Las instalaciones fotovoltaicas están adquiriendo un papel cada vez más importante en la estabilidad del sistema eléctrico español. Red Eléctrica ha habilitado ya 15 GW de potencia renovable para participar en el control de tensión, una función que permite mantener la red dentro de sus márgenes de funcionamiento seguro.
Este avance, confirmado el 30 de octubre de 2026, responde a un cambio técnico y regulatorio: las plantas renovables ya no solo pueden producir electricidad, sino también contribuir a gestionar las variaciones de tensión. Para promotores, titulares de huertas solares y responsables de instalaciones industriales, conocer los requisitos del procedimiento P.O. 7.4 resulta cada vez más relevante.
Control de tensión en instalaciones fotovoltaicas
Red Eléctrica habilita 15 GW de renovables para controlar la tensión
Según la información publicada por El Periódico de la Energía, Red Eléctrica ha confirmado que dispone de 15 GW de potencia renovable habilitada para prestar el servicio de control de tensión, frente a un potencial de 32,5 GW identificado por el operador.
Esto representa aproximadamente el 46,2 % de la capacidad potencial considerada.
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) publicó el 8 de octubre de 2026 un nuevo informe de seguimiento del control de tensión. Según la información recogida en la noticia, la potencia renovable habilitada para seguir consignas en tiempo real había aumentado 5 GW durante los tres meses anteriores.
Conviene distinguir dos conceptos:
- Potencia habilitada: instalaciones que han acreditado los requisitos para prestar el servicio.
- Servicio efectivamente prestado: capacidad que interviene cuando las necesidades de operación del sistema lo requieren.
Por tanto, los 15 GW no significan que todas esas instalaciones estén regulando activamente la tensión durante todas las horas.
El avance resulta especialmente relevante tras las medidas de operación reforzada adoptadas después del apagón del 28 de abril de 2025. Como explicamos en nuestro artículo sobre el nuevo modo reforzado de la red eléctrica, mantener la estabilidad ha requerido una mayor intervención de tecnologías convencionales, entre ellas los ciclos combinados de gas.
La incorporación de instalaciones renovables amplía los recursos disponibles para garantizar esa estabilidad.
¿Qué es el control de tensión y cómo puede realizarlo una planta fotovoltaica?
El control de tensión es el conjunto de actuaciones destinadas a mantener los niveles de tensión eléctrica dentro de los límites establecidos para garantizar el funcionamiento seguro de la red.
La tensión no permanece completamente constante. Cambia según la demanda, la producción de las centrales, los flujos eléctricos y las condiciones de funcionamiento de las infraestructuras.
Una herramienta fundamental para gestionar estas variaciones es la potencia reactiva, que puede generarse o absorberse para contribuir a regular la tensión.
El papel de los inversores fotovoltaicos
Los inversores convierten la corriente continua producida por los paneles solares en corriente alterna compatible con la instalación eléctrica.
Sin embargo, determinados inversores también pueden regular su intercambio de potencia reactiva con la red.
Mediante sistemas de control adecuados, una planta fotovoltaica puede:
- Aportar o absorber potencia reactiva dentro de su capacidad técnica.
- Ajustar su funcionamiento a consignas de tensión o potencia reactiva.
- Responder a las necesidades del operador cuando esté habilitada para ello.
- Facilitar una integración más segura de la generación renovable.
La capacidad concreta depende del diseño de la instalación, las características de los equipos, su configuración y los requisitos aplicables.
No todas las instalaciones fotovoltaicas pueden prestar automáticamente este servicio. Además de disponer de electrónica de potencia adecuada, pueden necesitar sistemas de regulación, comunicaciones, supervisión y pruebas de habilitación.
Qué exige el procedimiento P.O. 7.4 a las instalaciones renovables
El procedimiento de operación P.O. 7.4, modificado por la CNMC mediante resolución de 30 de junio de 2026 y publicado en el BOE el 10 de julio, regula las distintas modalidades de prestación del servicio de control de tensión.
Su contenido diferencia entre las obligaciones básicas y las modalidades que permiten una participación más avanzada.
Control mediante factor de potencia
Es una de las modalidades de prestación básica para instalaciones renovables y sistemas de almacenamiento incluidos en su ámbito de aplicación.
Consiste en mantener el funcionamiento dentro del rango de factor de potencia exigible, considerando la capacidad reactiva obligatoria de la instalación.
Seguimiento de consignas fijas
La reforma incorpora una modalidad que permite seguir consignas fijas de tensión o potencia reactiva.
Está prevista para determinadas instalaciones de generación y almacenamiento de al menos 1 MW, conectadas a transporte o distribución, siempre que cumplan las condiciones establecidas.
Esta posibilidad resulta interesante para instalaciones con capacidad de regulación que no disponen de toda la infraestructura de comunicaciones necesaria para recibir consignas variables en tiempo real.
La participación puede ser voluntaria o, para determinadas instalaciones, requerida en las condiciones contempladas por la normativa.
Seguimiento de consignas en tiempo real
Es la modalidad dinámica. Permite modificar la respuesta de una instalación conforme a las instrucciones recibidas a través de los sistemas de control.
El P.O. 7.4 contempla la participación de proveedores conectados a la red de transporte con una potencia instalada o contratada igual o superior a 5 MW, mediante las modalidades previstas y tras superar las pruebas técnicas correspondientes.
También contempla determinadas posibilidades de participación conjunta.
Estas condiciones son importantes: el umbral de 1 MW de la modalidad de consigna fija no debe confundirse con los requisitos de participación dinámica ni interpretarse como una obligación general para cualquier instalación fotovoltaica de esa potencia.
