En un encuentro informativo, la directora de Regulación de la asociación, Castro, consideró que la operación reforzada está «impidiendo la transición energética, limitando la participación de las renovables, y además lejos de controlar el nivel de tensión, tiene un encarecimiento de los costes del sistema», por lo que estimó que es una medida que no puede perdurar en el tiempo. Asimismo, defendió la necesidad de que las eléctricas puedan tener la información que han solicitado a Red Eléctrica sobre el control de tensión el día del apagón para «conocer más» sobre el problema, ya que «es algo que solamente gestiona el operador del sistema», aunque a día de hoy la respuesta recibida ha sido negativa, añadió.
Y es que Castro subrayó que el problema de tensión en la red en España «no es una anomalía técnica puntual, sino la consecuencia de un modelo obsoleto y una falta de inversión en estabilidad».
A este respecto, señaló como otros países europeos, como Italia, han demostrado que la solución «funciona», bastando con permitir que las renovables participen activamente en el control de tensión y dotando al sistema de los equipos necesarios.
«Lo que hace falta ahora es voluntad de aplicarlo y coordinación institucional para garantizar una red eléctrica segura, estable y plenamente compatible con la transición energética», recalcó.
En este sentido, indicó como el antiguo procedimiento de operación (PO) 7.4 del año 2000 es un marco que quedó «obsoleto» y que el nuevo de junio, a pesar de representar «un paso adelante», es «aún insuficiente», ya que su implantación será lenta y parcial.
En la práctica, aseguró que el sistema seguirá funcionando como hasta ahora durante buena parte de 2026, mientras que el resto de Europa lleva casi una década operando con control dinámico.
A este respecto, apuntó que muchas plantas de generación renovable ya están capacitadas para ese control de tensión a través de las consignas (órdenes) de reactiva, algo que asociados de Aelec ya han propuesto para mejorar ese control de tensión, ante los problemas vividos en septiembre, pero que la respuesta por el operador del sistema ha sido negativa. «Solamente haría falta actualizar un software», dijo. De todas maneras, Castro recalcó que los problemas de tensión registrados en septiembre en ningún caso son un escenario similar al que llevó al cero eléctrico de finales de abril.
Respecto a los episodios de variaciones bruscas de tensión del 25, 26 y 28 de septiembre, apuntó que se confirma que estas oscilaciones tienen que ver con las limitaciones del actual control de tensiones y, en particular, con la obligación que tienen las renovables de funcionar con factor de potencia constante.
De esta manera, ello conlleva que, si en un momento determinado se conecta simultáneamente una elevada cantidad de potencia fotovoltaica, la tensión oscila a la baja debido del incremento simultaneo de absorción de reactiva. En el caso de los escenarios de oscilaciones de tensión del pasado 25 de septiembre a las 13:00 horas, las oscilaciones a la baja de tensión coincidían en el tiempo con la conexión simultanea de 1.164 megavatios (MW) de fotovoltaica, señaló.
Así, la asociación de las grandes eléctricas plantea una solución que tiene por uno de sus pilares el control dinámico de tensión en todas las tecnologías, con la implantación del control de tensión dinámico, con seguimiento de consignas en tiempo real, como prevé el nuevo procedimiento operativo (PO 7.4). En este sentido, destacó que, en muchos casos, no requeriría de inversión adicional, siendo solamente necesario habilitar las funciones ya disponibles en los inversores.
Además, aboga por la inversión en red y tecnología, con la instalación urgente de reactancias y Statcom en los puntos críticos de la red, como ya hacen países del entorno como Italia; y por unas normas técnicas coherentes y coordinación institucional, como mantener los límites europeos de 420 kilovoltios (kV) -frente a los 435 kV que deja un margen operativo en España de solo 5 kV en el que cualquier desviación puede provocar desconexiones masivas- y un refuerzo de la colaboración entre REE, CNMC, el Ministerio, distribuidores y generadores.
