Red Eléctrica ha habilitado 15 gigavatios (GW) de potencia para prestar el servicio de control de tensión, frente a los 32,5 GW que podrían participar, según ha confirmado el operador del sistema a este medio. La cifra representa el 46,2% del potencial disponible y refleja el avance de la incorporación de nuevas instalaciones a un servicio clave para garantizar la estabilidad de la red eléctrica. Su desarrollo también abre la puerta a reducir la necesidad de recurrir a centrales de ciclo combinado para resolver determinados problemas de operación y, con ello, contener los costes asociados.
La expansión de estos recursos se produce tras la reforma del servicio impulsada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que amplió las posibilidades de participación de las instalaciones de generación y almacenamiento mediante el seguimiento de consignas en tiempo real. El objetivo es aprovechar las capacidades técnicas de más tecnologías para reforzar la seguridad del sistema y reducir los costes de los servicios de ajuste que, en última instancia, repercuten en los consumidores.
El último informe de seguimiento del control de tensión de la CNMC, publicado el 8 de octubre con datos del segundo trimestre y avances hasta septiembre de 2026, constata que la potencia renovable habilitada para seguir consignas en tiempo real aumentó en 5 GW durante los tres últimos meses analizados. Este crecimiento se está produciendo a medida que las instalaciones pasan de la modalidad básica de control mediante factor de potencia a otra que permite responder a las instrucciones del operador del sistema.
La prestación mediante consignas en tiempo real comenzó a implantarse el 17 de marzo de 2026 y requiere que las instalaciones superen previamente las pruebas técnicas de habilitación de Red Eléctrica. Por tanto, disponer de potencia habilitada no significa que toda ella esté prestando el servicio de manera continua, sino que cuenta con los requisitos necesarios para hacerlo cuando resulte preciso.
Menos dependencia de los ciclos combinados
La incorporación de nuevos proveedores cobra especial relevancia por el coste de las medidas que Red Eléctrica debe activar para mantener la tensión dentro de los márgenes adecuados. Tras el apagón del 28 de abril de 2025, el operador reforzó las medidas de seguridad de la operación, con una mayor programación de ciclos combinados para garantizar la estabilidad del sistema.
Estas centrales pueden contribuir al control de tensión, pero su utilización está condicionada, entre otros factores, por el precio del gas. Disponer de más instalaciones renovables y de almacenamiento capaces de prestar este servicio puede ampliar las alternativas disponibles para el operador y reducir la necesidad de recurrir a generación térmica en determinadas situaciones. El efecto final sobre los costes dependerá, sin embargo, de las necesidades concretas de operación y de las condiciones del mercado.
La CNMC ya aprecia una reducción de la programación de ciclos combinados por restricciones técnicas asociadas al control de tensión. El regulador advierte de que esta evolución también puede responder a la mayor programación de estas centrales en el mercado diario durante los últimos meses y a las medidas operativas introducidas para estabilizar la red, por lo que no atribuye el descenso exclusivamente a la entrada de nuevos proveedores.
En términos económicos, el informe recoge que el coste de la operación reforzada pasó de 516 millones de euros entre mayo y diciembre de 2025 a 275 millones entre enero y septiembre de 2026. En términos mensuales, esto supone una reducción cercana al 53%. Pese a esta evolución, la CNMC subraya que el coste global de las restricciones técnicas continúa siendo elevado y que su evolución futura resulta difícil de anticipar.
Entre los factores que condicionan estos gastos figuran el precio internacional del gas, las variaciones de la producción renovable y la disponibilidad de recursos de flexibilidad. El regulador advierte de que la creciente penetración de generación renovable variable puede incrementar las necesidades de servicios de ajuste mientras no se incorporen suficientes herramientas que permitan gestionar sus fluctuaciones y facilitar su integración segura.
Nuevos incentivos para acelerar la habilitación
La CNMC ha introducido nuevas medidas para ampliar la participación en el control de tensión. En junio de 2026 modificó los procedimientos de operación 7.4 y 14.4 con el fin de fomentar una prestación más dinámica del servicio y facilitar la incorporación de instalaciones que hasta ahora encontraban dificultades para participar.
Entre los cambios figura una modalidad de control mediante consignas fijas de tensión o de potencia reactiva, dirigida a instalaciones de generación y almacenamiento de al menos 1 MW que no dispongan de los sistemas de comunicación necesarios para seguir instrucciones variables en tiempo real. Esta alternativa permitirá aprovechar recursos que sí pueden responder a consignas fijas, aunque no cuenten con la infraestructura técnica requerida para la modalidad dinámica.
La reforma también contempla una mejora de la retribución para las instalaciones que prestan voluntariamente el servicio mediante consignas en tiempo real, especialmente cuando no están produciendo energía activa, así como una remuneración específica para la modalidad de consigna fija. Según el calendario recogido por la CNMC, los nuevos incentivos para la prestación en tiempo real comenzarán a aplicarse el 1 de noviembre de 2026, mientras que los correspondientes a las consignas fijas están previstos para marzo de 2027.
El objetivo es acelerar la incorporación de proveedores y reforzar la capacidad del sistema para gestionar las variaciones de tensión sin depender en exclusiva de las centrales convencionales. Para ello, la CNMC mantiene el seguimiento de la evolución de la red de transporte y trabaja con Red Eléctrica, los distribuidores y los titulares de infraestructuras compartidas para identificar los puntos más problemáticos y definir nuevas soluciones.
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