Competencia planteó en 2019 cambiar la norma "obsoleta" para controlar la tensión eléctrica y aún no la ha aprobado

Son normativas que "no se han tocado en 20 años", dijo entonces la CNMC, que prevé aprobar ahora un nuevo servicio que analiza desde 2021; la investigación del apagón prioriza "la variable de la sobretensión" Competencia reconoció ya en julio de 2022 “problemas continuos de control de tensión” en la red eléctrica peninsular La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) propuso en noviembre de 2019 revisar una normativa para mejorar el control de la tensión eléctrica, entre otras regulaciones que, como dijo entonces el organismo, “no se han tocado en 20 años”. Competencia todavía no la ha actualizado pese a que Red Eléctrica (REE) le propuso hacerlo en 2021 y a que el año pasado el organismo reconoció que está “obsoleta”. A falta de conocer las causas del histórico apagón peninsular del 28 de abril, la ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, ha afirmado en los últimos días que la investigación está “priorizando la variable de la sobretensión”. La vicepresidenta tercera ha dejado claro que regular esta materia es competencia de la CNMC, no del Gobierno. Han pasado cinco años y medio desde que el 21 de noviembre de 2019 la Sala de Supervisión Regulatoria del conocido como 'súperregulador' advirtió de la necesidad de actualizar una normativa que está entre sus atribuciones: el denominado “Servicio complementario de control de tensión de la red de transporte” en el sistema eléctrico peninsular, recogido en un procedimiento de operación (el 7.4) de REE. En un informe sobre una propuesta normativa de Transición Ecológica sobre otra cuestión, una orden de requisitos técnicos de conexión a la red, la CNMC señaló que, “en un contexto de incorporación masiva de generación renovable no gestionable”, y para preservar la “seguridad” del sistema eléctrico, “conviene retomar la definición de los servicios de control de tensión o de potencia reactiva prestados por todos los elementos conectados, con la consecuente revisión del P. O. 7.4 (‘Servicio complementario de control de tensión de la red de transporte’)”. Este procedimiento, junto al denominado “‘Servicio complementario de regulación primaria”, “no se han tocado en 20 años”, subrayaba el informe. Más de cinco años después, ningún vocal que firmó ese dictamen está ya en la CNMC y se han producido enormes cambios en la generación eléctrica del sistema peninsular español. La potencia fotovoltaica se ha multiplicado por cuatro, de solo 8.348 megavatios (MW) a 33.355 MW; la eólica ha pasado de 24.883 MW a los 31.643 MW actuales; y se han cerrado casi 7.400 MW de carbón. Hace unos días, a preguntas sobre este asunto, la CNMC aseguró que “en breve, probablemente en este mes” aprobará esa normativa. Esta semana, fuentes de Competencia explicaron que “los servicios técnicos de la CNMC están finalizando dicha actualización del P.O. 7.4. La fecha de publicación dependerá de lo que tarde el trámite de aprobación”. Un año después de plantearlo la CNMC, en noviembre de 2020, el operador del sistema, REE, sacó a consulta la actualización del P. O. 7.4 y explicó que “el sistema eléctrico español peninsular ha ido evolucionando haciéndose cada año más variable”, con “severos problemas especialmente de sobretensión en periodos valle y llano”, cuando no hay puntas de demanda, como ocurría el pasado 28 de abril cuando la Península se fue a cero. “Resulta, por tanto, imprescindible adaptar y actualizar la normativa vigente”, dijo entonces REE, que señaló que “el servicio de control de tensión aspira a ser implementado a partir de 2021”. Ese año REE pidió cambiar a Competencia esta regulación, “obsoleta”, según reconoció en 2024 la propia CNMC, en situación de interinidad desde hace meses a la espera de que el Congreso de los Diputados apruebe la anunciada recuperación de un regulador especializado, la Comisión Nacional de la Energía (CNE) que el Gobierno del PP fulminó en 2013. En lugar de aprobar ese procedimiento, Competencia optó en 2022 por ese proyecto piloto o “sandbox” regulatorio, en el argot del sector, mientras admitía “problemas continuos de control de tensión” en la red eléctrica peninsular. Su presidenta, Cani Fernández, aseguró la semana pasada en el Congreso que Bruselas les obligó a hacerlo porque ese servicio, un sistema de subastas zonales, conlleva una contraprestación económica para las plantas que lo quieran suministrar, previa adaptación de sus equipos, algo que, dijo, lleva tiempo. Según fuentes del sector, la mayor parte de las plantas fotovoltaicas (mucho más recientes que la eólica) ya tienen incorporados los desarrollos tecnológicos necesarios. Según defiende Competencia, “la de 2021 no era una propuesta de servicio completa basado en mecanismo de mercado” como exige la normativa europea. “Lanzamos el proyecto piloto de generación que pusiera a prueba el mercado, dándonos información sobre el grado de eficiencia que tendría. La propuesta presentada por la propia REE en 2024 supone una evolución en el buen sentido incorporando la experiencia del proyecto piloto, con una propuesta mixta entre obligaciones para los generadores y oportunidades de