Mes: noviembre 2025
Red Eléctrica ha realizado las primeras pruebas con renovables que prestarán servicio de control dinámico de tensión
En las últimas semanas, Red Eléctrica como operador del sistema (OS), ha realizado las pruebas de habilitación de las primeras renovables que prestarán un servicio de control dinámico de tensión en línea con el nuevo P.O. 7.4 solicitado por el OS en 2020 y aprobado en junio por la CNMC. El operador del sistema está preparado para que estas instalaciones comiencen a prestar dicho servicio desde el momento en que lo notifiquen al OS.
Red Eléctrica se mantiene a disposición de los agentes y del resto de plantas renovables a los que invita a realizar sus solicitudes para ser habilitados y poder participar en el nuevo P.O. Por el momento, el ritmo de solicitudes viables recibidas desde las instalaciones es aún bajo. A día de hoy, se han presentado 168 solicitudes, de las que 125 corresponden a instalaciones renovables no gestionables. De ellas 24 están ya en condiciones de comenzar las pruebas. El resto, o bien declaran no poder seguir consigna de tensión o bien están en fase de completar la documentación necesaria.
Además de las plantas renovables no gestionables, también han presentado solicitudes centrales de generación convencional como ciclos o hidráulicas que ya tienen la obligación de prestar el servicio de control dinámico de tensión en su modalidad básica. Por ello, en el proceso se está dando prioridad a las renovables no gestionables, ya que son las únicas que pueden ofrecer nuevos recursos al sistema.
Entre los beneficios de la participación en este nuevo servicio, las renovables habilitadas obtendrán prioridad de despacho y la posibilidad de reducir las rampas máximas de cambio de su producción.
Para su habilitación la normativa del nuevo P.O establece que las instalaciones tienen que acreditar su capacidad técnica para controlar la tensión en dos modos: a través de consignas de reactiva y de consignas de tensión. Esta última modalidad – seguimiento de consigna de tensión en tiempo real – es la que ofrece flexibilidad y permite que las instalaciones respondan a las variaciones rápidas de tensión que pueden producirse en un sistema eléctrico en plena transformación.
Muchas instalaciones renovables, que actualmente deben seguir una consigna de factor de potencia, tienen la obligación normativa de disponer de capacidad técnica para seguir consignas de tensión, con lo que se espera contar con recursos adicionales en el sistema en el corto plazo.
Aclaraciones sobre el control de tensión en España
-Según informa REE, los niveles de tensión en los últimos años no han aumentado. Los valores medios eran más altos años atrás, pero con la puesta en servicio de elementos de control de tensión en la RdT estos valores actualmente son menores. Sí ha aumentado la variabilidad de las tensiones, variabilidad que debe ser controlada por los generadores que aportan al sistema un control de tensión efectivo.
-En el ámbito de la regulación de tensión, Red Eléctrica, cumpliendo con su responsabilidad, ha trabajado y se ha adelantado siempre con medidas para modernizar el sistema y adaptarlo a las necesidades presentes y futuras.
-Así lo ha hecho, por ejemplo, desde 2020, cuando propuso la modificación del P.O 7.4 vigente hasta el pasado mes de junio con el objetivo de aumentar el volumen de recursos en el sistema que son capaces de realizar un seguimiento de consignas de tensión. En este tiempo, se han superado diferentes proyectos piloto y varios procesos de información pública en los que se recibieron posicionamientos críticos de una parte de la generación convencional.
-Las centrales de generación que actualmente participan en el servicio de control de tensión deben tener una capacidad para aportar o absorber potencia reactiva del 30% respecto a su potencia máxima, lo que aporta suficiente potencia reactiva para su reacción a las variaciones de tensión en el sistema.
-Con respecto a las capacidades de las centrales convencionales para prestar el servicio de control de tensión, Red Eléctrica no tiene constancia de que los reguladores hayan emitido exenciones que permitan prestar el servicio por debajo del mínimo establecido en la normativa.
