Las principales asociaciones de energías renovables han mostrado su disconformidad con la propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) para retribuir la participación de plantas renovables y baterías en el control de tensión de la red eléctrica, al considerar que los incentivos planteados siguen siendo insuficientes frente a los pagos que reciben actualmente las tecnologías convencionales. El debate se produce en un momento especialmente sensible para el sistema eléctrico español, tras el refuerzo regulatorio impulsado para mejorar la estabilidad de la red y evitar episodios de tensión.
La propuesta de la CNMC eleva la retribución vinculada a la aportación de potencia reactiva y contempla nuevos pagos para las instalaciones que sigan consignas de tensión en tiempo real, una función clave para garantizar la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico en un contexto de creciente penetración renovable. El regulador pretende así acelerar la incorporación de tecnologías basadas en electrónica de potencia —como la fotovoltaica, la eólica o las baterías— a unos servicios que históricamente han estado dominados por centrales síncronas como los ciclos combinados y las nucleares.
Cubrir los costes mínimos
Sin embargo, desde la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) consideran que la propuesta aún se queda corta. La patronal defiende que una retribución de 50 euros por MVArh “daría una retribución adecuada a las renovables, a la vez que se sigue rebajando significativamente el coste del servicio con ellas, y se hace de forma mucho más precisa, al estar distribuidas por todo el territorio”. La organización sostiene además a este medio que ese importe sería suficiente “durante los primeros meses hasta que haya una masa crítica”, momento en el que “será el mercado el que fijará el precio”.
La asociación recuerda que las instalaciones que actualmente participan en los servicios de restricciones técnicas para controlar la tensión, principalmente ciclos combinados y centrales nucleares, están cobrando alrededor de 110 euros por MVArh. Según UNEF, las renovables apenas perciben hoy alrededor de 1 euro por MVArh, frente a los entre 100 y 200 euros por MVArh que reciben las centrales de gas por prestar el mismo servicio. A juicio del sector fotovoltaico, la retribución vigente ni siquiera cubre los costes mínimos necesarios para habilitar técnicamente las plantas, incluyendo actualizaciones de software, recalibración de componentes o el consumo eléctrico necesario para operar los equipos.
La patronal fotovoltaica insiste en que incentivar la participación renovable en el control de tensión resulta estratégico tanto desde el punto de vista económico como operativo. Defiende que una mayor presencia de plantas solares en este mercado permitiría reducir los costes que terminan asumiendo los consumidores eléctricos y reforzaría la resiliencia del sistema. Además, subraya que la tecnología fotovoltaica presenta ventajas técnicas y de localización para prestar este servicio de forma más eficiente y distribuida territorialmente.
Implantación gradual del nuevo esquema retributivo
La Asociación Empresarial Eólica (AEE) comparte las reservas sobre la propuesta del regulador, aunque introduce matices sobre el diseño del mecanismo. La organización considera “arriesgado” fijar una retribución exante y fija sin conocer todavía la dinámica concreta con la que Red Eléctrica solicitará el control de tensión a las plantas. Aun así, admite que la compensación propuesta por la CNMC es baja si se compara con la que perciben actualmente las tecnologías convencionales.
La patronal eólica apuesta por una implantación gradual del nuevo esquema retributivo. En una primera fase, propone habilitar mecanismos que incentiven la adaptación masiva de instalaciones cubriendo los costes asociados a esa habilitación. Según AEE, una compensación razonable para esta etapa debería situarse “en el entorno de los 3 euros por MW y día”. Posteriormente, la asociación plantea establecer un valor “puente” que permita operar mientras se desarrollan los futuros mercados zonales de tensión, ofreciendo a los generadores una señal económica estable y predecible a largo plazo.
El debate sobre el control de tensión se ha convertido en una de las principales prioridades regulatorias tras el apagón peninsular de 2025 y las posteriores investigaciones sobre la estabilidad de la red eléctrica. Desde entonces, la CNMC y Red Eléctrica han impulsado modificaciones en los procedimientos de operación y proyectos piloto para incorporar nuevos actores al servicio de control de tensión, incluyendo renovables, almacenamiento, consumidores industriales y distribuidores.
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