Red en equilibrio: por qué la CNMC ha retrasado el control de tensión del PO 7.4”

Red en equilibrio: el pulso del PO 7.4

Hola amigos,

La CNMC ha decidido retrasar la implantación del control de tensión del PO 7.4, una norma clave para mejorar la estabilidad de la red eléctrica española.
A continuación, te comparto mi interpretación personal de lo ocurrido y las consecuencias que este aplazamiento puede tener sobre la red, los costes del sistema y la eficiencia energética.

El control de tensión no es un detalle técnico menor: es el pulso que mantiene en equilibrio el sistema eléctrico. Su retraso abre un debate interesante entre la necesidad de seguridad, la presión por adaptarse a las renovables y el impacto económico que todo esto genera.

Intentare explicarlo de forma sencilla, sin tecnicismos, pero con una mirada desde dentro: la de quien vive a diario cómo late la red.

Cómo un simple control de tensión puede marcar el futuro de la estabilidad eléctrica en España

La electricidad no solo viaja: respira, late, vibra.
Y ese pulso —el de la tensión que mantiene en equilibrio la red— es el que el PO 7.4 intenta armonizar.
La CNMC, sin embargo, ha decidido retrasar su implantación. ¿Por qué? Porque detrás de cada voltio hay mucho más que cables: hay tecnología, dinero, responsabilidades… y dudas razonables.

1. Aspectos técnicos

La actualización del PO7.4 sobre el control de tensión pretende estabilizar la red frente a los altibajos que provocan la solar y la eólica. Pero su aplicación no es sencilla: los sistemas clásicos son lentos y las centrales convencionales advierten que reaccionar demasiado rápido puede dañar sus equipos. Además, coordinar miles de pequeños generadores con grandes plantas sigue siendo un reto técnico enorme. No basta con actualizar normas: hace falta cómo se comunican los distintos niveles de la red para que el sistema sea robusto.

2. Financiación

Modernizar el control de tensión cuesta dinero, y mucho. Se calcula que solo las obras de refuerzo aprobadas superan los 750 millones de euros. Entre los mecanismos de capacidad y nuevas instalaciones, el sobrecoste ronda los 3.000 millones al año. Las eléctricas temen que estos gastos se trasladen a las tarifas. Por eso, la CNMC ha decidido aplazar la implantación hasta definir un esquema financiero equilibrado entre operadores, inversores y consumidores.

3. Pérdidas eléctricas

Cuando la red carece de un control de tensión adecuado, pueden producirse desviaciones peligrosas —tanto por exceso como por defecto— provocadas por perturbaciones del sistema, como la conexión o desconexión de cargas, ya sea por maniobras, incidentes (fallos o averías), o por las rampas rápidas de potencia asociadas a la generación renovable variable (solar o eólica). Estas desviaciones se compensan con los reguladores automáticos del transformador (OLTC), o produciendo o consumiendo reactiva mediante generadores síncronos, bancos de condensadores, reactancias o inversores con control de tensión y potencia reactiva, que inyectan o absorben Q según sea necesario. Aunque la potencia reactiva no realiza trabajo útil, incrementa la corriente total en los conductores, aumentando las pérdidas por efecto Joule (I²R) y reduciendo la capacidad de transporte de potencia activa. El Procedimiento de Operación 7.4 regula la coordinación entre generadores, transporte y distribución para mantener la tensión dentro de los márgenes reglamentarios e incorporar a las renovables en esta tarea.

Pero cuando la tensión se desvía de su valor nominal, el sistema requiere inyectar o absorber potencia reactiva para compensarla, para mantener la red dentro de los márgenes de seguridad, lo que incrementa las pérdidas y reduce la eficiencia global de la generación, lo que se traduce en "quejas del sector".

4. Quejas del sector

El sector eléctrico está dividido. Las grandes compañías generadoras (como Iberdrola, Endesa o Naturgy) critican que las medidas de Red Eléctrica de España (REE) podrían dañar sus equipos o no resolver los problemas reales. Las asociaciones de renovables, por su parte, se quejan de que los nuevos requisitos encarecen la operación, disminuyen su rentabilidad y frenan proyectos. Ante esta presión, la CNMC ha optado por aplazar la entrada en vigor del PO 7.4 y revisar su alcance técnico y económico con todos los agentes implicados.

5. Opinión de expertos

Ingenieros y analistas coinciden: el PO 7.4 es imprescindible, pero el sistema aún no está preparado. Tras el apagón de abril, muchos informes revelaron que varias centrales no siguieron las consignas del operador del sistema, lo que demuestra que el mecanismo actual se ha quedado obsoleto. El reto ahora no es solo técnico: también organizativo. Actualizar la norma sin reformar la forma de coordinar y controlar el sistema sería poner un parche en un corazón fatigado.

6. Opinión de las compañías energéticas

Las eléctricas tradicionales creen que las medidas de REE van demasiado rápido y que podrían provocar averías si se aplican sin preparación. Piden más tiempo, flexibilidad y márgenes de tensión más amplios, como ya se hace en otros países europeos. REE, en cambio, advierte que sin esos cambios corremos el riesgo de nuevos apagones y que parte del problema ha sido el incumplimiento de las reglas actuales por algunas centrales. Entre ambos extremos, la CNMC intenta mantener el equilibrio: ni forzar un salto técnico sin base, ni demorar la modernización de un sistema cada vez más frágil.

Lecciones aprendidas:

El control de tensión del PO 7.4 no es un simple trámite: es el nuevo latido de la red eléctrica española. Aplazarlo puede parecer sensato, pero también supone seguir operando con un sistema que pierde eficiencia cada día. El desafío es encontrar ese punto medio entre seguridad, coste y evolución tecnológica. Porque al final, la electricidad —como la vida— necesita equilibrio para fluir.

Y justo esta semana, el RD 917/2025, publicado en el BOE, da un primer paso firme:

Control y telemedida obligatorios a partir de 5 MW.

Todas las instalaciones que superen ese umbral deberán enviar datos en tiempo real (potencia, tensión, frecuencia, estado), reforzando la interoperabilidad y la ciberseguridad del sistema.

Un primer paso para chequear dinámicamente el estado de la red y disponer de datos mas fiables on-line para aplicar medidas.