- CNMC modifica procedimientos de operación del sistema eléctrico para que más instalaciones renovables y de almacenamiento participen en el servicio de control de gestión.
- Para ello, la CNMC introduce nuevas modalidades de prestación e incentivos económicos,
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La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) oficializa la aprobación de una modificación de los procedimientos de operación eléctricos PO 7.4 y PO 14.4 (DCOOR/DE/006/26) a fin de ofrecer una prestación más dinámica del servicio de control de tensión e incentivar la participación de las instalaciones renovables.
La aprobación forma parte de una nueva fase en la adaptación del marco regulatorio del control de tensión iniciada en 2025, en un contexto caracterizado por una elevada penetración de generación renovable basada en electrónica de potencia, además de por la necesidad de contar con recursos adicionales para una gestión más eficiente de la tensión. Vamos con las principales novedades que se introducen en la resolución.
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Nueva modalidad de prestación con consigna fija
Una de las novedades que se incorpora es la modalidad de prestación básica basada en el seguimiento de consignas fijas de tensión o de potencia reactiva. De este modo, se permitirá que determinadas instalaciones que no disponen de los sistemas de comunicación necesarios para recibir consignas variables en tiempo real puedan contribuir de forma más activa al control de tensión del sistema. Así, podrán acogerse instalaciones de generación y almacenamiento con potencia igual o superior a 1 MW, tanto conectadas a la red de transporte como a la de distribución.
Con todo ello, el objetivo pretende facilitar la transición desde el actual control mediante factor de potencia hacia esquemas más avanzados de regulación de tensión.
Revisión y mejora de los incentivos económicos
Otra de las novedades es la revisión del esquema retributivo del servicio para incentivar la participación de las instalaciones capaces de proporcionar el control dinámico de tensión. Cabe destacar que también se establece una retribución específica para las horas en las que las instalaciones prestan el servicio sin producir energía activa, compensando así los costes que soportan para suministrar potencia reactiva.
Por otro lado, la CNMC incorpora una compensación ligada a la potencia instalada para cubrir costes de adaptación tecnológica y costes asociados a peajes y cargos necesarios para la prestación del servicio en ausencia de recurso primario.
En general, estas medidas pretenden acelerar la habilitación de nuevas instalaciones y aumentar la disponibilidad de recursos capaces de contribuir a la estabilidad del sistema.
Incrementar la visibilidad de las necesidades del sistema
Desde la CNMC, consideran necesario incrementar la visibilidad sobre las necesidades futuras de control de tensión. Por ello, requiere que el operador del sistema (Red Eléctrica) elabore y publique información periódica acerca de las necesidades zonales de control de tensión, los recursos disponibles y previstos y las soluciones más adecuadas para cubrir esas necesidades.
Financiación del coste del servicio de control de tensión
En lo que respecta al coste de servicio de control de tensión, los comercializadores han realizado alegaciones en las que se plantea que el coste habría de ser financiado a través de un precio regulado incluido en peajes y cargos, y no como un componente del coste de adquisición de la energía en el mercado. También reclaman que este enfoque se extienda a la financiación de las restricciones técnicas de la operación del sistema.
Actualmente, estos costes son trasladados por los comercializadores al consumidor en forma de estimación en el precio fijo de los contratos o repercutiendo directamente en factura el resultado del proceso de restricciones técnicas (contratos indexados). En los contratos a precio fijo, los comercializadores hacen hincapié en la dificultad de estimar los costes con un horizonte anual, lo que les expone al riesgo de asumir incrementos no previstos.
La resolución señala sobre este aspecto que el establecimiento de un precio regulado para recuperar el coste de las restricciones técnicas podría dar estabilidad y previsibilidad a los comercializores. Sin embargo, no podría eliminar la incertidumbre económica subyacente, sino que la trasladaría de los comercializadores a los consumidores. Si se estableciera un precio regulado, se debería revisar con la frecuencia necesaria para evitar la aparición de déficits o superávits derivados de la evolución real de la operación del sistema.
Con todo ello, el consumidor con contrato a precio fijo pasaría de tener un precio asegurado durante un año a estar expuesto a la volatilidad consecuente de estas revisiones, perdiendo la estabilidad que el comercializador actualmente ofrece a través de un precio fijo.
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