Precio carga base del mercado mayorista spot o de contado (Commodity) revierte a la baja en NOV a 58,6 €/MWh, decremento -17,1 €/MWh (-22,6%) respecto a OCT (75,8 €/MWh), debido principalmente a la bajada del precio del gas, y a la recuperación de la producción nuclear después de las paradas de las centrales de Cofrentes, Almaraz II y Vandellós II que permanecieron desacopladas durante OCT por mantenimiento.

Riesgos de apagones generalizados (black-out) y mayores precios energéticos

Tal como se ha demostrado en OCT 2025, la falta de energía nuclear tiene un gran impacto en los precios del pool, así como un mayor riesgo de apagón. La falta de energía SÍNCRONA sea termoeléctrica (nuclear, ciclo combinado, cogeneración, carbón, fuelóleo o gasóleo) o hidroeléctrica regulable (con embalse/ofertando el valor del agua almacenada para turbinarla hoy o cuando el precio sea más rentable) en momentos de mayor energía producible renovable (ASÍNCRONA), sea por mayor radiación solar (mediodía) o mayor velocidad del viento (amanecer/atardecer en particular o bien cuando ocurren variaciones del tiempo atmosférico en general) o mayores aportaciones hidrológicas (hidráulica fluyente/run-of-the-river), aumenta el riesgo de black-out por disparo de los relés de protecciones en cada punto frontera de Generación-Red (GR).

La regulación de la operación del mercado carece de feedback (retroalimentación) de la operación del sistema: actualmente, la casación del pool no tiene en cuenta que en momentos de baja demanda o de contingencias o de situación de riesgo operativo, deben aplicarse restricciones por tecnologías diferenciando ratios de cobertura de la demanda con renovables y no renovables. Si ya sabemos que el Operador del Sistema (OS) va a retirar renovable (por restricciones técnicas) después de una casación insegura (operación del mercado a nudo único), entonces aprendamos de los fallos de la regulación. Un precio del pool barato por excesiva casación de renovables, puede suponer un elevadísimo precio de la operación técnica, exponiendo o forzando al sistema interconectado a situaciones excepcionales con riesgos de apagones parciales o totales, locales, regionales, nacionales, internacionales por insuficiente disponibilidad de servicios de control de tensiones (reactiva) y de la frecuencia (potencia). Las renovables con/sin BESS (Battery Energy Storage Systems) pueden convivir con la generación convencional (síncrona), y se pueden complementar, pero nunca sustituir. Prueba de ello, estamos observando que cuando la casación de eólica y solar supera aprox. 20 GW, se dispara el riesgo operativo, saltan las alertas del OS y resulta necesario retirar del despacho resto de renovables por motivos de seguridad preventiva con criterios de estabilidad ante fallos simples de generación o red (N-1) y la desconexión sería mayor si se exigiese el mismo nivel de seguridad ante la probabilidad de fallos dobles (N-2).

Cuando la salida de la casación de las tecnologías síncronas es por precio, podemos repetir otro apagón como el del 28A. Pero si la salida es inducida por un trato discriminatorio contra alguna(s) de dichas tecnologías, debemos tratar de mitigar/eliminar las fuentes de encarecimiento, especialmente si son de ámbito regulatorio (energético, financiero, ambiental o fiscal). Todas las tecnologías deberían de competir en igualdad de condiciones y estricta aplicación de Reglas del Mercado y de la Operación del Sistema, transparentes y no discriminatorias, considerando la seguridad operativa del despacho y equilibrio de cargas a corto y muy corto plazo. En muchos países ya se han realizado estudios que determinan el porcentaje máximo admisible de producible renovable respecto a la demanda, que el sistema eléctrico interconectado puede absorber para eliminar riesgo de apagones.

La operación reforzada del Operador del Sistema ya está teniendo en cuenta algunas de estas directrices, teniendo más reserva rodante fundamentalmente de CCGT’s para disponer de más energía terciaria y secundaria síncrona en detrimento de la que pueden fluctuar (al alza o a la baja) las renovables (eólica y solar) para asegurar estabilidad y control de tensiones y frecuencia en tiempo real y minimizar el riesgo de apagones. De hecho, ya el OS está advirtiendo de la necesidad de inversiones en redes eléctricas y modificaciones en los Procedimientos de Operación para incentivar el control de tensiones tanto por el lado de la oferta como de la demanda, entre otras medidas.

