio.

Las mismas fuentes indican que “dentro de la prestación obligatoria del servicio, este no es remunerado”, si bien la normativa “permite al gestor del sistema contratar el servicio de control de tensión bilateralmente, cuando los requisitos obligatorios no sean suficientes.

Un ejemplo es un contrato de servicio de compensación síncrona del sur con la central hidroeléctrica de Alqueva, pegada a Extremadura, donde está la megaplanta fotovoltaica Núñez de Balboa, de Iberdrola, donde se originó la oscilación anómala que fue el preludio del apagón ibérico.

La gestión de este control de tensión en Portugal es, como en España, responsabilidad del operador del sistema, que allí es REN (Redes Energéticas Nacionais), en la que tiene un 5% la española Red Eléctrica (REE), su equivalente española, y en la que es accionista la mayor fortuna española, Amancio Ortega. El dueño de Inditex tiene un 12% de REN y un 5% de Redeia, matriz de REE.

Desde el punto de vista del regulador, Portugal tiene un modelo distinto al español. ERSE se asemeja a la antigua Comisión Nacional de la Energía (CNE), el regulador especializado que con la excusa de un falso “ahorro de costes” el PP eliminó en 2013 para crear la CNMC, en un modelo muy inusual que aglutina la vigilancia de los sectores de energía, las telecomunicaciones, los transportes, el audiovisual y la Competencia. El Gobierno intentó revertir ese modelo en 2024 con un proyecto de ley para recuperar la CNE que está atascado en el Congreso.

Mientras la CNMC tiene pendiente publicar su informe sobre el apagón, adicional al que están elaborando los expertos europeos de la red de transportistas ENTSO-E, en conversaciones entre los Gobiernos de España y Portugal ha salido a colación en las últimas semanas cómo ha conseguido el país vecino que las renovables controlen tensión allí desde hace años, explican fuentes gubernamentales.

“Ningún problema”

Tras la publicación del informe “factual” de los expertos europeos del pasado 3 de octubre, la ministra portuguesa de Ambiente y Energía, Maria de Graça Carvalho, destacó que “está comprobado, con datos”, que el apagón “no fue ningún problema del lado portugués”.

Ese cero energético tuvo su origen en España y arrastró a Portugal, que tiene su mercado eléctrico integrado con el español a través del denominado Mibel (Mercado Ibérico de la Electricidad), aunque tras el colapso de abril Lisboa llegó a ordenar detener los intercambios de energía entre ambos países.

Tras la publicación, en junio, de los informes de REE y el Gobierno español que urgieron a la CNMC a aprobar ya el nuevo servicio de control de tensión en el sistema eléctrico peninsular (recogido en un procedimiento de operación conocido como 7.4), Competencia anunció su puesta en marcha. Pero el nuevo servicio no va a estar operativo hasta el año que viene.

Hace unas semanas, tras reproducirse nuevas variaciones bruscas de tensión en el sistema, en una situación parecida a la de la pasada primavera, REE pidió a la CNMC medidas “urgentes” que la CNMC ha autorizado en parte tras abrir un expediente informativo sobre este asunto.

Este miércoles, el operador español anunció que, tras la aprobación del nuevo procedimiento 7.4 “solicitado por el OS [operador del sistema] en 2020 y aprobado en junio por la CNMC”, ha habilitado a las primeras renovables que podrán contribuir al control dinámico de tensión.

REE ha invitado a los operadores de plantas renovables a realizar su solicitud para poder participar en este servicio “que entrará en vigor el 1 de enero” y que, además de permitir controlar tensión a las energías limpias, como hace Portugal desde 2020, incluirá penalizaciones por los incumplimientos en la prestación de ese servicio, que hasta ahora no existían.

El informe de los expertos europeos reveló fallos de las eléctricas en el control de tensión en España (reservado hasta ahora a las centrales de gas e hidroeléctricas hasta que esté en vigor en nuevo procedimiento de operación 7.4) en las tres horas previas al apagón, mientras en Portugal las plantas se ciñeron a lo esperado.

Los fallos pueden observarse en un gráfico del informe centrado en la zona centro/suroeste de España, epicentro de las oscilaciones anómalas y las desconexiones de generación previas al apagón. El gráfico ilustra la diferencia entre la absorción o generación de energía reactiva mínima que prestaron ese día las centrales de generación convencional de más de 100 megavatios (MW) de potencia (la línea azul) y los valores de referencia esperados por la CNMC para ese día (la línea rosa):

El informe recordó que “es admisible que cada unidad no cumpla con este requerimiento en hasta un 25% del tiempo por hora”. Otro gráfico recogido en el documento refleja que, por el contrario, las centrales del sur de Portugal sí cumplieron sus obligaciones en el seguimiento de las consignas de energía reactiva.

El informe, recordó que la regulación vigente del control de tensión en España es una normativa “de marzo de 2000”, cuando las renovables eran testimoniales, mientras que en Portugal “las plantas solares con una capacidad instalada superior 1 MW (al igual que las nuevas plantas eólicas) proporcionan control automático de tensión/reactiva, recibiendo consignas en tiempo real” de REN.