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La programación reforzada “antiapagones” representa el 0,8% del volumen de energía renovable no gestionable este año
La denominada programación “reforzada” ha representado de mayo a octubre un 2,34% de los costes totales del sistema eléctrico español, que en este periodo han superado los 18.000 millones de euros. De ese volumen, la programación reforzada ha supuesto 422 millones de euros.
En concreto, el análisis del mes de octubre resulta en los siguientes datos:
-El coste de la programación reforzada ha supuesto un 2,9 % sobre el precio final de la energía de este mes (95,01 €/MWh).
-Esto implica que, para un usuario sujeto a PVPC con un consumo medio mensual de 300 kWh, la operación reforzada ha tenido un coste en octubre de 3 céntimos al día según estimaciones de Red Eléctrica.
Es importante tener en cuenta que es incorrecto realizar comparativas directas con el año 2024, ya que el sistema eléctrico está en evolución y cada día se enfrenta a nuevas situaciones de operación no equivalentes a las del año anterior.
Por otro lado, en los primeros nueve meses del año, la programación reforzada representa el 0,8% del volumen de energía renovable no gestionable que no se integró en el sistema por motivos de seguridad. Son los llamados “vertidos técnicos” o por restricciones técnicas de red, cuyo aumento este año se debe fundamentalmente al incremento de la potencia instalada renovable.
Red Eléctrica no dispone de estimaciones de los denominados “vertidos económicos”, que es la energía que no se integra en el sistema porque no casa en los mercados por motivos ajenos a Red Eléctrica.
Según Red Eléctrica de España, El OS aplica este criterio de programación desde el pasado 30 de abril siendo su intención mantenerlo, con las necesarias adaptaciones a un sistema en constante transición, hasta que se aprueben e implementen todas las medidas normativas, varias de ellas propuestas en su informe de análisis del incidente; hasta tener claro el fenómeno que causó la oscilación anómala y forzada, y hasta que el comportamiento de los sujetos del sistema sea acorde a los requisitos normativos de control de tensión; pudiendo así mitigar tanto las variaciones rápidas de tensión como sus consecuencias, especialmente respecto a la eventual desconexión de instalaciones de generación conectadas a redes de distribución a las que no alcanza la observabilidad del OS y que se puso de manifiesto en el incidente del 28 de abril.
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.
Extremadura espera con gran interés la designación oficial de las Zonas de Aceleración de Energías Renovables (ZAER) a primeros del 2026
El sector renovable español y extremeño está expectante sobre el desarrollo que la normativa sobre Zonas de Aceleración de Energías Renovables (ZAER) tendrá en los próximos años. Estas zonas, previstas en la Directiva europea RED III desde 2023, permitirán identificar áreas especialmente aptas para el desarrollo de proyectos renovables, con el objetivo de agilizar su tramitación y reducir significativamente los tiempos de obtención de permisos.
La Asociación APPA desarrollará una de sus APPAtalks el próximo 18 de septiembre sobre este tema, con destacados expertos en el sector: Luis Castro, Socio y Director del Departamento de Energía e Infraestructuras de Osborne Clarke España, y Jesús Alijarde, Socio fundador y CEO de Íber Sostenibilidad y Desarrollo. La moderación correrá a cargo del Director General de APPA Renovables, José María González Moya. Juntos analizarán tanto el marco normativo en el que se encuadran las ZAER como su aplicación práctica sobre el terreno, abordando también las distintas percepciones y retos que su implementación puede generar.
Durante la sesión, se profundizará en algunos de los aspectos más relevantes de esta figura, como el reconocimiento automático del Interés Público Superior (IPS) para los proyectos renovables, una novedad que puede suponer un cambio de paradigma en la priorización administrativa de este tipo de desarrollos. Asimismo, se analizará la compatibilidad de las ZAER con el Reglamento de Restauración de la Naturaleza, pieza clave del nuevo marco ambiental europeo que deberá armonizarse con los objetivos de despliegue renovable.
Aunque el calendario comunitario establecía que la cartografía nacional estuviese completada antes del 21 de mayo de 2025, aún no se ha publicado, lo que añade incertidumbre a un proceso que deberá culminar, según las exigencias europeas, con la designación oficial de estas zonas antes de febrero de 2026. En este contexto, anticiparse y comprender bien su alcance resulta fundamental para cualquier empresa con proyectos en desarrollo.
Según un análisis realizado por el despacho Garrigues sobre estos importantes cambios normativos en la UE, “reconociendo el obstáculo que supone para las inversiones en proyectos de energías renovables la excesiva duración de los procedimientos administrativos de concesión de autorizaciones, la nueva Directiva de Energías Renovables introduce el concepto de zonas de aceleración renovable.
Estas zonas se definen como aquellas ubicaciones –en tierra, mar o aguas interiores– que un Estado ha designado como especialmente adecuadas para la instalación de plantas de energía renovable.
Así, la nueva Directiva de Energías Renovables obliga a los Estados miembros a que, a más tardar el 21 de febrero de 2026, velen por que las autoridades competentes adopten uno o varios planes que designen las zonas de aceleración renovable, como un subconjunto de las zonas necesarias para las contribuciones nacionales de cara al objetivo global de la Unión en materia de energías renovables para 2030.
En dichos planes las autoridades competentes designarán zonas terrestres, de aguas interiores y marinas suficientemente homogéneas en las que se prevea que el despliegue, de uno o varios tipos de fuentes de energía renovable, no vaya a tener un impacto ambiental significativo, al mismo tiempo que:
-Se dará prioridad a superficies artificiales y construidas (tejados, fachadas, zonas de estacionamiento, explotaciones agrícolas, vertederos, zonas industriales…).
-Se excluirán los espacios Natura 2000 y zonas de protección de la naturaleza (a excepción de las superficies artificiales o construidas).
-Se tendrán en cuenta todas las herramientas o conjuntos de datos adecuados para definir estas zonas (mapas de sensibilidad de la vida silvestre…).
Los planes que designen las zonas de aceleración deberán establecer medidas de mitigación efectivas a fin de evitar el impacto ambiental adverso que pueda surgir o de reducirlo significativamente”, asegura el análisis del despacho Garrigues.
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