Una planta solar puede estar generando apenas unos kilovatios hora y, al mismo tiempo, prestando un servicio que mantiene estable la red eléctrica. No es una paradoja menor: es una señal de que el sistema eléctrico europeo está cambiando lo que necesita de sus activos.
A medida que crece la generación renovable, hay un tipo de servicio que empieza a revalorizarse de forma silenciosa pero con consecuencias cada vez más visibles para inversores, operadores e industria.
Dos tipos de electricidad que no siempre viajan juntos
Cuando se enciende una máquina o se ilumina una sala, se consume potencia activa. Es la que realiza trabajo útil y la que aparece en la factura. Pero la red necesita otro tipo de electricidad para mantenerse estable: la potencia reactiva, que no mueve nada directamente sino que regula la tensión en cada punto del sistema.
Esta distinción tiene una consecuencia práctica importante. Una instalación puede estar generando muy poca energía en un momento dado y, aun así, aportar valor real a la red mediante la gestión de potencia reactiva. El mérito no siempre reside en los kilovatios hora producidos.
La generación solar y eólica agudiza este problema porque se concentra en horas concretas y en zonas específicas del territorio, mientras la demanda sigue su propio perfil. Esa asimetría genera desequilibrios de tensión que antes eran menos frecuentes. ENTSO-E ya identifica la estabilidad en sistemas con alta presencia de inversores como una prioridad creciente, y reclama mayor capacidad para detectar y corregir estas desviaciones.
La CNMC cambia las reglas del juego para el control de tensión
Durante años, el control de tensión fue un servicio prestado casi en exclusiva por grandes centrales convencionales. La regulación española no facilitaba la entrada de nuevos actores. Eso está cambiando.
La CNMC aprobó modificar los procedimientos de operación PO 7.4 y PO 14.4 con el objetivo de fomentar una prestación más dinámica del servicio e incentivar la participación de instalaciones renovables. La reforma introduce una modalidad de consigna fija que permite participar a instalaciones de generación y almacenamiento desde 1 MW, incluso si aún no disponen de sistemas de comunicación en tiempo real.
La nueva regulación también reconoce y remunera las horas en las que una instalación aporta potencia reactiva sin estar produciendo energía activa. Es un cambio de lógica relevante: el valor de un activo eléctrico ya no depende solo de la energía que mueve, sino también de su capacidad para responder a lo que la red necesita en cada momento.
Quién puede participar: baterías, híbridos y grandes consumidores industriales
Las plantas fotovoltaicas y eólicas pueden usar sus inversores para participar en el control de tensión, siempre que cumplan los requisitos técnicos establecidos. No es necesario construir nada nuevo. En muchos casos, el equipo ya instalado tiene esa capacidad latente.
Las baterías abren otra vía: pueden combinar el arbitraje de precios en el mercado eléctrico con la aportación de potencia reactiva, sumando fuentes de ingreso que antes no existían para este tipo de activos. Las instalaciones híbridas, que coordinan varios recursos desde un mismo punto de conexión, amplían aún más esa flexibilidad y complican —en el buen sentido— el análisis de optimización.
La industria también tiene un papel. La CNMC mantiene hasta 2027 un proyecto piloto en el que grandes consumidores controlan la tensión absorbiendo energía reactiva, a cambio de retribución variable y exenciones en peajes. Una fábrica, un centro de datos o un electrolizador pueden participar si sus procesos lo permiten. La regulación, por ahora, mantiene la neutralidad tecnológica.
El apagón del 28 de abril puso en evidencia lo que ya se sabía
El incidente eléctrico del 28 de abril de 2025 no llegó sin avisos previos. El informe final de ENTSO-E identificó deficiencias en el control de tensión entre los factores del suceso, y recomendó reforzar tanto la supervisión como la coordinación regulatoria entre países.
El episodio subrayó algo que los técnicos ya conocían: ningún recurso cubre por sí solo todas las necesidades del sistema. Frecuencia, tensión, inercia y capacidad de recuperación requieren soluciones distintas y complementarias. La generación gestionable sigue siendo necesaria aunque crezca la participación renovable. Lo que el apagón aceleró fue la urgencia política y regulatoria: lo que ya era una tendencia técnica se convirtió también en una prioridad visible.
Localización, previsión y estrategia: las nuevas variables para invertir en flexibilidad
No todas las zonas de la red tienen las mismas necesidades de potencia reactiva. La CNMC ha pedido a Red Eléctrica que publique información periódica sobre las necesidades zonales, un paso que permitirá a promotores e inversores tomar decisiones con más datos sobre la mesa.
Conocer esa información no es suficiente por sí solo. Los promotores deben anticipar la producción renovable esperada, los perfiles de demanda y los precios de mercado para optimizar cada activo. Una batería o una planta híbrida no puede maximizar de forma aislada cada mercado y servicio al mismo tiempo: las decisiones implican compromisos reales entre objetivos que a veces se contradicen.
Aquí es donde el modelado de escenarios a largo plazo cobra relevancia. Estimar el valor de la potencia reactiva en cada nudo de la red, bajo distintas hipótesis de penetración renovable y precios, se convierte en una herramienta clave para evaluar proyectos y estructurar ingresos. El sistema eléctrico está redefiniendo qué activos valen y por qué. Quienes lleguen con esa información tendrán ventaja.