Respecto al plan de desmantelamiento del parque nuclear en España, no existe voluntad política de acuerdos para reducir la presión fiscal y una solución nacional (Pacto de Estado) para el tratamiento de los residuos nucleares con las empresas propietarias, siendo una de las tecnologías más limpias según la Comisión Europea. Según las propietarias, las nucleares ya no pueden hacer frente a la excesiva e insoportable carga fiscal (igual o superior a todos los costes operativos) y al desproporcionado coste del tratamiento de residuos nucleares (responsabilidad para siglos posteriores: empezando por un almacén de residuos provisional in situ). Las fechas de cierre previstas del parque nuclear aún no se están reflejando en los precios de los mercados de futuros, con un perfil plano por falta de liquidez y excesiva desconfianza en el impacto en los precios si no se renuevan las autorizaciones administrativas de las nucleares.

La carga fiscal sobre las nucleares supone un lastre contra su competitividad, se ha incrementado aprox. un 75% pasando de 16 €/MWh a 28 €/MWh, superando la media europea. El Gobierno nacional, los gobiernos regionales, los reguladores y las empresas propietarias deberían encontrar una solución (reducciones o bonificaciones o exenciones fiscales) para garantizar una rentabilidad razonable mientras sigan operando, o bien podrían nacionalizarse o subastarse a la industria o nueva demanda (por ejemplo, centros de datos o electro-movilidad) o al Operador del Sistema (ingresos regulados en BOE) para optimizar la repercusión de esos costes no sólo directamente a los consumidores a nivel nacional o individual. El coste del tratamiento de residuos debería trasladarse nuevamente a todos los consumidores en los Cargos del Sistema, tal y como se hacía antes. La regulación debe replantearse si es necesario. No repitamos las consecuencias de Italia y Portugal, así como las de Holanda, por ejemplo, al renunciar a la nuclear por decisiones políticas.

La parada de ambos grupos de Ascó en NOV 2024, ha obligado al OS a activar al menos un par de veces el denominado Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD), mecanismo de flexibilidad del sistema eléctrico por el que la gran industria española percibe un incentivo (precio fijo mediante subasta anual exante) en el caso de que tenga que parar su actividad (reducir la demanda interrumpible contratada) durante cierto tiempo en que la demanda se prevé máxima (típicamente 2,5 h) en días críticos, aparte del precio de la energía en ese tiempo (precio variable aprox. 150 €/MWh). En 2024 el SRAD disponía únicamente de 609 MW (a 40,82 €/MW). Ello no compensa los más de 2.000 MW de la central Ascó. Por ello, han tenido que funcionar más plantas térmicas de Ciclo Combinado. Podemos deducir lo qué pasará con los precios del mercado : ¡los futuros anuales y PPA’s van a repuntar! si no contamos con potencia nuclear (energía limpia, de base, estable y gestionable, al menor coste). Para 2025 el SRAD dispone ya de 1.148 MW (a 56,43 €/MW) de potencia interrumpible pero insuficiente. Para Primer Semestre 2026 se ha contratado hasta 1.725 MW (a 65 €/MW) en la subasta del 28 NOV 2025, precisamente por la situación crítica que afrontamos con las renovables.

Lamentable el tratamiento discriminatorio regional difundido por medios de prensa que anticipan preacuerdos del gobierno de prorrogar las nucleares de Cataluña sin replantearse la prórroga de las de otras regiones como Extremadura y Castilla-La Mancha. Con el tiempo se ha demostrado el error político-regulatorio por haber suspendido la puesta en marcha de los dos grupos nucleares construidos a finales de los 80’s, dando lugar a la moratoria nuclear que terminó de pagarse por los consumidores en la factura de la luz hasta 2018. No sólo se hizo un daño económico al país, sino que se ha perdido la oportunidad de reducir las emisiones de CO2, y ahora estaríamos con más generación síncrona.

