Cientos de renovables piden a REE que las habilite para controlar la tensión del sistema | Empresas

Casi seis meses después del apagón que sufrió la Península Ibérica el pasado 28 de abril y de la alarma generada a principios de este mes ante los cambios urgentes solicitados por el operador del sistema, Red Eléctrica (REE), a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), existe un claro consenso en que lo ocurrido en la red española fue debido a sobretensiones (en el caso de abril) y de “cambios bruscos de tensión” (en lo acontecido en octubre, según informó la propia REE al organismo regulador).

También hay coincidencia en que la solución final de un problema aún no resuelto está en que las instalaciones de renovables puedan ofrecer el servicio de control dinámico de tensión, un servicio cuyo retraso en su aplicación ha sido motivo de acusaciones entre REE, la CNMC y el propio Ministerio para la Transición Ecológica. Una vez aprobado el pasado junio el nuevo PO.7.4, procedimiento de operación que regula esencialmente los controles de tensión, y pese al retraso en su desarrollo (REE dio las consignas técnicas a las empresas el pasado 17 de octubre) cientos de plantas (especialmente renovables) han solicitado al operador del sistema que las habilite para poder ofrecer un control dinámico de tensión, ahora limitado a las centrales convencionales, principalmente, los ciclos combinados de gas y la hidráulica, a través del mercado de restricciones técnicas de REE.

Según fuentes del sector fotovoltaico, el último dato proporcionado por la CNMC sobre las peticiones (161 plantas de renovables, ciclos combinados e hidráulicas) estaría desfasado porque “su número va cambiando de manera significativa cada día”. Muchas de las alegaciones a los cambios de los procedimientos solicitados este mes por REE a la CNMC (y que esta aprobó el lunes solo de manera parcial y por un periodo de tres meses), consideraban urgente que las renovables pudieran ofrecer el servicio de control dinámico de tensión, a medida que lo vayan solicitando y sin esperar a que se alcance un volumen determinado, una medida en la que todos están de acuerdo.

Se trata de un nuevo mercado que sustituirá al de restricciones técnicas en lo relativo al control de tensión, lo que permitirá a las renovables participar en un pastel del que solo se benefician ahora las cuatro grandes eléctricas (Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP) con centrales convencionales que pueden ofrecer dicho control. Solo este año y debido a la gestión reforzada que está aplicando REE tras el black out, con la programación de decenas de ciclos combinados muchos días, el coste de estos servicios se eleva a 4.000 millones de euros, frente a los 240 millones de hace cuatro años. La participación de las energías limpias en el control de tensión, mediante subasta, rebajará sustancialmente el precio, coinciden en el sector. El coste de estos servicios los paga el consumidor en la factura.

En la asociación fotovoltaica UNEF niegan que las instalaciones de renovables necesiten para todo ello una adaptación técnica y que esta implique realizar una serie de inversiones que habría que retribuir. Desde 2017 -recuerdan- a las plantas ya se les exige tecnología para poder proporcionar un control dinámico de tensión, a través de la norma NTS (Normas Técnicas de Supervisión). Otra cuestión es el llamado grid forming, un software que deben aplicar las plantas para controlar la frecuencia de la red (no la tensión), que sí requiere de inversiones, aunque los incidentes de este año en el sistema eléctrico no se han debido a problemas de frecuencia.

La historia del PO.7.4

Ante las acusaciones de que los incidentes en el sistema se deben a la proliferación de renovables que no pueden absorber energía reactiva (la que se produce y no se consume), esta asociación pidió a la CNMC en su trámite de audiencia sobre las medidas solicitadas por REE, que deje claro que “las tecnologías basadas en electrónica de potencia” tienen “capacidad técnica para regular tensión de manera continua” y que si no lo hacen “ha sido por la demora en la aprobación del nuevo PO.7.4″ tras los ensayos del Proyecto Demostrativo de Control de Tensión (PDCT) de septiembre de 2023 realizado por la CNMC.

La historia se remonta a 2020 cuando REE, ante la proliferación de renovables que empezaban a complicar su operación diaria, solicitó a la CNMC la aprobación de una nueva versión de un PO que estaba en vigor desde el año 2000 y, por tanto, desfasado, para facilitar el control de las tensiones para generación, similar al aplicado en otros países, como Alemania y Portugal. En 2022 el regulador del sector acordó elaborar para ello un PDCT o sandbox, para comprobar su efectividad. Sin embargo, aunque los resultados del muestreo están listos desde 2023 y en él se plasmó que las renovables tenían capacidad para ello, la Comisión que preside Cani Fernández, decidió realizar otros PDCT relativo a la demanda (el último, publicado en enero de este año) para incorporar a los consumidores electrointensivos.

En el sector fotovoltaico subrayan que el proyecto demostró que las renovables podrían ofrecer el servicio de control dinámico de potencia “mejor y más barato que las centrales térmicas”. Concretamente, de 1.100 euros/MWh a entre 0,6 y 22 euros/MWh, según el informe técnico-económico. Incluso aseguran que pueden ofrecer el servicio en las horas nocturnas, “pues hay servicios auxiliares que pueden transformar la energía activa en reactiva”, señalan en UNEF.

El apagón de abril aceleró la aprobación del nuevo PO.7.4 por parte de la CNMC (concretamente, el 12 de abril), pero las empresas se quejan de que las instrucciones de cómo aplicarlo en la práctica no llegó hasta el 17 de octubre, a través de una webinar de Red Eléctrica.

Por el momento, de forma temporal, tal como le ha autorizado la CNMC, el operador del sistema cuenta con varias modificaciones en sus instrumentos de operación hasta que vaya desarrollándose el nuevo mercado de control de tensión. Y, al margen del regulador, ha hecho uso de su potestad para imponer a las plantas una medida que ha provocado gran malestar en el sector renovable: que las rampas de acoplamiento de la producción pasen de dos a 15 minutos, ya que las centrales de ciclo combinado no pueden absorber la reactiva que se genera en tan poco tiempo. Y aunque, a cambio, REE pretendía endurecer el tiempo para que los ciclos la encajaran (del 75% al 90%), la CNMC ha asumido las alegaciones de las eléctricas, que aseguran que “las máquinas se quemarían, y ha rechazado la petición del operador. Esta medida suponía un cambio del renovado PO.7.4 de junio que ni siquiera ha comenzado a aplicarse.