-No hubo una falta de capacidad de reactiva programada en el sistema el pasado 28 de abril, sino que la misma no fue activada por los generadores en el momento en el que el sistema lo requería. Su aportación al sistema como establece la normativa hubiera reducido la dinámica de la variación de tensión que se produjo. Sin embargo, como ha quedado demostrado, los grupos no alcanzaron mayoritariamente el valor mínimo legalmente obligatorio, con respuestas lentas o insuficientes a la variación que desencadenó los eventos posteriores.
-El límite de tensión en la red de transporte es de 435 kV porque así lo establece la regulación española desde al menos el año 1998 y lo ha confirmado la normativa europea más reciente. Operar con un valor máximo de 420 kV implicaría un cambio estructural; su aplicación en el sistema actual multiplicaría los costes asociados a las restricciones técnicas y no se podría asegurar que, con los recursos disponibles actualmente, dicho valor no fuera superado.
-Por último, el servicio de control de tensión mediante las consignas de reactiva no aporta al sistema flexibilidad de adaptación a variaciones rápidas de tensión. De ahí la necesidad de que las instalaciones puedan controlar tensión también en modo de consigna de tensión.
Los ingresos fiscales generados por plantas fotovoltaicas en municipios españoles alcanzaron los 270 millones de euros en 2024
Los ingresos fiscales que reciben los ayuntamientos por distintos impuestos por la instalación de plantas fotovoltaicas en su municipio son uno de los argumentos de peso para facilitar su tramitación desde el punto de vista urbanístico y medioambiental.
Según los daros recogidos en el nuevo Informa Anual Fotovoltaico de la UNEF, “en el ámbito local, los ingresos generados por el sector en 2024 ascendieron a 270,4 M€, lo que supone un incremento del 13,1 % respecto a 2023 y del 11,6 % en comparación con 2022. Esta inyección de recursos refuerza la capacidad financiera de miles de municipios y, si es gestionada de forma eficiente por las administraciones locales, puede convertirse en un motor para promover un desarrollo territorial más sostenible, combatir la despoblación y generar riqueza en la España rural, mediante la mejora de infraestructuras y el fortalecimiento de los servicios públicos”.
Desde 2018, la aportación acumulada del sector a través de impuestos locales supera los 1.168 M€, un flujo constante que contribuye a fortalecer la economía de numerosos municipios, especialmente en zonas rurales. Esta inyección de ingresos ha favorecido el desarrollo económico local, ayudado a fijar población y dinamizado actividades complementarias, consolidando a la fotovoltaica como un motor para la revitalización territorial y la cohesión social.
En relación al empleo, el informe de la UNEF asegura que “tomando en cuenta toda la cadena de valor del sector, en 2024 el empleo total asociado al sector se situó en 146.764 puestos de trabajo, manteniendo los elevados niveles alcanzados en 2022 y 2023 tras el fuerte crecimiento de los años previos. El empleo directo se estabilizó en torno a las 35.105 personas, mientras que el empleo indirecto alcanzo 75.569 puestos, confirmándose como el segmento que mayor volumen de trabajadores concentra. Por su parte, el empleo inducido se situó en 36.090 personas, reflejando el efecto arrastre que la actividad fotovoltaica ejerce sobre otros sectores de la economía”.
Entre 2014 y 2018, el despliegue de nueva potencia fotovoltaica en España se mantuvo en niveles muy reducidos, con incrementos anuales testimoniales tanto en plantas en suelo como en autoconsumo. El punto de inflexión llegó en 2019, cuando el segmento de plantas en suelo instaló 4.002 MW en un solo año, multiplicando por casi 50 el ritmo de 2018 y elevando el acumulado nacional a 9.694 MW. Desde entonces, la tendencia de crecimiento ha sido sostenida, con especial protagonismo de las plantas en suelo, que en 2024 sumaron 6.039 MW adicionales y llevaron el acumulado total a 40.294 MW. Este avance ha consolidado a la fotovoltaica como la principal tecnología en potencia instalada del sistema eléctrico español.