La primera subasta del nuevo mercado de capacidad permitirá disponer de potencia firme que puedan aportar (desconectar) los vendedores/generadores (compradores/consumidores) en momentos críticos del sistema, una gran oportunidad para los cogeneradores que inviertan en Sistemas de Almacenamiento de Energía (BESS) para garantizar potencia firme cuando la requiera el OS, optimizando el uso de BESS el resto del tiempo para beneficiar a los mercados (del pool y operación técnica). Esto último puede ser clave inclusive para la supervivencia de aquellas plantas que ya no perciban retribución regulada. Desde luego, NO debe excluirse a ninguna cogeneración que pueda aportar potencia firme al sistema eléctrico y servicios complementarios. Pero la capacidad requerida debería diferenciarse por tecnología síncrona y asíncrona, ya que debería equilibrarse el binomio F-P (Frecuencia-Potencia) y Tensión-Reactiva (V-Q). En Colombia hemos ayudado desde España a implantar el primer mercado de capacidad hace 25 años, y aquí seguimos retrasando la primera subasta.

En todo caso, si no se amplía la autorización administrativa para alargar otros 10 años más las plantas nucleares después del vencimiento de las licencias actuales, la calidad de onda y la continuidad del suministro eléctrico va a ponerse en elevado riesgo especialmente en las regiones de Extremadura, Valencia, Castilla-La Mancha, y las CCAA vecinas, si bien podemos enfrentarnos a apagones generalizados en toda la península, e inclusive en las Islas Baleares (interconexión marítima). Las renovables aún no cuentan con almacenamiento para aportar predictibilidad y firmeza en su programación, gestión y funcionamiento, debido a que las baterías son tan caras, que requieren incentivos o primas a través de ayudas de Estado (aún inexistentes) o bien apalancamiento no reembolsable para una financiación bancable.

Debería garantizarse un mix equilibrado de generación síncrona y asíncrona tanto en pool como en operación técnica, así como realizar estudios electrotécnicos que permitan determinar el ratio nacional, regional y local de dichas tecnologías para evitar otro(s) apagón(apagones) por disparos de relés de protecciones ante variaciones de la tensión (+/-5%) y/o de la frecuencia (+/-1%).

Comportamiento de los precios de contado y futuros

La previsión a corto plazo repunta en DIC de 69,8 a 73,5 €/MWh por mayor demanda y riesgos de tensiones del suministro de gas internacional a Europa, pero en realidad es lo de todos los años, el cierre del ejercicio actual a un precio objetivo (alrededor de 65 €/MWh).

Por otro lado, los precios nulos o negativos (verano) o reducidos (resto del año) durante el día están frenando el ritmo inversor en nuevos proyectos de Solar FV pero incentivan la diversificación en otras tecnologías limpias como la minieólica de eje vertical o microcogeneración inclusive sistemas de almacenamiento (siempre y cuando aumente el incentivo para cargar y descargar en ciclo diario). En España el Spread diario (diferencia entre precios mínimo y máximo) anda en torno a una media (horaria) de 70-80 €/MWh, mientras en otros países se duplica hacia arriba (Alemania) o abajo (Francia) por el mix de generación y peso de la industria en la demanda, si bien la entrada de precios cuarto-horarios en los mercados europeos está induciendo mayor volatilidad y aumento del nivel del spread (aprox. +10%)

El precio anual carga base de 2022 ha cerrado en 167,5 €/MWh, sin incluir el ajuste del gas, lo cual supone un nivel muy superior al máximo más reciente (2018: 57,3) y menos reciente (2008: 64,4). De hecho, las medidas paliativas establecidas desde 16 SEP 2021 (bajada de los Cargos del Sistema y del Impuesto Especial sobre la Electricidad) hasta 31 DIC 2021 y las nuevas medidas del 31 MAR 2022, extendidas hasta 31 DIC 2022, y la actualización a lo largo de 2023, más las recientes y menos ambiciosas aprobadas hasta 30 JUN 2024, y algunas extendidas hasta 31 DIC 2024, han sido y siguen siendo insuficientes y en la mayoría de casos no han favorecido a todas las industrias, discriminando aquellas que cumpliendo requisitos no pertenecen a sectores habilitados.

El Precio Spot, Carga Base (media aritmética de todas las horas del año) para 2023 ha cerrado a 87,1 €/MWh. El futuro 2023 ha cotizado en contango respecto a 2020 con valores mínimo 40, medio 79 y máximo 351.