Qué cambia para las huertas solares y el autoconsumo industrial
El efecto de esta regulación depende del tipo de instalación, su potencia, el punto de conexión y su modalidad de operación.
Huertas solares y plantas de generación
Para los promotores y titulares de plantas fotovoltaicas, la capacidad de regulación puede adquirir mayor relevancia en la gestión técnica y económica del proyecto.
Antes de plantear una habilitación, resulta necesario revisar las características de los inversores, la capacidad de intercambio de reactiva, los sistemas de control y las condiciones del punto de conexión.
La regulación también contempla mecanismos de retribución para determinadas modalidades de prestación, sujetos a condiciones de funcionamiento, validación y cumplimiento.
Esto puede abrir oportunidades de ingresos complementarios, pero no permite garantizar una remuneración concreta sin estudiar la instalación.
Autoconsumo industrial con y sin excedentes
La diferencia entre ambas modalidades de autoconsumo es especialmente importante.
Según la resolución de la CNMC:
- En el autoconsumo con excedentes, la generación puede optar a las modalidades del servicio que correspondan, si cumple sus requisitos.
- En el autoconsumo sin excedentes, la instalación se considera demanda a estos efectos y no puede acogerse a la modalidad de consigna fija del apartado 6.1.1. Sin embargo, como consumidor, puede participar en la modalidad de consignas variables en tiempo real cuando reúna las condiciones exigidas.
Esto no significa que una pequeña instalación industrial tenga que modificar inmediatamente sus inversores para participar en un nuevo mercado.
Significa que conviene analizar la normativa aplicable antes de ampliar, modernizar o rediseñar instalaciones de cierta potencia.
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Almacenamiento y nuevas capacidades de regulación
Los sistemas de almacenamiento con baterías también pueden contribuir al control de tensión cuando disponen de los equipos y capacidades necesarios.
Una instalación híbrida puede combinar generación fotovoltaica, almacenamiento y sistemas de control coordinados.
No obstante, incorporar baterías no garantiza por sí solo la prestación del servicio ni convierte automáticamente una instalación en proveedor habilitado.
Como explicamos en nuestro artículo sobre el almacenamiento energético con baterías en España, la integración del almacenamiento requiere estudiar conjuntamente potencia, capacidad energética, electrónica de potencia y condiciones de conexión.
¿Puede reducir el control de tensión los costes del sistema eléctrico?
Una de las ventajas potenciales de ampliar la participación renovable es reducir la necesidad de recurrir a determinadas centrales convencionales para resolver problemas de tensión.
Los ciclos combinados pueden contribuir a estabilizar el sistema, pero su operación está condicionada, entre otros factores, por el precio del gas.
Disponer de más recursos renovables capaces de aportar regulación ofrece alternativas adicionales a Red Eléctrica.
La CNMC ya ha observado una menor programación de ciclos combinados por restricciones técnicas asociadas al control de tensión. Sin embargo, advierte de que esta evolución también puede responder a otros factores operativos y de mercado.
Por ello, no sería correcto atribuir automáticamente toda la reducción de costes a los nuevos 15 GW habilitados.
En nuestro artículo sobre el coste del modo antiapagones y su impacto en la factura eléctrica explicamos por qué los servicios de ajuste son relevantes para empresas y consumidores.
Una gestión más eficiente de estos servicios puede contribuir a moderar costes, aunque el resultado dependerá de cómo evolucione el conjunto del sistema eléctrico.
Conclusión: las instalaciones renovables deberán prestar más atención a su integración en red
Los 15 GW habilitados representan un avance en la participación de las energías renovables en los servicios de estabilidad del sistema eléctrico.
Para los titulares de instalaciones fotovoltaicas, la recomendación es concreta: antes de invertir en una ampliación, modernización o sistema de almacenamiento, conviene comprobar las capacidades de control de tensión de los equipos existentes y los requisitos de conexión aplicables.
En Prodesol podemos estudiar las características técnicas y energéticas de cada proyecto para valorar las soluciones más adecuadas, tanto en instalaciones industriales como en generación fotovoltaica.
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Preguntas frecuentes
¿Todas las instalaciones fotovoltaicas de más de 1 MW tienen que participar en el control de tensión?
No necesariamente. El P.O. 7.4 establece distintas obligaciones y modalidades según el tipo de instalación, su régimen de conexión y las condiciones técnicas aplicables. El umbral de 1 MW corresponde a la modalidad de consigna fija, cuya participación está sujeta a requisitos específicos. No equivale a una obligación general de habilitación para todas las plantas de esa potencia.
¿Puede una planta fotovoltaica prestar control de tensión cuando no está produciendo electricidad?
Sí, determinadas instalaciones pueden aportar o absorber potencia reactiva incluso cuando su producción activa es nula, siempre que los equipos, las condiciones de conexión y el régimen de prestación del servicio lo permitan. La normativa contempla retribuciones específicas en determinadas modalidades, pero su aplicación exige cumplir las condiciones técnicas y operativas correspondientes.
Fuentes
- El Periódico de la Energía — Red Eléctrica habilita 15 GW de renovables para el control de tensión, 30/10/2026.
- CNMC — Informe de seguimiento del control de tensión, expediente IS/DE/036/26, 08/10/2026.
- BOE — Resolución de 30 de junio de 2026, procedimientos de operación P.O. 7.4 y 14.4.
- Red Eléctrica — Habilitación de las primeras renovables para el control dinámico de tensión, 29/10/2025.
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