¿Qué es el control de tensión?

 

El control de tensión es un servicio esencial para mantener la estabilidad de la red eléctrica y evitar problemas de sobretensión o congestión. Hasta ahora, este servicio había estado dominado por centrales térmicas e hidráulicas, mientras que muchas instalaciones renovables apenas recibían incentivos económicos para aportar capacidad reactiva al sistema.

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UNEF, antes de que se habilitar a la fotovoltaica, recomendaba urgentemente "a todas instalaciones de generación conectadas a la red de transporte que se habilitaran para poder participar en la prestación basada en consignas en tiempo real del procedimiento de operación 7.4".

 

Esta habilitación, tan solicitada por el sector desde hace años y ahora posible con la actualización del PO 7.4, y permite a las renovables no solo participar en la estabilidad de la red, sino también tener máxima prioridad de despacho, rampas más rápidas y retribución por este servicio.

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¿Qué indica la nueva propuesta?

 

La nueva propuesta de la CNMC cambia este enfoque y abre la puerta a que parques eólicos, plantas fotovoltaicas y sistemas de almacenamiento participen de forma activa y remunerada en estos servicios de ajuste. El organismo plantea un esquema más alineado con el modelo europeo de servicios de no frecuencia, donde la flexibilidad y la capacidad técnica tienen un valor económico creciente.

 

Uno de los aspectos más relevantes es la nueva señal económica introducida por la CNMC. El borrador regulatorio establece una referencia inicial cercana a 1 €/MVArh para la prestación del servicio de potencia reactiva mediante seguimiento de consignas en tiempo real. Sin embargo, el propio documento reconoce que los costes reales pueden ser superiores cuando intervienen tecnologías dinámicas avanzadas.

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De 1 €, a 2 €/MVArh

 

En concreto, la CNMC señala que, si se consideran exclusivamente equipos capaces de aportar reactiva de forma dinámica, como los sistemas STATCOM, la referencia de coste podría elevarse hasta 1,5 €/MVArh. Además, si estos activos operan menos de 8.500 horas anuales —encareciendo su amortización—, la remuneración podría alcanzar 2 €/MVArh o incluso valores superiores.

 

El cambio supone un giro relevante frente al modelo anterior, donde muchas instalaciones renovables apenas obtenían ingresos por aportar estabilidad de tensión. Ahora, el regulador reconoce explícitamente el valor económico de tecnologías capaces de mejorar la seguridad y flexibilidad del sistema eléctrico.

 

La CNMC considera que esta actualización es necesaria ante el fuerte crecimiento de la generación renovable y del autoconsumo, que ha incrementado los problemas de sobretensión en determinadas franjas horarias, especialmente durante las horas de máxima producción solar.

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Opinión de Kim Keats, director de EKON Strategy Consulting

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Consultado por INFOENERGÉTICA, Kim Keats, analista de mercado y director de EKON Strategy Consulting, opina que la "CNMC claramente va en la dirección correcta: reconocer que el sistema necesita más capacidad dinámica de control de tensión y que las renovables basadas en electrónica de potencia tienen que formar parte de la solución".

 

Sin embargo, avisa de que "doblar la remuneración de 1 a 2€/Mvarh sigue pareciendo relativamente bajo si se compara con el coste de oportunidad real para una planta FV, especialmente en horas donde podría estar exportando potencia activa bajo un PPA o PAP a precios bastante superiores". 

 

Analizando la remuneración frente a otras oportunidades, Kim explica que "ese trade-off económico sí existe: cuando el inversor se acerca a sus límites de capacidad aparente, priorizar potencia reactiva puede implicar limitar exportación de potencia activa, precisamente la que genera ingresos vía mercado o PPA.

Al final, si el sistema quiere que una planta priorice soporte reactivo frente a producción activa, la señal económica tiene que reflejar ese trade-off de forma más clara".

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"Creo que sigue existiendo una cierta contradicción implícita: por un lado se quiere reducir dependencia de CCGTs girando parcialmente “para estabilidad”, pero por otro todavía no está claro que la remuneración ofrecida a recursos inverter-based sea suficientemente atractiva como para sustituir económicamente ese servicio de forma masiva".

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En horas nocturnas, Kim explica que "sí me parece interesante conceptualmente, porque ahí el inversor puede actuar casi como un STATCOM y el coste de oportunidad de energía activa desaparece en gran medida. Pero incluso ahí habrá que ver si la remuneración realmente compensa pérdidas, operación y disponibilidad". Y añade que "otra derivada interesante de la parte nocturna es que, en la práctica, la planta FV tendría que absorber algo de potencia activa de la red para mantener energizados los inversores mientras presta soporte reactivo. Mi impresión es que probablemente esto termine tratándose como un consumo auxiliar asociado al servicio —y no como una actividad comercial de importación propiamente dicha— porque si no habría que reabrir medio país en términos de permisos y puntos de conexión".

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En cualquier caso, para Kim "el mensaje de fondo me parece importante: el sistema empieza a tratar el control de tensión como un servicio con valor económico propio y no simplemente como una obligación técnica “gratis”".
 

¿Qué supone esta iniciativa, más allá del importe?

 

Para el sector renovable, la reforma representa una nueva vía de ingresos en un contexto de caída de precios del mercado eléctrico y creciente canibalización de la generación fotovoltaica. Además, incentivará inversiones en inversores avanzados, baterías híbridas y sistemas de regulación reactiva capaces de prestar servicios de estabilidad a la red.

 

Con esta iniciativa, España acelera su adaptación a un sistema eléctrico más flexible, digitalizado y preparado para una elevada penetración renovable, donde la estabilidad de la red dejará de depender exclusivamente de las tecnologías convencionales.

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Imagen: El Economista​​​

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Por Andrés Muñoz, CEO de INFOENERGÉTICA

amunoz@infoenergetica.com