El Precio Spot Carga Base 2024 ha cerrado a 63,04 €/MWh. El futuro 2024 ha cotizado en backwardation respecto a 2023 con valores mínimo 40, medio 72 y máximo 204.

Para 2025 la estimación (benchmark) sube pasando de 64,7 a 64,9 €/MWh debido a menor aportación renovable y mayor peso del gas en DIC respecto a NOV.

El 2020 ha sido el mínimo del histórico (34,0 €/MWh) debido fundamentalmente al efecto de la pandemia Covid-19 (menor actividad económica/industrial, menor demanda, menor precio de los combustibles y CO2). Para 2025 vemos que la subida esperada respecto al 2020 es de 191%. Europa NO se puede permitir el lujo de arruinar la poca industria que aún sigue sobreviviendo y hundir en la miseria energética a consumidores domésticos, PYMES, industrias, comercios y autónomos. Los diversos sectores de la economía están enfrentando una crisis presupuestaria sin precedentes con estos precios tan desmesurados. Ya no hay colchón, no hay posibilidades de supervivencia empresarial si los precios no vuelven a niveles razonables en términos anuales o interanuales. Seguimos en un estado de emergencia energética. Pinta muy mal el medio plazo para los consumidores.

Las nuevas estrategias que han preparado en Bruselas recién aprobadas y pendientes de transposición en los países miembros NO parece que vayan a resolver los problemas estructurales de poder de mercado, especulación, organización y estructura de los sectores energéticos que impide mayor competencia, eficiencia económica y bienestar social.

• Año 2020 ha cerrado a 34,0 €/MWh. Representa el valor anual mínimo del registro histórico desde cuando ha empezado el mercado de derechos de emisiones de CO2 (Año 2005), fecha que marca un antes y un después en los mercados europeos con un impacto actual del coste de oportunidad del CO2 que ya alcanza el precio medio histórico pool 2020 (factor de emisión del 37% para las plantas CCGT).
• Año 2021 ha cerrado a 111,9 €/MWh por los repuntes del gas y su repercusión en los precios del pool desde julio 2021 (subida límite superior). El problema Rusia-Ucrania ha venido después (FEB 2022).
• Año 2022 ha cerrado a 167,5 €/MWh, máximo histórico debido a elevados precios del gas (antes y después del citado conflicto), sin incluir ajuste del gas de 15 JUN a 31 DIC.
• Año 2023 ha cerrado a 87,1 €/MWh, debido a menores precios del gas, sin incluir el ajuste del gas de 1 ENE a 31 DIC.
• Año 2024 ha cerrado a 63,0 €/MWh, debido a menores precios del gas y mayor producible renovable y una progresiva caída de la demanda residual.

• La curva forward de los futuros para 2025-2035 anticipa un perfil en backwardation en torno a 65-58 €/MWh desde 2025 hasta 2035, con un perfil plano a 58 €/MWh desde 2029 mostrando escasa liquidez, sin reflejar el plan de cierre de nucleares.

Las empresas pueden suscribir o renegociar PPA’s para una parte de su consumo, y si aún no lo han hecho, advertimos que los precios de los PPA’s Carga Base han tocado fondo y rebotado hace un par de meses. Parece momento oportuno para asegurar presupuestos a largo plazo, gestionando el riesgo hacia adelante (especialmente 2026 y 2027). Muchos clientes han renegociado ampliaciones de PPA’s que vencían en 2027, a cambio de extenderlo hasta 2030, por ejemplo, bajando PPA’s quinquenales que habían suscrito a unos 90-95 €/MWh, ajustando precio a unos 52-57 €/MWh desde ENE, pagando las correspondientes penalizaciones por rescisión anticipada de anteriores PPA’s. Que no tiemble el pulso para la toma de decisiones contundentes en ese sentido.

PPA PERFIL CARGA BASE: Antes del ajuste por el supuesto tope de gas eliminado el 31Dic2023, los PPA’s con renovables cotizaban a niveles de aprox. 82 €/MWh. Desde 12 Julio 2022, en OMIP ya contamos con productos PPA a 5 años y 10 años, que están induciendo señales más competitivas. La tabla siguiente detalla estadísticos de cotizaciones PPA’s Carga Base (€/MWh).

