El coste de la operación reforzada cae un 53% en nueve meses, pero la CNMC alerta de que las restricciones técnicas siguen siendo caras

Una caída ligada al control de tensión y a los ciclos combinados

La CNMC atribuye parte de la reducción de las restricciones técnicas asociadas al control de tensión a la mayor programación de centrales de ciclo combinado en el mercado diario durante los últimos meses y a las medidas adoptadas para mejorar la estabilidad de la red. La evolución futura de estos costes dependerá, advierte el regulador, de factores como la creciente penetración de las renovables, la disponibilidad de recursos de flexibilidad y la evolución del precio internacional del gas.

Esta evolución se produce en un contexto de transformación de los mecanismos de control de tensión, esenciales para garantizar la estabilidad y la seguridad de la red. La creciente penetración de las renovables plantea nuevos retos operativos y exige incorporar más recursos de flexibilidad que permitan integrar su producción sin comprometer el funcionamiento del sistema.

La reforma del servicio de control de tensión amplía la participación

Una de las principales líneas de actuación para contener estos costes es la reforma del servicio de control de tensión, aprobada por la CNMC en junio de 2025 y modificada de nuevo en junio de 2026. Los cambios buscan ampliar el número de instalaciones capaces de contribuir a la estabilidad eléctrica y facilitar una respuesta más dinámica a las necesidades de la red.

Entre las novedades figura una modalidad de prestación mediante consignas fijas de tensión o de potencia reactiva, dirigida a instalaciones de generación y almacenamiento de al menos 1 MW que todavía no dispongan de comunicaciones para seguir consignas variables en tiempo real. Esta opción amplía las posibilidades de participación de instalaciones conectadas tanto a las redes de transporte como a las de distribución.

La reforma también contempla mejorar la retribución de las instalaciones que prestan voluntariamente el servicio mediante consignas en tiempo real, especialmente cuando no están produciendo energía activa, e introducir una remuneración específica para la modalidad de consigna fija. Según el calendario recogido en el informe, la nueva retribución del servicio en tiempo real está prevista para el próximo 1 de noviembre de 2026, mientras que la correspondiente a las consignas fijas comenzará a aplicarse en marzo de 2027.

Más renovables habilitadas y un plan integral de Red Eléctrica

La CNMC ya detecta avances en la incorporación de recursos al servicio. La potencia de las instalaciones renovables habilitadas para seguir consignas en tiempo real ha aumentado en 5 GW durante los tres meses anteriores a la elaboración del informe, a medida que parte de estas instalaciones ha pasado de la modalidad básica basada en el factor de potencia a la prestación mediante consignas en tiempo real.

Con estos cambios, el regulador pretende reforzar la seguridad del sistema eléctrico y reducir el coste de los servicios de ajuste para los consumidores. Para avanzar en esa dirección, también ha solicitado a Red Eléctrica que analice las necesidades de control de tensión y los recursos disponibles de cara a la planificación de la red de transporte para el periodo 2025-2030, y que elabore un plan integral de actuación.

El debate sobre la financiación de las restricciones técnicas sigue abierto

La reducción del gasto no ha cerrado el debate sobre cómo se financian las restricciones técnicas ni sobre la distribución de sus costes entre los consumidores y los distintos periodos temporales. El 27 de julio de 2026, la CNMC solicitó a Red Eléctrica que analizara si el mecanismo vigente ofrece señales adecuadas a la demanda y refleja correctamente los costes asociados a la operación del sistema.

En el sector, las comercializadoras reclaman que la financiación de los servicios de ajuste se articule mediante una partida regulada, estable y predecible, vinculada al servicio de redes. La CNMC considera, sin embargo, que una eventual transición hacia un precio regulado exige evaluar previamente su aplicación operativa y garantizar que aporte un beneficio claro al consumidor.

Además, el organismo advierte de que fijar por adelantado un precio regulado podría no anticipar adecuadamente la evolución real de los costes en un escenario marcado por la transformación del sistema eléctrico. La creciente incorporación de renovables, las necesidades adicionales de flexibilidad y las oscilaciones del precio del gas dificultan realizar las previsiones de los costes de las restricciones técnicas a medio plazo. Por ello, el regulador defiende continuar trabajando para reducirlos y mejorar la asignación de los gastos entre la demanda.

En paralelo, la CNMC ha impulsado grupos de trabajo con Red Eléctrica, los titulares de infraestructuras compartidas de evacuación y los distribuidores para abordar los problemas de control de tensión. Estos trabajos buscan identificar los puntos de la red con mayores dificultades, evaluar posibles soluciones y determinar qué recursos pueden aportar los gestores de las redes, los generadores y la demanda.