Comisión Nacional de Los Mercados y La Competencia. III. Otras disposiciones. Sistema eléctrico. (BOE-A-2025-13076)
Resolución de 12 de junio de 2025, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se modifican los procedimientos de operación para el desarrollo de un servicio de control de tensión en el sistema eléctrico peninsular español.
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BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Núm. 153
Jueves 26 de junio de 2025
Sec. III. Pág. 84735
Proceso de programación, 3.6 Comunicación y tratamiento de las indisponibilidades de
las unidades de generación, demanda y almacenamiento, 9.1 Intercambios de
información relativos al proceso de programación, y 14.4 Derechos de cobro y
obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema. Todo ello con el objeto de
incluir en los citados procedimientos aquellos aspectos necesarios para la retribución del
nuevo servicio, prever el intercambio de la información necesaria entre el operador del
sistema y los sujetos prestadores del servicio, y encajar el proceso de contratación de
capacidad reactiva adicional en los procesos de mercado convocados el día anterior a la
entrega. Adicionalmente, el escrito se acompañó de un informe justificativo de los
cambios incorporados en el texto de los procedimientos, así como de los comentarios
recibidos de los sujetos interesados.
Las propuestas habían sido previamente sometidas a consulta pública por el
operador del sistema, a través de su página web, entre el 17 de noviembre de 2023 y
el 17 de febrero de 2024, dando cumplimiento al trámite exigido por la Circular 3/2019 de
la CNMC.
La propuesta fue precedida por dos proyectos piloto de control de tensión, uno
abierto a todas las tecnologías y otro específico para demanda, que permitieron analizar,
respectivamente, la viabilidad técnica, económica y competitiva de un servicio de control
de tensión basado en mercados zonales y el potencial de las instalaciones de demanda
para proporcionar control de tensión.
En el primer proyecto demostrativo regulatorio de control de tensión participaron
exclusivamente instalaciones de generación. Estuvo en funcionamiento entre febrero y
julio de 2023 en las zonas de Galicia (21 proveedores con un total de 797 Mvar) y
Andalucía (21 proveedores con un total de 2110 Mvar) y con la participación tanto de
generación térmica convencional como de nuevas instalaciones renovables, incluidas
eólicas y fotovoltaicas. Este proyecto ha permitido comprobar la viabilidad técnica del
nuevo servicio de control de tensión basado mercados zonales con consignas en tiempo
real a los proveedores a través de sus Centros de Control.
El segundo proyecto demostrativo regulatorio de control de tensión para la demanda,
viene motivado por el sistema actual de peajes, cuyo diseño fue realizado en una época
en la que era necesario limitar el consumo de reactiva y no su producción. En
consecuencia, penaliza exclusivamente los excesos de consumo de energía reactiva, lo
que choca frontalmente con las necesidades actuales del sistema eléctrico
especialmente en horas valle, con líneas descargadas y exceso de generación de
reactiva que deriva en problemas de sobretensiones. El papel del segundo proyecto
demostrativo es aportar evidencias que permitan resolver este problema en la revisión en
curso de la metodología de peajes para el siguiente periodo regulatorio. A tal fin, el
proyecto demostrativo exige mantener un factor de potencia inductivo y lleva asociada
una retribución igual a 8 €/MVArh, aplicable a la energía reactiva consumida hasta un
máximo igual al 10 % de la energía activa (MWh) en las horas en que este consumo
beneficia al sistema, es decir, entre las 0 y las 8 horas de días laborales, así como fines
de semana y festivos nacionales completos, y exime a su vez, de la penalización por
exceso de consumo de reactiva. Se contempla la posibilidad de que en casos
excepcionales el operador del sistema pueda requerir un factor de potencia específico a
una zona o consumidor, en cuyo caso, si se cumple el servicio, la retribución propuesta
es mayor, de 1,6 €/MWh consumido en cada hora. Cabe señalar que la participación en
el proyecto es voluntaria y abierta a todos los consumidores conectados a la red de
transporte o a la red de distribución sujetos a los peajes 6.3 y 6.4 de la Circular 3/2020.
El proyecto iniciado en febrero de 2024 ha ido evolucionando desde entonces: en julio
de 2024 fue abierta la participación a consumidores participantes bajo los peajes 6.2
y 6.1, con objeto de aumentar la participación; posteriormente, en enero de 2025, ha sido
posteriormente prorrogado en 12 meses adicionales, por lo que su duración está prevista
hasta principios de 2026.
cve: BOE-A-2025-13076
Verificable en https://www.boe.es
Sexto.