PPA Carga Base del lustro Ene’25–Dic’29 ha cotizado con valores máximo, medio y mínimo de 69,6-60,5-49,2, respectivamente, siendo 64,8 €/MWh su última cotización (27 Dic 2024).

PPA Base a 5 años 2026-2030 ha caído a 55,6 €/MWh (-3,4 €/MWh, -5,7%) respecto a valores de hace un mes (58,97 €/MWh).

PPA Base a 5 años 2027-2031 ha empezado a cotizar el 2 Ene 2025 a 59,6 €/MWh. Tambiñen ha caído a 55,3 €/MWh (-3,1 €/MWh, -5,3%) respecto a valores de hace un mes (58,5 €/MWh)

PPA Base a 10 años empezando en Ene 2025 y hasta 31 Dic 2034 ha cotizado con valores máximo, medio y mínimo de 61,1-55,8-49,9, respectivamente, siendo 61,1 €/MWh su última cotización el 27 Dic 2024 (máximo).

PPA Base a 10 años empezando en 2026 y hasta 2035 ha empezado a cotizar a 59,2 €/MWh el 2 Ene 2025. También ha bajado a 55,4 €/MWh, con un ajuste de -3,1 €/MWh, -5,3% en un mes. Repetimos y enfatizamos: La incertidumbre en el desmantelamiento nuclear está impactando negativamente en la liquidez de los contratos de compraventa de energía a muy largo plazo en España. Esto compromete la financiación de nuevos proyectos (expansión de la generación y almacenamiento).

PPA PERFIL CARGA SOLAR:

La curva Forward de los precios futuros del Carga Solar ha caído respecto a valores de hace un mes. Otro correctivo como consecuencia de menores costes de inversión y al efecto denominado “canibalización” de la propia tecnología. Rentabilidad de la solar en caída libre.

El perfil solar sigue más barato respecto al perfil Base, aunque se han acentuado las diferencias que llegaban a 39% hace 6 meses, y ahora están en torno a 48,5% (2026-2035), siendo difícil creer que el retiro de nucleares reduzca esa tendencia en 2028 cuando se espera el efecto del vencimiento de autorización de la nuclear de Almaraz en Extremadura. Por lo menos, los futuros de carga base no cambian mucho, poniendo en cuestionamiento los de carga solar.

Precios PPA’s Solar a 5 años empezando en 2024 revirtieron bruscamente desde MAY-JUN-JUL 2023 a niveles de 70,9-49,3-49,2 €/MWh, respectivamente. Pero en SEP repuntaron a 54,6 tocando máximo en OCT a 62,4, ya cayendo a 57,9 en NOV y 47,5 en DIC 2023.

PPA’s Solar a 5 años 2025-2029 ha dejado de cotizar a 44,5 €/MWh el 27 Dic 2024.

PPA’s Solar a 5 años 2026-2030 ha caído a 28,42 €/MWh (-2,9 €/MWh, -9,4%) respecto a valores de hace un mes (31,36 €/MWh).

PPA’s Solar a 5 años 2027-2031 ha empezado a cotizar a 41,7 €/MWh el 2 Ene 2025. Cayendo a 28,75 €/MWh (-2,6 €/MWh, -8,3%) respecto a valores de hace un mes (31,3 €/MWh).

PPA’s Solar a 10 años desde 2024 hasta 2033 ha caído a niveles de 56,3-37,6-37,4 €/MWh en MAY-JUN-JUL. Pero en SEP han repuntado a 40,3 y en OCT a 45,0, cayendo a 43,0 en NOV y a 41,8 en DIC 2023.

Precios PPA’s Solar a 10 años 2025-2034 ha dejado de cotizar a 42,0 €/MWh el 27 Dic 2024.

PPA’s Solar a 10 años 2026-2035 ha empezado a cotizar a 40,8 €/MWh el 2 Ene 2025. Cayendo a 28,56 €/MWh (-2,6 €/MWh, -8,5%) respecto a valores de hace un mes (31,2 €/MWh).