participar en el servicio de control de tensión a través de un mercado” que “permitirá una implementación progresiva, según las renovables vayan invirtiendo en equipos para dar el servicio de control de tensión de forma sintética”. Los requisitos del primer piloto figuran en una resolución que aprobó en julio de 2022 la Sala de Regulación de la CNMC, de la que entonces (como en 2019) todavía formaba parte el jurista experto en energía Mariano Bacigalupo, marido de la hoy comisaria europea y entonces vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, y hoy consejero de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). El texto exponía que el proyecto del sistema de control de tensión “redundaría tanto en la seguridad del sistema como en la mejora de la calidad del servicio y la reducción de costes y de emisiones de CO2. La demostración de estos aspectos, al menos en lo referente a la seguridad del sistema y la calidad del servicio, puede deducirse de los problemas continuos de control de tensión que se están registrando en el sistema español”. “Fuertes impactos” El proyecto piloto fue exitoso, pero junto a otro ensayo posterior arrojó “fuertes impactos económicos”, según el texto que la CNMC sacó a consulta en noviembre para lanzar por fin ese servicio, “frente a los valores extremos” que, explicó entonces, venían registrando las tensiones de la red. Su resolución de 2022 recoge que en la consulta pública del proyecto piloto el sector planteó “preocupaciones sobre el modelo propuesto, así como sobre otros aspectos técnicos de la adaptación”. El texto no mencionaba reparos de la UE. Señalaba que “se plantea la posibilidad de ejecutar un proyecto de demostración regulatoria que permitirá la puesta en marcha, con carácter zonal y temporal, de un mecanismo de mercado para la provisión de recurso de control de tensión”, con características “similares al propuesto en el P.O.7.4, por lo que permitirá obtener experiencia a la hora de evaluar el impacto que podría tener la implantación definitiva en todo el territorio peninsular”. Fernández aseguró la semana pasada que el actual servicio de control de tensión “está vigente y es obligatorio”. El texto que la CNMC aprobó en 2022 indicaba que el nuevo servicio “es claramente diferente”. El actual es “de participación obligatoria” para cada tecnología. Y “el seguimiento de consignas en tiempo real resulta innovador frente al seguimiento actual de consignas fijas que los gestores de red emiten por teléfono, correo electrónico o incluso correo ordinario”, indicaba. A ese proyecto experimental se unió otro para permitir controlar tensión a grandes consumidores, prorrogado en enero y aprobado en una resolución publicada en el BOE en noviembre de 2023. El texto señalaba que “las elevadas tensiones en la red podrían provocar el desacoplamiento intempestivo de instalaciones conectadas a la misma”. Y Red Eléctrica (no la CNMC) advertía de que había que tomar “medidas urgentes”. En concreto, Competencia señalaba: “Cada vez hay más excedentes de [energía] reactiva en el sistema, lo cual está contribuyendo a un aumento generalizado de las tensiones en el sistema eléctrico, llegando en ocasiones a valores cercanos o incluso superiores a los máximos admisibles. Añade el operador del sistema [REE] que los escenarios previstos en el corto y medio plazo hacen prever que este efecto puede ir en aumento si no se toman medidas urgentes para corregirlo”. Cuando anunció el proyecto, la CNMC no mencionó ninguna medida urgente. Explicó que este “sandbox” intentaría “solventar los problemas de control de tensión eléctrica por el aumento de la generación renovable y el consecuente desplazamiento del consumo a ciertos periodos horarios. Mantener la tensión dentro de los umbrales de seguridad es una pieza fundamental para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico”. El texto que la CNMC sacó a consulta en noviembre insistía en que esa estabilidad “se está viendo afectada por una creciente variabilidad en tiempo real, tanto proveniente de la generación como de la demanda (autoconsumo o almacenamiento), así como de los flujos en las interconexiones internacionales”. Lo vinculaba con los dos componentes de la energía que fluye por las redes como resultado de la interacción entre producción y consumo: la “energía activa” que necesitan los equipos eléctricos y la “reactiva”, una especie de efecto secundario. Según explicó entonces la CNMC, “la variabilidad de la energía activa está siendo abordada con el desarrollo de la flexibilidad de las tecnologías tradicionalmente no gestionables y el intercambio de reserva entre los sistemas interconectados”. Pero “también la energía reactiva y la tensión están sufriendo problemas de variabilidad, mientras que la metodología de control de tensión basada en el seguimiento de consignas fijas, particularmente de factor de potencia, está obsoleta y resulta insuficiente para garantizar la seguridad del sistema”. A propuesta de REE, ese borrador preveía poner en marcha el servicio en un año como mucho tras publicarse en el BOE. En él se lee que el operador del sistema volvió a pedir su puesta en marcha en marzo de 2024.

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