Mejorar los incentivos económicos, entre las razones de la CNMC para que las renovables participen en el control de tensión

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia ha aprobado una modificación de los procedimientos de operación eléctricos PO 7.4 y PO 14.4 para “fomentar una prestación más dinámica del servicio de control de tensión e incentivar la participación de las instalaciones renovables”.  De este modo quiere contribuir a reducir el coste de la operación del sistema que hoy se realiza con ciclos combinados.

Que las renovables participen en el control de tensión es un objetivo perseguido repetidamente desde que tuviera lugar el cero energético del 28 de abril de 2025. Ahora Competencia justifica la aprobación de esta modificación como 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 y por la necesidad de disponer de recursos adicionales para gestionar la tensión de forma más eficiente”. El sector renovable lo lleva reivindicando más de un año, pero también que se mejoren los incentivos económicos ofrecidos a las propias instalaciones renovables para llevarlo a cabo.

La resolución que ahora aprueba la CNMC para modificar los procedimientos PO 7.4 y PO 14.4 establece una serie de novedades, entre las que se encuentra es mejora de la retribución, pero también otras relacionadas con la transparencia o la financiación de las restricciones técnicas. Son las siguientes:

• Nueva modalidad de prestación con consigna fija

Competencia incorpora una nueva modalidad de prestación básica basada en el seguimiento de consignas fijas de tensión o potencia reactiva. 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. 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. El objetivo es facilitar la transición desde el actual control mediante factor de potencia hacia esquemas más avanzados de regulación de tensión.

• Mejora de los incentivos económicos

Revisa el esquema retributivo del servicio para incentivar la participación de las instalaciones capaces de proporcionar control dinámico de tensión.

• Se incrementa la retribución asociada al servicio voluntario de seguimiento de consignas en tiempo real.
• 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.
• 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.

El objetivo es acelerar la habilitación de nuevas instalaciones y aumentar la disponibilidad de recursos capaces de contribuir a la estabilidad de la tensión.

• Más transparencia sobre las necesidades del sistema

La CNMC considera necesario incrementar la visibilidad sobre las necesidades futuras de control de tensión. Por ello, requiere a Red Eléctrica, como operador del sistema, 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.

• Financiación de las restricciones técnicas

Competencia señala que, respecto al coste de este servicio de control de tensión, los comercializadores han alegado que 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. También solicitan que este enfoque se extienda igualmente a la financiación de las restricciones técnicas de la operación del sistema. En la actualidad, 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.

La resolución de la CNMC señala 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, no eliminaría la incertidumbre económica subyacente, sino que la trasladaría de los comercializadores a los consumidores. En caso de establecerse un precio regulado, 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, 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.

También señala que como los contratos vigentes ya incorporan la reciente evolución del coste de las restricciones técnicas, 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. Por todo ello, la CNMC considera 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, considera 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.