La CNMC reforma el control de tensión para que baterías, renovables e industria cobren por la potencia reactiva
El regulador español ha aprobado cambios en los procedimientos de operación para que baterías, plantas renovables, híbridos e industria puedan cobrar por aportar potencia reactiva al sistema. La reforma, que también amplía la remuneración por seguimiento de consignas en tiempo real, reconoce un valor que hasta ahora apenas se retribuía: mantener la tensión de la red en un contexto de fuerte penetración solar y eólica.
Qué cambia con la reforma de la CNMC
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha aprobado modificar 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, según publica El Periódico de la Energía.
La reforma introduce una modalidad de consigna fija que permite participar a instalaciones de generación y almacenamiento con potencia igual o superior a 1 MW, incluso si no disponen todavía de sistemas de comunicación para recibir instrucciones en tiempo real. Además, incrementa la remuneración del seguimiento de consignas en tiempo real y reconoce las horas en las que una instalación aporta potencia reactiva sin producir energía activa.
El cambio abre así una vía de ingresos para activos que hasta ahora se valoraban casi exclusivamente por la energía que producen, consumen o almacenan, y no por los servicios complementarios que pueden prestar a la red.
Por qué la potencia reactiva gana valor con las renovables
La electricidad que circula por la red incluye dos componentes: la potencia activa, que abastece el consumo y realiza trabajo útil, y la potencia reactiva, que contribuye al control de tensión y resulta imprescindible para que la red funcione de forma segura. Una instalación puede producir pocos megavatios hora y, al mismo tiempo, prestar un servicio valioso mediante la generación o la absorción de energía reactiva.
Esa capacidad gana peso en un sistema con elevada producción renovable, porque la generación solar y eólica se concentra en determinadas horas y zonas, mientras la demanda y las redes siguen perfiles diferentes. La red europea de gestores de redes de transporte (ENTSO-E) considera que la estabilidad de un sistema con presencia creciente de recursos basados en inversores constituye una prioridad y reclama mayor capacidad para detectar y controlar estas desviaciones.
El informe final de ENTSO-E sobre el incidente eléctrico del 28 de abril de 2025 confirmó esta lectura: identificó deficiencias en el control de tensión entre los factores del suceso y recomendó reforzar la supervisión y la coordinación regulatoria.
Quién puede aprovechar el nuevo marco
Las plantas fotovoltaicas y eólicas pueden utilizar sus inversores para participar en el control de tensión si cumplen los requisitos técnicos. Las baterías pueden combinar el arbitraje de precios y la participación en los servicios de ajuste con la aportación de potencia reactiva, mientras que las instalaciones híbridas coordinan varios recursos desde un mismo punto de conexión.
La industria también puede asumir un papel activo. La CNMC mantiene hasta 2027 un proyecto piloto en el que grandes consumidores controlan la tensión mediante la absorción de energía reactiva, a cambio de retribución variable y exenciones en los peajes, y ha impulsado un nuevo proyecto con consumidores y distribuidores. Una fábrica, un centro de datos o un electrolizador pueden aportar flexibilidad si sus procesos lo permiten y la regulación mantiene la neutralidad tecnológica.
El valor de un activo eléctrico ya no depende solo de la energía que produce, consume o almacena, sino también de su capacidad para responder a las necesidades de la red, señala el análisis de AleaSoft Energy Forecasting.
Nuevas variables de inversión y necesidades zonales
Una mayor participación renovable en el control de tensión puede reducir la necesidad de programar ciclos combinados por restricciones técnicas, aunque la generación gestionable seguirá siendo necesaria, ya que ningún recurso cubre por sí solo las necesidades de frecuencia, tensión, inercia y recuperación.
Las necesidades de potencia reactiva dependen de cada zona de la red, por lo que la CNMC ha pedido a Red Eléctrica que publique información periódica sobre las necesidades zonales. Los promotores deberán además anticipar la producción renovable, la demanda y los precios de los mercados eléctricos, porque una batería o una planta híbrida no puede optimizar cada mercado y servicio de forma aislada.
En este contexto, la consultora AleaSoft Energy Forecasting, a través de su división AleaStorage, ayuda a promotores y operadores a valorar estas nuevas fuentes de ingresos: estima los ingresos de baterías stand-alone e híbridas en mercados de energía y servicios de ajuste, analiza proyectos de hibridación con fotovoltaica y eólica para maximizar ingresos y reducir riesgos, y modela escenarios de precios y volatilidad a largo plazo para anticipar el valor de la potencia reactiva en cada nudo de la red.
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