La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha aprobado una modificación de los procedimientos de operación PO 7.4 y PO 14.4 con el objetivo de impulsar una prestación más dinámica del servicio de control de tensión y fomentar la participación de las instalaciones renovables en uno de los servicios esenciales para la operación del sistema eléctrico.

La resolución constituye una nueva fase de la adaptación del marco regulatorio iniciada en 2025, en un contexto marcado por el aumento de la generación basada en electrónica de potencia y tras el apagón registrado en el sistema eléctrico peninsular el 28 de abril de 2025, que reforzó la necesidad de dotar al sistema de más recursos capaces de mantener la estabilidad de la red en un escenario de elevada penetración renovable.

El control de tensión es el servicio encargado de mantener el voltaje dentro de los niveles adecuados para garantizar la seguridad y la calidad del suministro eléctrico. Tradicionalmente, esta función ha recaído principalmente en centrales síncronas, pero la creciente incorporación de parques solares, eólicos y sistemas de almacenamiento está impulsando una transformación del modelo para que estas tecnologías también puedan aportar servicios de operación al sistema.

Nuevas modalidades e incentivos económicos

Entre las principales novedades, la CNMC incorpora una nueva modalidad de prestación basada en consignas fijas de tensión o potencia reactiva, dirigida a instalaciones que pueden mantener un valor estable, aunque no dispongan de sistemas de comunicación para recibir consignas variables en tiempo real. Esta modalidad estará disponible para instalaciones de generación y almacenamiento de al menos 1 MW, tanto conectadas a la red de transporte como a la de distribución, e incluye a las instalaciones de autoconsumo con excedentes.

La resolución también revisa el esquema económico del servicio para incentivar una mayor participación de las tecnologías renovables. La retribución por el servicio voluntario de seguimiento de consignas en tiempo real pasa de 1 a 2 €/Mvarh durante las horas de producción y, por primera vez, se establece una compensación específica para las horas en las que las instalaciones no generan energía activa, pero deben consumir electricidad de la red para suministrar potencia reactiva.

Además, se incorpora un pago fijo por potencia instalada de 0,7 €/MW al día para la modalidad de consigna fija y de 2,7 €/MW al día para las instalaciones que prestan el servicio mediante consignas en tiempo real. Este último incluye una compensación destinada a cubrir parte de las inversiones necesarias para adaptar los sistemas de control y comunicación de las plantas.

Menor dependencia de los ciclos combinados

La CNMC señala que el nuevo marco busca acelerar la incorporación de instalaciones renovables capaces de prestar control dinámico de tensión y aprovechar mejor los recursos ya disponibles en el sistema. El regulador considera que una mayor participación de estas tecnologías permitirá reducir la necesidad de programar centrales de ciclo combinado exclusivamente para mantener la tensión de la red, contribuyendo así a disminuir el coste de las restricciones técnicas del sistema eléctrico.

Como parte de la reforma, Red Eléctrica, en su condición de operador del sistema, deberá remitir informes mensuales a la CNMC sobre la evolución del servicio, incluyendo el número de instalaciones habilitadas, la potencia disponible, el grado de cumplimiento, el impacto económico y la evolución de las necesidades de control de tensión. Asimismo, deberá elaborar y publicar un informe integral sobre las necesidades de este servicio antes de la planificación de la red correspondiente al periodo 2025-2030, que se actualizará trimestralmente.

Los cambios entrarán en vigor de forma escalonada. La nueva retribución para el seguimiento de consignas en tiempo real deberá implantarse en un plazo máximo de seis meses, mientras que la validación y liquidación de la nueva modalidad de consigna fija dispondrá de un plazo máximo de ocho meses.