El director general de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), José Donoso, ha criticado el esquema de pagos fijado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) para incentivar que las energías renovables asuman el servicio de control de tensión en la red eléctrica peninsular, al considerarlo discriminatorio frente a otras tecnologías como los ciclos combinados de gas natural.
Durante su intervención en la Comisión de Investigación del Congreso de los Diputados sobre el cero eléctrico, Donoso destacó la rápida respuesta del sector fotovoltaico tras la entrada en vigor de la nueva regulación para sumarse al control de tensión, pero recalcó que la retribución de dos euros por megavatio amperio reactivo hora (MVArh) que reciben por esta función resulta claramente insuficiente.
“En este momento los ciclos combinados están cobrando en torno a unos 200 euros/MVArh. En un primer momento la CNMC decidió retribuirnos con un euro megavatio. En un segundo momento nosotros solicitamos 50 euros megavatio (...). Y ese caramelo es de dos euros, con lo cual es insuficiente, no es un incentivo”, dijo.
A su juicio, el gran reto estratégico para el país es “la electrificación”, y alertó de que el encarecimiento derivado de las restricciones técnicas está mermando la competitividad frente a la generación con gas natural.
El apagón de abril y el papel de las renovables
En relación con el apagón del 28 de abril de 2025, el responsable de UNEF subrayó que los informes publicados han descartado que el suceso estuviera provocado por un exceso de generación renovable o por falta de inercia, apuntando en cambio a un problema de tensión como origen del incidente.
“Todos van en la misma línea de que no hubo un problema de falta de inercia el día 28 de abril, que el problema fue un problema de tensión. Por eso se descartan muchas de las interpretaciones que se hicieron de forma muy apresurada aquel día y los días posteriores. Los informes han descartado el motivo de un exceso de renovables ni por un exceso, sobre todo, de fotovoltaica. Eso está bastante claro”, aseguró.
Donoso comparó la actuación del sistema eléctrico español con el portugués, donde las renovables, especialmente la fotovoltaica, “podía participar en el control de tensión y en España no”, lo que dio al operador luso mayores herramientas para reaccionar ante la perturbación.
También recordó que las plantas solares en España contaban desde hacía años con la tecnología necesaria para gestionar la tensión, pero no podían utilizarla por los retrasos en la tramitación administrativa.
“Por razones que yo creo no se han explicado suficientemente, durante más de cuatro años hemos estado esperando que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) aprobara este plan operativo”, el denominado procedimiento de operación (P.O.) 7.4, cuya aprobación definitiva se produjo semanas después del incidente, recordó.
Según explicó, el sector ya estaba preparado en aquel momento, hasta el punto de que el 71% de las instalaciones fotovoltaicas “ya podía controlar dinámicamente la tensión, pero la regulación no lo permitía”.
Costes por restricciones técnicas e inercia sintética
En cuanto a la evolución de los costes por restricciones técnicas tras el apagón, Donoso alertó de que “se están disparando a una media mensual por encima de los 283 millones”, y precisó que la mayor parte de esos importes termina en las centrales de ciclo combinado.
Respecto a la capacidad de la fotovoltaica para proporcionar inercia sintética al sistema, el portavoz de la patronal señaló que los obstáculos se encuentran ahora en el marco regulatorio europeo. “Tecnológicamente sí podemos, pero nos encontramos con el problema de la CNMC. Pero este caso, no por culpa de la CNMC, sino de Entso-E, que tiene que aprobar las normas técnicas”, afirmó.