Control de tensión en redes eléctricas: cómo las renovables se integran en la estabilidad del sistema

Cambios regulatorios incentivan participación de instalaciones de energía limpia en servicios de red críticos

Modificaciones en los procedimientos de operación eléctrica buscan acelerar la integración de instalaciones renovables en servicios de control de tensión, un componente cada vez más crítico en sistemas con alta penetración de generación basada en electrónica de potencia. Los cambios en los protocolos PO 7.4 y PO 14.4 representan una…

Modificaciones en los procedimientos de operación eléctrica buscan acelerar la integración de instalaciones renovables en servicios de control de tensión, un componente cada vez más crítico en sistemas con alta penetración de generación basada en electrónica de potencia. Los cambios en los protocolos PO 7.4 y PO 14.4 representan una adaptación del marco regulatorio que responde a la necesidad de contar con recursos adicionales para gestionar la estabilidad de voltaje de manera más eficiente en redes con creciente generación variable.

Esta transformación se enmarca en un contexto de transición energética acelerada. Tras eventos de inestabilidad en sistemas peninsulares durante 2025, quedó evidenciada la vulnerabilidad de las redes frente a la volatilidad de fuentes renovables sin sistemas de inercia sincrónica. La nueva regulación introduce una modalidad de prestación básica centrada en el seguimiento de consignas fijas de tensión o potencia reactiva, permitiendo que instalaciones sin sistemas avanzados de comunicación en tiempo real puedan contribuir activamente al control del sistema. Esta modalidad aplica a generadores y sistemas de almacenamiento con capacidad igual o superior a 1 megavatio, conectados tanto a redes de transporte como de distribución.

Desde una perspectiva de diseño de mercado, el cambio más significativo radica en la revisión del esquema retributivo. El modelo anterior, basado en factor de potencia, cede paso a esquemas dinámicos de regulación de tensión con compensaciones diferenciadas. Se establece retribución específica para horas sin generación activa (cuando solo se suministra potencia reactiva), compensando costes operacionales. Adicionalmente, se introduce una compensación por potencia instalada que cubre costos de adaptación tecnológica y peajes necesarios para ofrecer el servicio. Este enfoque dual—variable por servicio prestado y fijo por capacidad disponible—busca reducir barreras de entrada para nuevos participantes.

El impacto económico proyectado alcanza aproximadamente 214 millones de euros anuales bajo el escenario de habilitación de 70 gigavatios de instalaciones síncronas y de electrónica de potencia en tiempo real. Desglosado, el coste variable anual se estima en 145 millones de euros, mientras que la retribución fija por potencia sumaría 69 millones. Estas cifras reflejan la magnitud de la inversión regulatoria requerida para asegurar la estabilidad operativa en sistemas con penetración renovable superior al 60%.

Un aspecto crítico de la reforma es el énfasis en transparencia y planificación prospectiva. Se ha requerido al operador del sistema que publique información periódica sobre necesidades zonales de control de tensión, recursos disponibles y soluciones óptimas. Esta visibilidad es fundamental para que inversores y operadores de instalaciones puedan alinear decisiones de inversión con demandas reales del sistema. Paralelamente, han surgido debates sobre la estructura de financiamiento: algunos actores del mercado argumentan que estos costes deberían incluirse en peajes y cargos regulados en lugar de trasladarse al precio de adquisición de energía, una discusión que refleja tensiones más amplias sobre quién financia la transición energética y cómo se distribuyen esos costes entre consumidores y participantes del mercado.