La decisión de un PPA carga Base o Solar, comenzando en ENE 2026 depende del perfil de carga del consumo a cubrir, del músculo financiero (tesorería y presupuesto) y binomio rentabilidad-riesgo frente a la expectativa de la evolución de los precios Base y Solar. El Autoconsumo con excedentes puede mejorar aún más los resultados frente a un PPA virtual o físico ubicado en otro punto frontera fuera del perímetro de 2 km (usando la red y pagando los demás costes del suministro). Pero se requiere apertura de expediente para exportar a la red con el riesgo de perder parte de la fianza (un 20%) a depositar en las arcas públicas si el distribuidor no dispone de capacidad de transferencia de energía a través de su red eléctrica. Cuestión que está frenando en seco a los inversores en autoconsumo, ya que no pueden obtener ingresos por la venta de excedentes los fines de semana (bajada de producción), alargando el pay-back esperado. Cuando resulta imposible vender los excedentes vertidos a la red, existen soluciones para sacar provecho económico a los excedentes: i) sistemas de almacenamiento “in situ” para cargarse con dichos excedentes y descargarlos para autoabastecerse en horas de precios pico; ii) arbitraje de precios de mercado y servicios de operación técnica con dichos sistemas de almacenamiento para mejorar el pay-back de la inversión en dichos equipos; iii) sistemas de almacenamiento portátiles para llevar esas baterías a otras industrias cercanas (plug&play) sin usar la red (>2 km); y iv) nuevo mercado de subastas de capacidad (potencia). Las comunidades energéticas sufren el problema de que requieren porcentajes prefijados para el reparto de los excedentes entre todos los puntos de suministro de cada comunidad energética dentro del perímetro comunal (2 km). Eso supone una restricción regulatoria que impide la cobertura óptima de la demanda de los suministros. Con los tiempos que corren y la tecnología existente, debería permitirse una actualización mensual o semanal o diaria de dicho coeficiente a nivel horario. En ciertas regiones (comunidades autónomas), parece que existen menores restricciones (15 km) para autogeneración compartida, lo cual debería de extenderse a nivel nacional.

Precios cuarto-horarios

El nuevo cambio regulatorio paneuropeo de precios cuarto-horarios en el mercado intradiario continuo está aumentando aún más la volatilidad de los precios del mercado mayorista desde 18 MAR 2025. La casación cuarto-horaria que se ha implantado en mercado diario el 1 OCT 2025 (casación day-ahead 30 SEP 2025) nos aproximará al equilibrio de oferta y demanda de energía eléctrica en los mercados de regulación secundaria y terciaria, coincidiendo con la medida de los contadores de electricidad fiscales (potencia máxima cada 15 minutos). Entonces, ya debería medirse y facturarse el consumo real cuarto-horario (la tecnología lo permite) en vez de estimarlo mediante la potencia máxima cuarto-horaria. La Resolución de 28 de febrero de 2025, de la CNMC, por la que se publican las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad para su adaptación a la negociación cuarto-horaria y a la nueva tipología de ofertas del mercado diario y la Resolución de 6 de marzo de 2025, de la CNMC, por la que se modifican los procedimientos de operación eléctricos para su adaptación a la negociación cuarto-horaria en los mercados diario e intradiario. Es muy fácil para los reguladores establecer este tipo de cambios, sin tener en cuenta ni reconocer el gran esfuerzo económico que supone para los agentes del mercado, y sin medir el impacto económico que tendrá esta medida en los consumidores. Además, esto pondrá en cuestión el papel del OS y de los mercados de balances y regulación de frecuencia-potencia (banda secundaria y energía terciaria), cuyos precios hoy por hoy no tienen cobertura financiera (no existen swaps para gestión de riesgo de variación de precios de la operación técnica). Este cambio ha obligado a realizar sendas inversiones en las plataformas de gestión de mercados de todos los agentes: generadores, comercializadores, distribuidores, agentes vendedores, traders: importadores y exportadores, sin ningún tipo de ayuda por parte del gobierno. También afecta a los Consumidores Directos, y de cualquier manera a los consumidores indirectos (suministrados por comercializador o generador o autoproductor).

