Un mes después del apagón de abril de 2025, la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC) modificó el procedimiento de operación 7.4 de Red Eléctrica (REE) para que las plantas de generación renovable, las de cogeneración y las de tratamiento de residuos –principalmente las primeras– pudiesen ayudar en el control de la tensión de la red. Tanto Red Eléctrica como el Gobierno prometieron que ese cambio abarataría los costes y aumentaría la seguridad del sistema eléctrico, pero, año y medio después, nadie en el sector sabe si la reforma está funcionando realmente.
Fuentes de REE, el operador del sistema, confirman que ya hay 15,1 GW de energías renovables habilitados para realizar ese control de la alta tensión en tiempo real mediante la inyección o la absorción de potencia reactiva. Alrededor del 80% de esa potencia corresponde a centrales fotovoltaicas y, en total, esos 15 GW ya equivalen a la potencia de todas las centrales de ciclo combinado que también están habilitadas para seguir estas consignas en tiempo real.
Sin embargo, con la información que publica REE es imposible saber si esa oleada de renovables que ha llegado para abaratar las operaciones de seguridad en la red eléctrica, el llamado servicio de restricciones técnicas, consigue ahorrar dinero a los consumidores.
“Se ha visto una reducción del volumen de ciclos combinados en restricciones técnicas, pero con los datos disponibles, no se puede atribuir al control de tensión por parte de las renovables. Si bien es cierto que están habilitadas para prestar el servicio, esto no significa que las estén llamando a controlar tensión”, valora Mario Prinetti, investigador energético de la consultora Aurora.
Diego Rodríguez, experto en energía de la fundación Fedea, ha trabajado recientemente en un estudio sobre el mecanismo de control de tensión y tampoco ha podido determinar qué papel juega en este momento la fotovoltaica en ese mercado. “Es la duda que tenemos todos. Es cierto que las renovables están habilitadas, pero eso no significa que estén prestando el servicio. Simplemente no podemos saberlo porque no hay información, solo lo sabe Red Eléctrica”, opina.
infoLibre ha preguntado a REE si esas renovables han conseguido sustituir alguna central de ciclo combinado en el control de tensión en alguna zona de España, pero no ha obtenido respuesta.
Que las renovables participen en el control de tensión en tiempo real es crucial para abaratar el precio de la luz, puesto que las restricciones técnicas no paran de encarecerse y una planta solar puede hacer ese trabajo por un coste hasta 100 veces menor que el de una central de ciclo combinado de gas o un reactor nuclear. Si estas instalaciones cobran de media 199,8 euros/MVArh por controlar la tensión de la red (absorber o inyectar potencia reactiva), una fotovoltaica cobra 2 euros/MVArh.
Teniendo en cuenta esos números, las restricciones técnicas deberían haberse abaratado desde que, en abril de 2026, las renovables empezaron oficialmente a participar en el control de tensión. Sin embargo, según Aelec, la patronal eléctrica, los hogares y empresas de España han pagado entre enero y octubre de este año 4.570 millones de euros por servicios de ajuste, un 40% más que en ese periodo de 2025, el año del apagón. Ese incremento no parece indicar que las renovables estén jugando por ahora un papel importante en la seguridad del sistema.
Esa cifra astronómica tiene un peso muy notable en la factura de la luz. Según cálculos del centro de estudios Fedea, el coste total de las restricciones hasta el 15 de septiembre fue equivalente a encarecer el precio medio de la electricidad en 22 euros/MWh, un tercio del precio medio en el mercado mayorista. Aelec, la patronal de las grandes eléctricas, maneja una cifra similar: un sobrecoste promedio de 22,46 €/MWh entre el 1 de enero y el 31 de octubre.
Raquel Martínez, profesora del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Cantabria, añade, sin embargo, que el hecho de que las restricciones técnicas se estén encareciendo “no indica que no se estén utilizando las renovables para el control de tensión”, ya que hay otras reprogramaciones que se abonan dentro de ese servicio que no paran de encarecerlo, como la insuficiencia de reserva a subir (principalmente por variaciones en la producción de renovables), las restricciones por contingencias relacionadas con la concentración geográfica de las renovables y las actuaciones asociadas al bajo amortiguamiento del sistema.
La única pista sobre la participación de las renovables la da la CNMC en su último informe de control de tensión, publicado el 8 de octubre. Los técnicos de este organismo aseguran que este año “se ha apreciado una reducción de la programación de restricciones técnicas de centrales de ciclo combinado [de gas] para resolver problemas de control de tensión”, pero, al mismo tiempo, añaden que esta reducción se asocia, “entre otros factores, a la mayor programación de estas centrales en el mercado diario”. Es decir, si estas centrales ya están siendo programadas para producir electricidad, no hace falta pagarlas para que controlen la tensión pueden hacerlo al mismo tiempo. Por tanto, la reducción no puede atribuirse directamente a la generación solar.
También es cierto que, según Red Eléctrica, la “operación reforzada” de la red, el modo de operación que se activó tras el apagón y que se incluye dentro de las restricciones técnicas, se ha abaratado sustancialmente en 2026. Entre enero y octubre de 2026 costó 275 millones de euros, casi la mitad de los 516 millones registrados entre mayo y diciembre de 2025.
Esa bajada podría deberse a la entrada de las renovables, pero también a que sencillamente haya más centrales de gas operativas porque casan en el mercado diario, como explica la CNMC en su informe. La operación reforzada consiste en mantener más generadores síncronos (principalmente gas) preparados para actuar para controlar la tensión, a cambio de una cuantiosa remuneración, trabajo que ahora pueden hacer las renovables. Sin embargo, el problema para saber cuál es la causa de este abaratamiento es, de nuevo, la falta de transparencia por parte de REE, que solo publica los costes de esta operación, no de quién la realiza.
Como señalan los expertos, aunque haya una gran cantidad de centrales renovables habilitadas para participar en el control de tensión en tiempo real, los problemas son muy locales y deben resolverse in situ. La fotovoltaica y la eólica, sin embargo, están muy concentradas en los lugares con mucho sol, de manera que, aunque haya 15 GW disponibles, es probable que REE termine recurriendo a las centrales de ciclo combinado de gas, que son lo que hasta ahora ha utilizado como un valor seguro para esta tarea delicada.
Fuentes de UNEF, la patronal fotovoltaica, afirman que hay plantas solares habilitadas para realizar ese control de tensión en 29 de las 52 provincias españolas, y en algunas de ellas con una concentración “significativa”. Sin embargo, no basta con tener una planta habilitada, sino que hace falta que un conjunto de ellas se coordinen para realizar ese servicio, debido a que “la solar fotovoltaica tiene, por diseño, un límite de potencia reactiva (la potencia que sirve para regular la tensión) del 30% de su capacidad instalada”, aporta también Mario Prinetti.
“Esta distribución permite ampliar los recursos disponibles para el control dinámico de tensión y reducir potencialmente la necesidad de programar ciclos combinados por restricciones técnicas”, valoran desde UNEF. “Sin embargo, su sustitución depende de la ubicación de las instalaciones y de las necesidades concretas de regulación de cada zona de la red”, añaden.