La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha aprobado el nuevo procedimiento de operación P.O.7.6 que regula el servicio de arranque autónomo del sistema eléctrico peninsular. Se trata de un paso decisivo para reforzar la seguridad de suministro ante eventos de cero eléctrico, como el sufrido en abril de 2025, y modernizar una función que hasta ahora carecía de retribución. El diseño, plasmado en la resolución DCOOR/DE/006/23, introduce un régimen retributivo específico, un sistema de penalizaciones y un proceso de asignación abierto a todas las tecnologías que deberá ser desarrollado progresivamente.
Qué cambia: el nuevo diseño del servicio de arranque autónomo
El procedimiento define los requisitos técnicos y operativos que deben cumplir las instalaciones capaces de arrancar sin alimentación externa y energizar las subestaciones cercanas, facilitando la reposición en isla del sistema. Entre las exigencias se incluye la capacidad para regular tensión, frecuencia y huecos de tensión. Además, establece pruebas iniciales y periódicas obligatorias para mantener la habilitación.
Por primera vez, la prestación del servicio de arranque autónomo se retribuye. El nuevo PO.7.6 fija un régimen retributivo específico y un método de financiación para la primera fase de implantación. Paralelamente, introduce un sistema de penalizaciones para incentivar la disponibilidad real y la correcta ejecución cuando se requiera.
La CNMC moderniza una herramienta que era obligatoria y no retribuida, clave en la recuperación del suministro tras el cero eléctrico del sistema.
En la primera fase, que se abre tras la aprobación de la nota técnica de validación, la asignación se hará a las instalaciones ya previstas en los Planes de Reposición vigentes. Estas podrán rechazar la nominación, sin carácter obligatorio. La duración general del servicio se estructura en ciclos de cinco años.
De la obligatoriedad sin retribución a un modelo competitivo por fases
Hasta ahora, el Reglamento del Sistema Eléctrico obligaba a determinadas centrales a prestar el servicio de arranque autónomo sin compensación económica. La CNMC, amparada por la Directiva 2019/944 y la Ley 3/2013, transforma esa obligación no retribuida en un servicio de no frecuencia con asignación progresivamente competitiva.
El nuevo PO.7.6 establece dos hitos claros:
- Primera fase continuista: los proveedores son los identificados en los Planes de Reposición. La participación es voluntaria; si alguna instalación rechaza la nominación, se puede activar anticipadamente la segunda fase.
- Segunda fase competitiva: todas las instalaciones que acrediten capacidad técnica y cumplan los criterios de ubicación podrán participar. La asignación se realizará mediante criterios competitivos, abriendo la puerta a nuevas tecnologías.
| Elemento | Situación anterior | Nuevo PO.7.6 |
|---|---|---|
| Carácter | Obligatorio | Voluntario (1ª fase) / Competitivo (2ª fase) |
| Remuneración | No retribuido | Régimen retributivo específico y financiación |
| Penalizaciones | No existían | Sistema de penalizaciones por incumplimiento |
| Requisitos | Genéricos | Pruebas iniciales y periódicas verificables |
Las lecciones extraídas de la reposición tras el cero eléctrico de abril de 2025 han influido directamente en el diseño. El regulador ha incorporado la necesidad de que el servicio se active con rapidez y fiabilidad incluso en escenarios de indisponibilidad de la red de transporte.
El papel del operador del sistema y los próximos plazos
La resolución encomienda a Red Eléctrica (REE), como operador del sistema, dos tareas urgentes. Primero, deberá proponer las modificaciones de los procedimientos de liquidación para incorporar la retribución del nuevo servicio. Segundo, remitir la nota técnica de validación de requisitos y protocolos de pruebas en un plazo máximo de cuatro meses desde la publicación en el BOE.
El servicio entrará en vigor una vez aprobada esa nota técnica y los procedimientos de liquidación correspondientes. El calendario efectivo dependerá de la agilidad con que REE y la propia CNMC completen esos trámites, pero el plazo de cuatro meses marca un horizonte preciso para los operadores de las centrales potencialmente adjudicatarias.
Qué pierde y qué gana cada parte
Para los grandes generadores —Endesa, Iberdrola, Naturgy o EDP— el cambio implica pasar de soportar un coste no compensado a poder recibir ingresos estables por un servicio esencial. Sin embargo, la transición hacia un esquema competitivo en la segunda fase genera incertidumbre sobre el valor futuro de la retribución y abre la puerta a nuevos entrantes con tecnologías de almacenamiento que acrediten capacidad de arranque autónomo.
Red Eléctrica gana certidumbre y un mecanismo de penalizaciones que alinea los incentivos de los proveedores con la seguridad del sistema. El consumidor podría asumir un pequeño coste en los peajes de acceso, pero a cambio se blinda la capacidad de reponer el suministro en un entorno con creciente penetración de renovables y menor inercia del sistema.
Implicaciones para el inversor y el sector en un nuevo marco regulatorio con fecha de caducidad
La aprobación del PO.7.6 se inscribe en un proceso más amplio de definición de los servicios de no frecuencia que deben desarrollarse en la próxima década. La CNMC ya anticipó en 2022 dos servicios: control de tensión y arranque autónomo. El primero sigue pendiente de un desarrollo comparable, por lo que el sector energético sabía que esta regulación llegaría, aunque sin fecha clara hasta ahora.
La referencia directa al cero eléctrico de abril de 2025 actúa como un potente recordatorio de por qué este servicio es crítico. Aquel incidente demostró las vulnerabilidades del sistema y la dependencia de unas pocas instalaciones sin incentivos adecuados para mantener la capacidad de reposición. La respuesta regulatoria, aunque tardía si se observa que el Reglamento europeo es de 2019, refuerza la seguridad jurídica y ofrece a las compañías la oportunidad de monetizar activos que antes eran un lastre.
Mirando hacia adelante, la clave para los inversores en valores energéticos estará en la velocidad con que se despliegue la segunda fase competitiva y en qué tecnologías logran clasificarse. El almacenamiento con baterías y ciertas renovables híbridas podrían presentar ventajas técnicas y de ubicación que modifiquen el mapa actual, dominado por centrales de ciclo combinado e hidráulicas. La señal de la CNMC es clara: la fiabilidad del sistema ya no es una externalidad que las eléctricas deban soportar sin contraprestación.
📊 Las Claves para el Inversor
- Qué vigilar: la publicación en el BOE y el cumplimiento del plazo de cuatro meses por parte de Red Eléctrica. Cualquier retraso alargaría la entrada de ingresos para los proveedores.
- Reacción del valor: los grandes generadores cotizados (Iberdrola, Endesa, Naturgy) interiorizarán un nuevo flujo retributivo, aunque moderado. El mercado descuenta un impacto positivo a largo plazo.
- Precedente sectorial: la definición del otro servicio de no frecuencia, el control de tensión, será el siguiente paso regulador y marcará la pauta del marco de inversión en redes y servicios auxiliares para la integración renovable.