Núm. 153
Jueves 26 de junio de 2025
Sec. III. Pág. 84735
Proceso de programación, 3.6 Comunicación y tratamiento de las indisponibilidades de
las unidades de generación, demanda y almacenamiento, 9.1 Intercambios de
información relativos al proceso de programación, y 14.4 Derechos de cobro y
obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema. Todo ello con el objeto de
incluir en los citados procedimientos aquellos aspectos necesarios para la retribución del
nuevo servicio, prever el intercambio de la información necesaria entre el operador del
sistema y los sujetos prestadores del servicio, y encajar el proceso de contratación de
capacidad reactiva adicional en los procesos de mercado convocados el día anterior a la
entrega. Adicionalmente, el escrito se acompañó de un informe justificativo de los
cambios incorporados en el texto de los procedimientos, así como de los comentarios
recibidos de los sujetos interesados.
Las propuestas habían sido previamente sometidas a consulta pública por el
operador del sistema, a través de su página web, entre el 17 de noviembre de 2023 y
el 17 de febrero de 2024, dando cumplimiento al trámite exigido por la Circular 3/2019 de
la CNMC.
La propuesta fue precedida por dos proyectos piloto de control de tensión, uno
abierto a todas las tecnologías y otro específico para demanda, que permitieron analizar,
respectivamente, la viabilidad técnica, económica y competitiva de un servicio de control
de tensión basado en mercados zonales y el potencial de las instalaciones de demanda
para proporcionar control de tensión.
En el primer proyecto demostrativo regulatorio de control de tensión participaron
exclusivamente instalaciones de generación. Estuvo en funcionamiento entre febrero y
julio de 2023 en las zonas de Galicia (21 proveedores con un total de 797 Mvar) y
Andalucía (21 proveedores con un total de 2110 Mvar) y con la participación tanto de
generación térmica convencional como de nuevas instalaciones renovables, incluidas
eólicas y fotovoltaicas. Este proyecto ha permitido comprobar la viabilidad técnica del
nuevo servicio de control de tensión basado mercados zonales con consignas en tiempo
real a los proveedores a través de sus Centros de Control.
El segundo proyecto demostrativo regulatorio de control de tensión para la demanda,
viene motivado por el sistema actual de peajes, cuyo diseño fue realizado en una época
en la que era necesario limitar el consumo de reactiva y no su producción. En
consecuencia, penaliza exclusivamente los excesos de consumo de energía reactiva, lo
que choca frontalmente con las necesidades actuales del sistema eléctrico
especialmente en horas valle, con líneas descargadas y exceso de generación de
reactiva que deriva en problemas de sobretensiones. El papel del segundo proyecto
demostrativo es aportar evidencias que permitan resolver este problema en la revisión en
curso de la metodología de peajes para el siguiente periodo regulatorio. A tal fin, el
proyecto demostrativo exige mantener un factor de potencia inductivo y lleva asociada
una retribución igual a 8 €/MVArh, aplicable a la energía reactiva consumida hasta un
máximo igual al 10 % de la energía activa (MWh) en las horas en que este consumo
beneficia al sistema, es decir, entre las 0 y las 8 horas de días laborales, así como fines
de semana y festivos nacionales completos, y exime a su vez, de la penalización por
exceso de consumo de reactiva. Se contempla la posibilidad de que en casos
excepcionales el operador del sistema pueda requerir un factor de potencia específico a
una zona o consumidor, en cuyo caso, si se cumple el servicio, la retribución propuesta
es mayor, de 1,6 €/MWh consumido en cada hora. Cabe señalar que la participación en
el proyecto es voluntaria y abierta a todos los consumidores conectados a la red de
transporte o a la red de distribución sujetos a los peajes 6.3 y 6.4 de la Circular 3/2020.
El proyecto iniciado en febrero de 2024 ha ido evolucionando desde entonces: en julio
de 2024 fue abierta la participación a consumidores participantes bajo los peajes 6.2
y 6.1, con objeto de aumentar la participación; posteriormente, en enero de 2025, ha sido
posteriormente prorrogado en 12 meses adicionales, por lo que su duración está prevista
hasta principios de 2026.
cve: BOE-A-2025-13076
Verificable en https://www.boe.es
Sexto.
