La CNMC encarga a Red Eléctrica revisar quién paga el elevado coste de estabilizar la red

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia ha abierto una revisión del mecanismo mediante el que se distribuye entre los consumidores el coste de las actuaciones necesarias para mantener estable y seguro el sistema eléctrico. El organismo ha encargado a Red Eléctrica que analice si el modelo actual de financiación de las restricciones técnicas refleja adecuadamente los costes, proporciona señales correctas a los usuarios y reparte el esfuerzo económico de manera coherente con las necesidades reales de la red.

El encargo figura en el último informe de seguimiento del control de tensión elaborado por la CNMC, correspondiente al segundo trimestre de 2026 y con un avance de la situación hasta septiembre. El documento confirma que algunas de las medidas adoptadas después del apagón han reducido determinadas intervenciones extraordinarias, pero advierte de que el coste global de las restricciones técnicas continúa siendo elevado.

Las restricciones técnicas son actuaciones ordenadas por Red Eléctrica después del mercado eléctrico para modificar la producción o el consumo inicialmente programados cuando el resultado económico del mercado no garantiza por sí solo la seguridad de la red. El operador puede ordenar que determinadas centrales aumenten o reduzcan su generación, mantener disponibles instalaciones gestionables o solicitar cambios a consumidores y sistemas de almacenamiento. Su finalidad es resolver congestiones, conservar reservas suficientes, controlar la tensión y evitar desequilibrios capaces de comprometer el suministro.

Estos costes forman parte de los servicios de ajuste, aunque no deben confundirse con su totalidad. Tampoco toda la factura corresponde a la denominada operación reforzada, el conjunto de medidas excepcionales aplicado para aumentar los márgenes de seguridad del sistema. Según los datos remitidos por Red Eléctrica, el coste de esa operación reforzada descendió desde 516 millones de euros entre mayo y diciembre de 2025 hasta 275 millones entre enero y septiembre de 2026. La CNMC calcula que, en términos mensuales, la reducción se acerca al 53%.

Desviaciones imprevistas de la producción renovable

La disminución no significa, sin embargo, que se haya normalizado el conjunto de los costes de estabilización. El regulador señala que han aumentado las restricciones motivadas por otros problemas. Las desviaciones imprevistas de la producción renovable obligan a disponer de reserva capaz de incrementar rápidamente la generación, mientras que la concentración geográfica de parques eólicos y fotovoltaicos eleva los flujos por determinadas líneas y exige redespachos de generación para evitar sobrecargas o incumplimientos de los criterios de seguridad.

Red Eléctrica también ha comunicado un aumento de las intervenciones asociadas al bajo amortiguamiento del sistema y a episodios de grandes desequilibrios entre generación y demanda. A ello se añade la dependencia de centrales de gas para prestar algunos de los servicios necesarios, por lo que el coste final está condicionado tanto por las necesidades técnicas de la red como por la evolución del combustible en los mercados internacionales.

El informe identifica además una deficiencia relevante en las infraestructuras compartidas de evacuación. La CNMC ha estudiado 207 nudos de la red de transporte conectados a redes mancomunadas, utilizadas por varias instalaciones para llevar su electricidad hasta un mismo punto. Entre enero y junio, de 94 a 117 nudos superaron cada mes el umbral de 1.000 MVArh de energía reactiva generada o absorbida en sentido contrario al requerido por la red.

Agravar el problema

La proporción osciló entre el 45% de junio y el 57% de abril. En enero alcanzó el 54%; en febrero, el 49%; en marzo, el 55%, y en mayo, el 53%. Aunque la CNMC advierte de que los datos todavía son provisionales, el resultado muestra que una parte considerable de estas infraestructuras no está ayudando a corregir la tensión y, en determinados momentos, puede agravar el problema que Red Eléctrica necesita resolver.

La energía reactiva no proporciona directamente trabajo útil al consumidor, pero resulta imprescindible para mantener los niveles de tensión dentro de los márgenes adecuados. Una gestión incorrecta puede obligar a movilizar más generación, conectar equipos de compensación o efectuar nuevos redespachos. El problema, por tanto, no reside únicamente en cuánta energía produce el sistema, sino en dónde se genera, cómo circula y qué capacidad tienen las instalaciones para seguir en tiempo real las consignas del operador.

La CNMC ha creado grupos de trabajo con Red Eléctrica, las distribuidoras y los titulares de las líneas compartidas para localizar los nudos con mayor incidencia y preparar proyectos demostrativos. También ha solicitado al operador un plan integral que determine qué recursos de control de tensión deberán incorporarse a la red de transporte y cuáles pueden aportar los distribuidores, los generadores, las baterías y la propia demanda.

El regulador aprecia algunos avances. Durante los tres últimos meses analizados aumentó en 5 GW la potencia renovable habilitada para seguir consignas de tensión en tiempo real. Esta modalidad permite que las instalaciones abandonen el control basado únicamente en un factor de potencia predeterminado y respondan de forma dinámica a las necesidades del sistema.

Nueva remuneración a partir de noviembre

La nueva remuneración de este servicio comenzará a aplicarse el 1 de noviembre, mientras que la modalidad de consigna fija está prevista para marzo de 2027. Esta última permitirá participar a instalaciones de generación y almacenamiento de al menos 1 MW que puedan mantener una orden fija de tensión o potencia reactiva, aunque todavía no dispongan de las comunicaciones necesarias para responder a consignas variables en tiempo real.

El segundo frente abierto por la CNMC es económico. Las comercializadoras vienen reclamando que los servicios de ajuste se transformen en una partida regulada, estable y predecible vinculada a las redes. El regulador no ha aceptado por ahora esa solución y advierte de que fijar anticipadamente un precio podría no reflejar la evolución efectiva de los costes. También podría impedir que los consumidores se beneficiaran de futuras reducciones derivadas de la incorporación de renovables, baterías y demanda flexible al control de la red.

La petición remitida a Red Eléctrica el 27 de julio deberá servir para estudiar tanto la cuantía como la distribución temporal de estos costes entre diferentes perfiles de consumo y preparar, en su caso, una modificación normativa. Todavía no existe una decisión sobre si deberán trasladarse a los peajes, mantenerse como un componente variable de los servicios de ajuste o repartirse de otra forma entre los usuarios.

La cuestión de fondo será determinar hasta qué punto todos los consumidores deben financiar por igual actuaciones provocadas por desequilibrios territoriales, instalaciones que no siguen adecuadamente las necesidades de tensión o demandas que concentran su consumo en determinados momentos. La respuesta condicionará la factura eléctrica, pero también las señales económicas para invertir en almacenamiento, compensación de reactiva, electrónica de potencia, redes y capacidad flexible. El informe de la CNMC demuestra que estabilizar el sistema sigue teniendo un coste elevado; ahora queda por decidir quién debe asumirlo y qué inversiones permitirían reducirlo.