MADRID (EP). La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha aprobado una modificación de los procedimientos de operación eléctricos PO 7.4 y PO 14.4., con el objetivo de fomentar una prestación más dinámica del servicio de control de tensión e incentivar la participación de las instalaciones renovables.
Según informó el regulador en un comunicado, se trata de nueva fase en la adaptación del marco regulatorio del control de tensión iniciada en 2025, a raíz del cero eléctrico en el sistema eléctrico peninsular del 28 de abril de ese año, "en un contexto caracterizado por una elevada penetración de generación renovable basada en electrónica de potencia y por la necesidad de disponer de recursos adicionales para gestionar la tensión de forma más eficiente".
En concreto, en su resolución, la CNMC incorpora novedades como una nueva modalidad de prestación básica basada en el seguimiento de consignas fijas de tensión o potencia reactiva, que 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.
A ella, podrán acogerse instalaciones de generación y almacenamiento con potencial igual o superior a 1 megavatio (MW), tanto conectadas a la red de transporte como a la de distribución.
El organismo presidido por Cani Fernández indicó que la medida pretende facilitar la transición desde el actual control mediante factor de potencia hacia esquemas más avanzados de regulación de tensión.
También se revisa el esquema retributivo del servicio para incentivar la participación de las instalaciones capaces de proporcionar control dinámico de tensión, incrementándose la retribución asociada al servicio voluntario de seguimiento de consignas en tiempo real.
A este respecto, 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.
Igualmente, se introduce una compensación ligada a la potencia instalada para cubrir costes de adaptación tecnológica y costes asociados a peajes y cargos necesarios para prestar el servicio en ausencia de recurso primario.
La CNMC indicó que estas medidas buscan acelerar la habilitación de nuevas instalaciones y aumentar la disponibilidad de recursos capaces de contribuir a la estabilidad de la tensión.
Impacto económico de unos 214 millones
En su resolución, el organismo estima un impacto económico orientativo para el nuevo marco regulatorio, bajo la hipótesis de que unos 70 gigavatios (GW) de instalaciones síncronas y de electrónica de potencia se habiliten en tiempo real.
En concreto, señala que el coste variable anual podría rondar los 145 millones de euros, a los que se sumarían unos 69 millones por la retribución fija por potencia.
Incrementar la visibilidad de las necesidades futuras
Por otra parte, el regulador también destacó la necesidad de incrementar la visibilidad sobre las necesidades futuras de control de tensión, por lo que requiere al operador del sistema (Red Eléctrica) que elabore y publique información periódica sobre las necesidades zonales de control de tensión, los recursos disponibles y previstos y las soluciones más adecuadas para cubrir esas necesidades.
En relación con el coste del servicio de control de tensión, el regulador señaló que ha recibido alegaciones de los comercializadores en las que se plantea que dicho coste debería financiarse mediante un precio regulado incluido en peajes y cargos, y no como un componente del coste de adquisición de la energía en el mercado.
Asimismo, en un ámbito más amplio, solicitan que este enfoque se extienda también a la financiación de las restricciones técnicas de la operación del sistema.
Actualmente, los comercializadores trasladan estos costes al consumidor, bien incorporando una estimación en el precio fijo de sus contratos, bien repercutiendo directamente en factura el resultado del proceso de restricciones técnicas (contratos indexados).
En los contratos a precio fijo, los comercializadores señalan la dificultad de estimar estos costes con un horizonte anual, lo que les expone al riesgo de asumir incrementos no previstos.
Sobre esta cuestión, la CNMC señala en su resolución que el establecimiento de un precio regulado para recuperar el coste de las restricciones técnicas podría aportar estabilidad y previsibilidad a los comercializadores.
No obstante, advierte de que no eliminaría la incertidumbre económica subyacente, sino que la trasladaría de los comercializadores a los consumidores.
Por ello, en caso de establecerse un precio regulado, subraya que este debería revisarse con la frecuencia necesaria para evitar la aparición de déficits o superávits derivados de la evolución real de la operación del sistema.
En consecuencia, la CNMC advierte de que el consumidor con contrato a precio fijo pasaría de tener un precio asegurado durante un año a estar expuesto a las variaciones derivadas de estas revisiones, perdiendo la estabilidad que actualmente le ofrece el comercializador a través de un precio fijo y sin disponer, además, de capacidad para gestionar ese riesgo.
No obstante, apunta que esa estabilidad puede implicar una prima de riesgo que se refleje en un mayor precio de los contratos, el consumidor ya puede elegir si asume o no dicha prima de riesgo, contratando productos indexados.
Asimismo, dado que los contratos vigentes ya incorporan actualmente la reciente evolución del coste de las restricciones técnicas -incluidos los incrementos registrados durante el último año-, cree que la introducción de un precio regulado debería abordarse con cautela. "En particular, sería necesario garantizar que los precios de los contratos ya formalizados se incrementen por la incorporación de un nuevo término regulado sin una reducción equivalente del componente de energía implícito en dichos contratos", afirma.
Análisis detallado de una transición a un precio regulado
Por todo ello, se estima que la eventual transición hacia un precio regulado exige un análisis detallado de su correcta implementación operativa, con el fin de garantizar que aporte una ventaja clara para el consumidor.
Por el contrario, se consideran más prioritarias para el consumidor otras actuaciones, como continuar trabajando en la reducción de los costes de las restricciones técnicas y revisar el mecanismo de imputación entre la demanda.
En relación con la primera cuestión -la reducción de los costes de las restricciones técnicas-, cabe destacar que esta resolución tiene precisamente por objeto incentivar que las instalaciones renovables presten el servicio de control de tensión, con el fin de reducir la programación de restricciones técnicas mediante ciclos combinados.
Asimismo, se prevé continuar los trabajos regulatorios mediante una revisión más amplia del PO 7.4, orientada a seguir mejorando la eficiencia del servicio. En este marco, se han iniciado nuevos trabajos para profundizar en la problemática asociada al control de tensión en las infraestructuras de evacuación compartidas y en los nudos frontera transporte-distribución, con la participación del operador del sistema, generadores, distribuidores.
Proyecto piloto
También se está analizando la propuesta conjunta del operador del sistema y de los distribuidores relativa a un posible proyecto piloto de control de tensión, con el objetivo de fomentar una participación más dinámica de la demanda en la prestación de este servicio.
En cuanto a la forma de imputación del coste-, la CNMC considera igualmente necesario iniciar un análisis sobre si el actual mecanismo de financiación de las restricciones técnicas ofrece señales adecuadas al consumidor.
