El apagón crea una guerra entre el gas y la solar por controlar la tensión de la red
El sector renovable remarca que la retribución de la fotovoltaica es más competitiva para el sistema que los ciclos
Viviendas durante el apagón. | EP
El apagón eléctrico del 28 de abril de 2025 ha provocado un movimiento de tierras en la gestión energética del país. Entre los diferentes frentes, cabe mencionar la guerra entre dos tecnologías clave del mix energético —el gas y la fotovoltaica— por controlar la tensión de la red. Hasta ahora, el gas prácticamente tenía el monopolio de esa herramienta hasta que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) aprobó, tras el apagón, que la fotovoltaica pudiera competir con el gas en este asunto después de que así lo solicitara Red Eléctrica con el cambio en un procedimiento de operación del sistema.
Las empresas de energía solar están pendientes de la retribución que hará la CNMC sobre este asunto. Ha habido reuniones al inicio de 2026 y recientemente, en este mes de mayo, se inició una consulta pública. Esperan que para el mes de junio se actualice con un precio al alza, que estiman en 20 euros el megavoltioamperio reactivo hora (MVArh), aunque quieren alcanzar los 50 euros. Una cantidad que, aun así, sostienen las mismas fuentes, es muy inferior a lo que paga el sistema a los ciclos combinados por hacer esa misma actuación.
En el sector de las renovables se describe el escenario actual de la siguiente forma. En primer lugar, había una fase cero, donde todos los ciclos tenían prácticamente el control de la tensión de la red. Sin embargo, el 12 de junio de 2025, unas semanas después del cero eléctrico, el regulador aprobó el procedimiento de operación 7.4, tras una petición de Red Eléctrica, y cambió este escenario. Así llegó la fase uno, que es donde nos encontramos en la actualidad, y donde las renovables pueden participar en este control, pero a un precio «mínimo», que señalan que está en un euro/MVArh.
Se espera que el siguiente paso sea llegar a una fase dos, donde se incrementaría la retribución a la fotovoltaica por controlar la tensión. Por último, la fase tres consistiría en que el aumento de instalaciones permita abrir el mercado a la competencia y que esta determine el precio.
El sector fotovoltaico pone el foco en un informe técnico-económico de Red Eléctrica del año 2023 donde, señalan las fuentes del sector renovable, ese documento refleja cómo, en situación de competencia, «las renovables aportaban control de tensión a precios muy bajos (20 euros/MVArh por la noche) frente a los ciclos combinados, que pedían precios mucho más altos, de hasta 820-1132 euros/MVArh». Un año después de ese informe, el sector de la solar subraya, en un informe de la CNMC, que el gestor de la red «estimaba que a los ciclos combinados se les estaba pagando unos 137-148 euros/MVArh».
Las plantas fotovoltaicas cuentan con distintos elementos, entre ellos los paneles y los inversores. Estos últimos convierten la corriente continua en corriente alterna y permiten regular tanto la potencia activa como la reactiva, contribuyendo así al control de la tensión de la red y respondiendo con gran rapidez a las consignas del operador del sistema. Fuentes del sector de las renovables defienden que estas, especialmente la fotovoltaica, pueden reaccionar más rápido que otras tecnologías convencionales en determinadas funciones de control de tensión.
Además, remarcan que «pueden diseñar la onda que generan». Por otro lado, una planta fotovoltaica podría contribuir al control de tensión incluso de noche, utilizando sus inversores para intercambiar potencia reactiva con la red, aunque para ello necesita consumir una pequeña cantidad de energía activa destinada a mantener operativos sus equipos auxiliares.
Por último, aunque las centrales nucleares pueden aportar control de tensión al sistema gracias a sus generadores síncronos, distintas fuentes técnicas señalan que una operación intensiva en potencia reactiva puede implicar limitaciones operativas. Así lo advirtió la Agencia Internacional de la Energía Atómica (AIEA) en un informe de 2018: «El funcionamiento con la máxima potencia reactiva inductiva […] podría provocar un aumento de las vibraciones tanto en el rotor del generador como en los devanados extremos del estátor». El organismo añadió que una unidad que anteriormente solo aportaba pequeñas cantidades de potencia reactiva «podría experimentar nuevos problemas operativos», aunque precisaba que se trataría de «un posible riesgo comercial y no de un problema de seguridad nuclear».