La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha aprobado una modificación silenciosa pero con consecuencias de calado para el sector eléctrico. A partir de ahora, las plantas renovables y los sistemas de almacenamiento con baterías estarán llamados a participar de forma activa en el control de la tensión de la red, un servicio auxiliar que hasta este momento recaía casi en exclusiva sobre las centrales térmicas e hidráulicas.
El cambio se articula a través de la revisión de los procedimientos de operación del sistema, que establecen las reglas técnicas y retributivas para mantener la estabilidad del voltaje en todo el territorio peninsular. La decisión supone un paso más en la integración de las fuentes limpias en el corazón del sistema eléctrico.
La tensión eléctrica: un servicio esencial que ahora recae en las renovables
El control de tensión no es un tecnicismo menor. Mantener el voltaje dentro de unos márgenes seguros —en España, 220 voltios con una tolerancia del 7%— evita apagones, daños en los equipos industriales y caídas de frecuencia que pueden desencadenar incidentes en cascada. Tradicionalmente, este servicio lo prestaban grandes generadores síncronos, como las turbinas de gas o las centrales de carbón, capaces de inyectar o absorber potencia reactiva de forma inmediata.
La progresiva sustitución de esas centrales por parques eólicos y fotovoltaicos abrió un interrogante: ¿quién mantendría la tensión cuando el viento no soplara o el sol se ocultara? La respuesta ha tardado en llegar porque la electrónica de potencia de los inversores que conectan las renovables a la red no ofrecía, hasta hace poco, la misma flexibilidad que un alternador girando a 3.000 revoluciones por minuto. Pero la tecnología ha avanzado, y la CNMC ha decidido que es el momento de aprovecharla.
Nuevos incentivos: cómo se pagará a los parques eólicos y a las baterías
Los procedimientos de operación modificados introducen un esquema retributivo específico para que los promotores de renovables y baterías encuentren rentable ofrecer el servicio. A grandes rasgos, se remunerará la capacidad de inyectar o absorber potencia reactiva cuando el sistema lo demande, una función que las instalaciones ya pueden realizar técnicamente pero que hasta ahora apenas recibía compensación económica más allá de los pagos por energía activa.
El diseño busca equilibrar dos prioridades: reducir el coste del sistema —las renovables pueden prestar el servicio a un coste marginal inferior al de una central de gas— y garantizar la seguridad de suministro. Para las baterías, la oportunidad es doble: pueden ofrecer control de tensión mientras están en reposo, sin necesidad de cargar o descargar energía, lo que añade una línea de ingresos sin desgastar los ciclos de vida del equipo.
El regulador ha evitado fijar cifras concretas en la resolución, pero fuentes del sector consultadas por esta redacción estiman que un parque solar de 50 megavatios podría ingresar entre 150.000 y 200.000 euros adicionales al año por participar en el servicio de tensión. No es una cantidad transformadora, pero sí suficiente para mejorar la ecuación económica de proyectos que a menudo operan con márgenes ajustados.
La tensión ya no será un problema exclusivo de las centrales que se apagan; ahora la red se apoya en las mismas tecnologías que la están transformando.
Más renovables, menos tensión de red: el dilema de un sistema en transición
La decisión de la CNMC es coherente con la hoja de ruta de descarbonización, pero abre uno de los problemas más acuciante del sistema eléctrico español. Cuanto más peso ganan las renovables, más se pierde la llamada inercia síncrona, esa propiedad física de los grandes alternadores que mantiene estable la frecuencia ante perturbaciones. Sin esa inercia, la red se vuelve más nerviosa, más propensa a oscilaciones rápidas que el control de tensión por sí solo no puede amortiguar.
Las baterías, en teoría, pueden suplir parte de esa función si se programan con algoritmos de grid-forming en lugar del tradicional grid-following. Pero el despliegue de esa tecnología en España es aún testimonial. El propio operador del sistema, Red Eléctrica, ha advertido en sus informes de adecuación que el hueco de inercia crecerá en los próximos años, especialmente en horas de alta penetración renovable.
Visto con perspectiva, el movimiento de la CNMC es pragmático y necesario. Se adelanta a un problema que ya asoma en los análisis técnicos y envía una señal clara a los inversores: quien quiera conectar megavatios al sistema tendrá que asumir también responsabilidades de red. Dicho de otro modo, la fiesta de las primas a la generación sin obligaciones sistémicas se va terminando.
Queda por ver si la retribución diseñada bastará para movilizar la potencia reactiva que el sistema necesita. La experiencia con otros servicios de ajuste sugiere que los mercados voluntarios funcionan mejor cuando el precio es atractivo, y la CNMC no ha desvelado aún con precisión el método de cálculo. Habrá que observar las primeras subastas de tensión y, sobre todo, si las grandes eléctricas integradas —que gestionan a la vez generación y comercialización— encuentran incentivos reales o prefieren mantener el statu quo.
