La medida clave de Red Eléctrica para evitar apagones se atasca: opacidad, retrasos y cuellos de botella

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La medida clave de Red Eléctrica de España (REE) para controlar la tensión del sistema eléctrico con renovables y evitar apagones como el del pasado 28 de abril está teniendo problemas para su completa implementación. Al retraso de su aprobación, se suma la falta de información a los promotores, sobrecostes, incertidumbre sobre las penalizaciones y cuellos de botella que se forman para poder habilitarse.

Se trata del procedimiento de operación (PO) 7.4 por el que las plantas renovables conectadas a la red de transporte podrán actuar como las centrales de energía convencional (gas, nuclear, hidráulica) para dar estabilidad al sistema cuando se produzcan variaciones bruscas de tensión.

Medida que se ha vendido como esencial por, entre otras cosas, el abaratamiento de los costes que traerá y la competitividad de la energía fotovoltaica y eólica frente a las tecnologías tradicionales.

Esta medida fue solicitada por Red Eléctrica, como operador del sistema, en 2020, cinco años antes del incidente histórico que dejó sin luz a España, Portugal y parte de Francia.

El procedimiento cuenta con beneficios económicos directos e indirectos (como la prioridad de despacho) para las instalaciones que se habiliten, pero que también penaliza si, una vez habilitadas, incumplen con el control de tensión solicitado por el operador.

Pero no fue hasta junio de 2025 cuando la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) aprobó la modificación del PO 7.4, a petición de REE, para que las renovables puedan actuar cuando la compañía que preside Beatriz Corredor lo requiera.

«Desde junio hasta casi mitad de octubre del año 2025 no hubo ni un seminario por parte del operador donde se detalle cómo puede hacerse ese proceso de habilitación. Incluso el documento técnico inicial no ha estado terminado y afinado hasta casi finales de octubre«, explican fuentes del sector a ECONOMÍA DIGITAL.

Las mismas fuentes aseguran que esa «indefinición» y «falta de información específica» por parte de Red Eléctrica «ha provocado que muchos promotores no movieran entonces un dedo por los costes asociados que implica y que seguramente después tuvieran que volver a modificar la solicitud».

Red Eléctrica ha habilitado sólo 42 plantas

Los datos actualizados que REE ha facilitado a este medio señalan que, a 19 de enero, un total de 335 instalaciones se «habían interesado y/o dirigido» por el servicio al operador, de las que 167 cumplían todos requisitos y han aportado la documentación necesaria para poder pasar a la fase de pruebas previas a la habilitación.

De esa cifra, REE ha realizado pruebas a 124, habiendo obtenido la habilitación únicamente 42. El resto se encuentran en proceso de ajustes técnicos.

Fuentes de la patronal fotovoltaica UNEF aseguran que, a mediados de diciembre, había un total de 2,2 gigavatios (GW) de instalaciones renovables habilitadas para el control de tensión.

Los propios datos del operador del sistema reflejan un total 24GW de fotovoltaica puesta en servicio y conectada a la red de transporte del sistema peninsular. Según apuntan desde UNEF, «la inmensa mayoría de estas instalaciones podrán habilitarse para aportar este servicio».

Por su parte, la generación eólica puesta en servicio y conectada a la red que gestiona Red Eléctrica en la península suma un total de 21,8 GW. En este caso, no todos los molinos son aptos para dar este servicio, ya que hay muchos de mayor antigüedad que no cumplen los requisitos.

Según informes sectoriales, en España hay actualmente unas 64.000 instalaciones renovables entre parques fotovoltaicos y eólicos. Sin embargo, no todas las plantas están capacitadas para este proceso de operación.

Solo podrán hacerlo las que estén conectadas a la red de transporte, la que gestiona REE, además de tener al menos 5 megavatios (MW) de potencia instalada.

Asimismo, hay un factor importante que es el geográfico. Es necesario que se adapten más plantas en las zonas donde existen problemas de control de tensión, una información que controla REE y que no ha compartido con los promotores de renovables todavía.

Cabe destacar que, actualmente, los parques habilitados sólo están dando una prestación básica y que la prestación para estabilizar el sistema a tiempo real, la importante, tiene de fecha límite para activarse como tarde el 26 de junio. No obstante, el sector espera que comience durante el primer trimestre.

Si incluso con las instalaciones para dar prestación en tiempo real no es suficiente, la compañía que preside Beatriz Corredor podrá establecer los denominados mercados zonales y compartir en qué zonas se necesita renovables. En este caso, no se prevé que dichos mercados lleguen hasta final del ejercicio.

Desde UNEF señalan que la habilitación «por el momento es lenta, ya que deben coordinarse varios actores» como fabricantes, proveedores de los sistemas que controlan y gestionan las plantas, así como la generación, distribución y transmisión de energía a las redes en tiempo real (PPCs y SCADA), ingenierías y agentes operadores en mercados eléctrico.

Destaca también el aviso en la reciente resolución de la CNMC sobre la prórroga de otras medidas antiapagón para todo el año. El organismo que preside Cani Fernández insta a REE a contar «cuanto antes» con la «la totalidad» de los recursos disponibles.

Incertidumbre por costes, penalizaciones y cuellos de botella

En este contexto, uno de los puntos que los promotores de renovables están poniendo encima de la mesa es que la remuneración que ofrece REE por inyectar energía reactiva para controlar tensión cuando se les requiera puede no cubrir los costes asociados.

«Lo principal en la seguridad es el ministro, eso lo tenemos claro, y las renovables están ahí para aportar. Pero tenemos que hacer una serie de modificaciones en el software y en los proyectos. Hay incertidumbre en el sector por ver si con esas inversiones que se tienen que hacer como mínimo no se pierde dinero», destacan las fuentes consultadas.

Por otro lado, se están formando atasco en el desarrollo de este nuevo PO 7.4 por las comprobaciones internas que deben realizarse antes de pedir formalmente a REE la habilitación.

«Hay ciertos promotores que dicen «antes de solicitarla, primero tengo que ver cuáles son las modificaciones que tengo que hacer. Hago yo las pruebas internamente y, si todo está bien, la solicito». Ese paso previo está haciendo que ciertos proyectos no vayan tan rápido en habilitarse y formen cuellos de botella», indican fuentes el sector.

Varias fuentes consultadas comparan la situación en España con la de Portugal, donde el proceso comenzó en el año 2020 y se ha do haciendo de forma escalonada y sin sobrecostes.

«Habilitar todas las instalaciones al mismo tiempo satura a los proveedores de PPC y SCADA, que tienen que hacer modificaciones complejas en para gestionar nuevas consignas, rampas y tiempos de respuesta y establecimiento», explican desde la patronal fotovoltaica.

A todo lo anterior se suma otra duda sobre las penalizaciones en el caso de las redes mancomunadas en las que hay proyectos de diferentes promotores.

«Para los proyectos que tienen una línea de evacuación compartida no se sabe muy bien cómo pueden ser las penalizaciones de Red Eléctrica. Una vez que tú te habilitas, si no cumples, ya no es que no tengas una remuneración, sino que también puedes tener unas penalizaciones por no dar el servicio», critican las fuentes.

Es por ello que reclaman «una mayor transparencia en todo el proceso» para evitar sobrecostes y agilizar .