La Comisión Nacional de los Mercados y Competencia (CNMC) formalizó un paquete de medidas de emergencia para estabilizar la tensión del sistema eléctrico peninsular. El documento introdujo modificaciones temporales en los procedimientos de operación, con una vigencia inicial de 30 días prorrogables hasta tres meses.
El ajuste se produjo tras semanas de variaciones rápidas de tensión que, aunque dentro de los márgenes de seguridad, amenazaban la estabilidad del sistema. Para enfrentarlo, Red Eléctrica de España (REE) solicitó incrementar la inyección de potencia síncrona —proveniente de ciclos combinados, hidráulicas o nucleares— y restringir la participación instantánea de fuentes renovables intermitentes.
En la práctica, el sistema eléctrico español opera desde octubre con menos energía renovable integrada y un mayor peso de tecnologías convencionales, lo que implica vertidos adicionales y sobrecostes.
Cuando el operador limita la entrada de generación renovable tras casar el mercado diario, esa energía desplazada se remunera bajo el mecanismo de restricciones técnicas, con precios superiores al pool.
La solar fotovoltaica es la más afectada porque su generación depende de un recurso instantáneo y no regulable, que responde a la radiación solar en cada momento.
Esta tecnología, además, suele operar con márgenes de flexibilidad muy estrechos y concentraciones elevadas en zonas específicas del territorio, lo que agrava las oscilaciones locales de tensión.
En cambio, la eólica presenta una curva de generación más estable y pausada, lo que facilita su adaptación a las nuevas rampas y reduce el estrés mecánico de las turbinas.
La visión del sector: más potencia síncrona, menos renovable
Para Juan Virgilio Marques, CEO de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), el escenario actual responde a una lógica de urgencia técnica pero genera distorsiones económicas y operativas.
“La eólica no es la tecnología que va a ser más gravemente afectada por este cambio ni la que tiene que incorporar más modificaciones en sus sistemas de control, porque ya opera con rampas similares y con un comportamiento pausado”, explicó en diálogo con Strategic Energy Europe.
En tanto, la preocupación del sector radica en la falta de información y horizonte temporal: “No sabemos cuánto tiempo se mantendrá la operación reforzada ni qué criterios definirán su finalización. La actitud del sector es constructiva y estamos dispuestos a colaborar, pero reclamamos límites técnicos y temporales claros”.
Rampas de 15 minutos y penalizaciones por desvíos
Desde el 1 de octubre, el mercado eléctrico español comenzó a operar con casaciones cada 15 minutos, reemplazando el modelo horario. A ese cambio se sumó la instrucción de REE que impone rampas mínimas de entrada y salida de 15 minutos para todas las tecnologías, mucho más exigentes que las rampas de dos minutos habituales en el mercado diario.
Estas rampas suavizan las oscilaciones de tensión al evitar cambios abruptos en la inyección de potencia, pero también restringen la flexibilidad de las plantas fotovoltaicas, que operan con recursos instantáneos y tienden a seguir los precios del mercado en tiempo real.
Las plantas eólicas no tienen problema con estas rampas; su comportamiento es naturalmente pausado. El sector que más sufre es el fotovoltaico, por su respuesta instantánea y su necesidad de captar el precio máximo. Ahora deben anticipar o demorar la generación, y eso les genera desvíos penalizados.
Penalizaciones injustas y desvíos inevitables
El operador mantiene las penalizaciones por desvíos cuando esas desviaciones son consecuencia directa de las nuevas reglas de operación. Si una planta comienza a subir quince minutos antes para cumplir la rampa o sigue inyectando energía durante la bajada, incurre en un desvío que no depende de su voluntad sino de la obligación impuesta.
Este esquema, explica Marques, necesita revisarse porque penaliza conductas derivadas de exigencias regulatorias.
El ajuste genera un doble efecto: energía vertida que no se inyecta por desplazamiento de renovables y energía inyectada fuera del programa por exigencias de cumplimiento. Ambos factores reducen la rentabilidad del mercado y aumentan la complejidad operativa.
El propio BOE reconoce que estas medidas son excepcionales y temporales, pero la CNMC deja abierta la puerta a prórrogas sucesivas y a una futura revisión estructural del PO 7.4, el procedimiento que regulará el control dinámico de tensión para renovables.
No obstante, el propio proceso podría tardar hasta doce meses, ya que requiere reprogramación, pruebas y adaptaciones electrónicas. Mientras tanto, la operación reforzada continuará vigente hasta nuevo aviso.
BOE-A-2025-21198