Respecto a la contribución del sector fotovoltaico a la economía, la fotovoltaica ha tenido un impacto directo sobre el PIB (interno y externo) de 4.596 millones de euros en 2024, lo que es muy similar a la aportación de 2023. La huella económica total del sector, estimada como la agregación de la generación de PIB directo, indirecto e inducido tanto dentro como fuera de la economía nacional, alcanzó los 15.317 millones de euros en 2024, concluye el Informe de la UNEF.
El MITECO refuerza el control del operador del sistema para las renovables para evitar nuevos apagones masivos
El Consejo de Ministros, a petición del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), ha aprobado un Real Decreto que modifica el Real Decreto 413/2014, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos (RECORE), al que están acogidas más de 62.000 instalaciones. Las nuevas disposiciones garantizan la rentabilidad regulada de las centrales en un entorno de mercado con precios cero y negativos, e incrementan la seguridad de suministro, al aumentar la visibilidad y el control del Operador del Sistema; también facilitan la integración del almacenamiento o refuerzan la sostenibilidad de tratamiento de residuos.
Los ingresos anuales de las instalaciones acogidas al RECORE se reducen si su número de horas equivalentes de funcionamiento –el cociente entre la energía vendida y la potencia instalada– se encuentran por debajo de un mínimo fijado para cada tipo de instalación. Con el objetivo de que el nuevo entorno de precios bajos no afecte a su rentabilidad regulada, ahora no se minorarán las horas equivalentes de funcionamiento por la energía vendida en horas con precio cero durante seis horas consecutivas o más, ni tampoco por la energía no vendida como resultado del proceso de restricciones técnicas.
El Real Decreto amplía las obligaciones de adscripción a un centro de control para las instalaciones de generación, y se incluyen también los almacenamientos, que tendrán que remitir telemedidas en tiempo real al Operador del Sistema y recibirán consignas de operación. Las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte también deberán enviar telemedidas al Operador del Sistema.
Para potenciar la penetración del almacenamiento y de tecnologías flexibles, se modifica el orden de prelación del redespacho a la baja no basado en el mercado, suprimiendo el concepto de generación no gestionable e incorporando de forma expresa el almacenamiento. De este modo, tendrán prioridad para evacuar la energía producida:
- Instalaciones de renovables, incluyendo aquellas con almacenamiento, cuando la potencia del almacenamiento sea menor que la potencia de la instalación renovable.
- Instalaciones de cogeneración de alta eficiencia, incluyendo aquellas con almacenamiento.
- Resto de tecnologías.
Además, el Operador del Sistema podrá dar preferencia a las instalaciones que más contribuyan a garantizar la seguridad y la calidad del suministro.
Trasponiendo normativa europea y cumpliendo lo establecido en la Ley 7/2022, de residuos y suelos contaminados, se incorpora el principio de la jerarquía de los residuos a la normativa sectorial y se establece la obligación de certificar la recogida separada de residuos para que la incineración pueda percibir el RECORE. Además, se establece que la retribución de las plantas de tratamiento se ajustará en función del porcentaje de combustible que no acredite dicha recogida separada para la energía eléctrica generada.
También cumpliendo la legislación comunitaria, se establece un límite de emisión de 270 g de CO2 por kWh para las nuevas instalaciones de cogeneración y las renovaciones sustanciales de las existentes. Este tipo de tecnología, por otro lado, tendrá más flexibilidad para vender toda su energía neta generada en el mercado o en régimen de autoconsumo: las plantas podrán cambiar de una opción a otra de forma trimestral en lugar de anual.
Finalmente, el nuevo decreto, atendiendo a circunstancias surgidas tras la erupción volcánica en La Palma o la Dana de Valencia, aclara el procedimiento a seguir en caso de que se reduzca la generación de las instalaciones por causa de fuerza mayor, e introduce ajustes técnicos en la gestión de las liquidaciones del sistema realizadas por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
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