La red eléctrica española está en plena transformación y la estabilidad de la tensión se ha convertido en uno de los servicios más críticos. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha lanzado una propuesta que promete cambiar las reglas: duplicar la retribución que reciben las renovables y las baterías por mantener la tensión bajo control. 2 euros por MVAr hora frente al euro que servía hasta ahora como referencia. Es un salto que pocos esperaban tan pronto, y que puede acelerar la participación de parques solares, eólicos y sistemas de almacenamiento en un servicio esencial que, hasta la fecha, apenas compensaba el esfuerzo técnico.
Nuevo esquema retributivo: el doble por energía reactiva y pagos por potencia disponible
La reforma, que modifica los procedimientos de operación 7.4 y 14.4, introduce dos cambios sustanciales. Por un lado, eleva la compensación por la energía reactiva que las instalaciones entregan cuando siguen consignas del operador del sistema, Red Eléctrica. En las horas con producción neta positiva, esa retribución será de 2 euros por MVAr hora, el doble del valor que hasta ahora se aplicaba como referencia en las liquidaciones. Pero la novedad más relevante se da en las horas con producción nula o negativa, un escenario que afecta especialmente a las baterías y a algunos parques renovables cuando no hay recurso primario. En esos periodos, la compensación se indexará al precio medio del mercado diario y arrancará de un término fijo superior.
Además, la propuesta crea un pago adicional por potencia reactiva instalada disponible. Las plantas que sigan consignas en tiempo real podrán percibir 2,7 euros por megavatio y día, mientras que las que se acojan solo a consignas fijas recibirán 0,7 euros por megavatio y día. No es una diferencia menor: casi cuadruplica el ingreso para quienes estén dispuestos a operar con mayor flexibilidad. Con estos nuevos valores, la CNMC aspira a que las tecnologías renovables y de almacenamiento dejen de ser meros espectadores en el control de la tensión y se conviertan en actores imprescindibles para la estabilidad del sistema.
Para rematar el esquema, el regulador abre la posibilidad de que aparezcan mercados zonales de capacidad reactiva adicional. Así, Red Eléctrica podrá contratar recursos concretos en aquellas áreas con necesidades específicas de soporte de tensión, remunerando en función de las ofertas que presenten las instalaciones. Es una capa más de flexibilidad, pensada para un sistema cada vez más descentralizado y con más electrónica de potencia.
¿Por qué ahora? La necesidad de estabilidad en un sistema lleno de renovables
La respuesta es técnica y tiene que ver con la naturaleza misma de las fuentes que dominan el mix. Solar fotovoltaica, eólica y baterías se conectan a la red mediante convertidores electrónicos que, a diferencia de los antiguos grupos síncronos de las térmicas, no aportan inercia ni regulan la tensión de forma natural. Hace apenas un año, un incidente recordó a todo el sector lo frágil que puede ser una red con poca capacidad de control reactivo. La CNMC sabe que, sin incentivos económicos reales, los propietarios de parques no tienen motivos para invertir en los equipos y en las configuraciones necesarias para seguir consignas de tensión en tiempo real.
La propuesta no es un brindis al sol. Amplía el ámbito de participación a instalaciones de almacenamiento, plantas híbridas y generación asociada al autoconsumo con más de 5 megavatios, y fija requisitos de respuesta y tiempos de establecimiento para quienes operen con consignas fijas. Es una maniobra que busca repartir la responsabilidad de la estabilidad entre muchos actores, en lugar de concentrarla en las pocas centrales convencionales que aún quedan. Y eso, en plena cuenta atrás para el cierre del parque térmico, es estratégico.
Las quejas del sector renovable llevaban tiempo sobre la mesa. El famoso “euro/MVAr” se consideraba insuficiente incluso para cubrir los costes de mantenimiento adicional. Ahora, con 2 euros por MVAr hora y pagos por disponibilidad, las cuentas empiezan a salir.
Análisis: un incentivo que cambia el equilibrio del sistema eléctrico, pero que necesitará seguimiento fino
Visto con perspectiva, el movimiento de la CNMC es un paso lógico dentro de la evolución regulatoria que acompaña la transición energética. Durante años, la discusión se ha centrado en la energía activa (los megavatios hora producidos) y en cómo remunerar la capacidad de generación. La potencia reactiva, en cambio, había quedado en un segundo plano, como un servicio casi residual que las térmicas y las hidráulicas prestaban sin gran reconocimiento económico. Pero en un sistema donde el 50% de la generación anual ya es renovable, ese servicio se ha vuelto crítico, y no se puede seguir dando por sentado.
Sin embargo, la propuesta no está exenta de riesgos. La introducción de mercados zonales de capacidad reactiva, aunque necesaria, añade capas de complejidad a la operación del sistema. Dependerá de cómo Red Eléctrica diseñe esas subastas y de cómo se eviten posibles comportamientos estratégicos por parte de los participantes. Además, la remuneración indexada al precio del mercado diario en horas de producción nula o negativa puede crear incentivos difíciles de predecir en un entorno en en el que los precios horarios son cada vez más volátiles. El balance entre atraer inversión y no disparar los costes del sistema va a ser delicado.
Desde esta redacción creemos que la reforma acierta al duplicar la señal económica y al incorporar a los actores que más van a crecer en los próximos años. El almacenamiento, en particular, tiene ahora una ventana clara para monetizar su capacidad de respuesta rápida, algo que muchos proyectos ya contemplaban pero que carecía del soporte regulatorio firme. Ahora bien, el verdadero test llegará cuando las primeras instalaciones empiecen a seguir consignas en tiempo real y se compruebe si la respuesta técnica cumple con los tiempos y la precisión que exige el operador del sistema. La CNMC ha puesto las cifras; Red Eléctrica tendrá que validar la realidad operativa.
Un último apunte: la reforma llega en un momento en que la Comisión Europea presiona para que los Estados miembros desarrollen mecanismos de flexibilidad y de servicios auxiliares no basados en combustibles fósiles. España, con esta propuesta, se alinea con esa tendencia y puede exportar un modelo que otros países con alta penetración renovable están empezando a estudiar. El primer semestre de 2027 podría ser el horizonte en el que veamos los primeros resultados medibles, si la tramitación no se alarga en exceso. Hasta entonces, habrá que observar si las señales de precio son suficientes para que los inversores den el paso.