De momento poco podemos vislumbrar de las casaciones cuartohorarias en MD, pero obviamente abren las puertas a las mismas estrategias especulativas en los mercados intradiarios, y más aún en los mercados de operación técnica, para mejorar la rentabilidad de tecnologías con capacidad de almacenamiento (embalses, diques, bombeo y BESS).

Parece que es mayor el impacto de los cambios del mercado de hace un año (Nov 2024) que han empeorado la transparencia del mercado de regulación de secundaria en cuanto a reservas asignadas, energía activada, disponibilidad, precios marginales y liquidaciones, pues desde entonces se liquida a  nivel de zona de regulación o proveedor del servicio (antes a nivel de unidades de programación de la generación). Asimismo, desde Mayo 2025 el mercado de resolución de restricciones técnicas está repercutiendo en unos sobrecostes desmesurados justificando una eventual remuneración regulada anual de la Operación Técnica del Sistema como se hace en otros países de la UE.

Hibridación y almacenamiento

Escenario ideal para impulsar las inversiones en sistemas de almacenamiento con baterías (litio), siempre y cuando esté subvencionado (por lo menos la mitad de la inversión), pero ruinoso para los consumidores que no puedan aprovecharlo. Esto es como el coche eléctrico para quien se lo pueda permitir. De hecho, el gobierno tiene previsto un nuevo plan de escasas ayudas a la inversión en sistemas de almacenamiento hasta un 10% (bombeo) ó 5% (demás tecnologías) pero exige hibridación con renovables y desvinculación de actividades relacionadas directa o indirectamente con combustibles fósiles, incluidos BESS que los respalden. La construcción de la primera fábrica china de baterías de sodio en Zaragoza supuestamente abaratará el coste de inversión, esperando un repunte de la capacidad instalada de almacenamiento con BESS en España en los próximos años.

Se están planteando proyectos de hibridación con solar fotovoltaica, minieólica de eje vertical y almacenamiento para aprovechar el arbitraje natural de los precios en los mercados de contado, frenados por las barreras regulatorias para facturar vertidos o excedentes a la red. Cabe mencionar que hay algunas empresas (fabricante española) que están ofreciendo por adelantado bonificaciones del 30% sobre el precio de venta (llave en mano) como incentivos a la fabricación de mini-eólica de eje vertical con una excelente visualización de compromiso de la actividad industrial con la protección del medioambiente.

Fondo Nacional de Eficiencia Energética (FNEE)

El precio del FNEE ha aumentado 60,5% pasando a 1,520535 €/MWh en 2025 para las comercializadoras de referencia (0,947453 €/MWh en 2024), según la Orden TED/197/2025, de 26 de febrero, por la que se establecen las obligaciones de ahorro energético, el cumplimiento mediante Certificados de Ahorro Energético y la aportación mínima al FNEE para el año 2025. Desde el año pasado esta normativa trae nuevas oportunidades para las empresas que hayan realizado inversiones para mejorar la eficiencia energética desde FEB 2023. Los sujetos pasivos, que aparecen en dicha orden pueden certificar las inversiones incentivando “correctamente” a los consumidores sean o no las correspondientes comercializadoras del suministro de electricidad. El FNEE permite la puesta en marcha de mecanismos de apoyo económico y financiero, asistencia técnica, formación e información u otras medidas que permitan aumentar la eficiencia energética en los diferentes sectores y ayudar a conseguir el objetivo de ahorro establecido. Además del incentivo por canje de los certificados, las medidas podrán ser cofinanciadas con otras fuentes de financiación, incluidos los Fondos Europeos. La equivalencia financiera del coste medio necesario para movilizar las inversiones requeridas en todos los sectores para alcanzar los objetivos de ahorro anual suben un +10%, es decir, 189.165,95 €/GWh ahorrado para un ahorro de energía final establecido en 5.815 GWh (5.200 en 2024), y los sujetos obligados deben satisfacer al menos un 15% de su cuota de obligación de ahorro de 2025 (20% en 2024) mediante aportaciones económicas al FNEE, permitiéndoles cubrir el restante 85% (80% en 2024) mediante la liquidación de Certificados de Ahorro Energético (CAE’s).

Certificados de Garantías de Origen y Metodología actualización R.O.

La Orden TED/1252/2025, de 27 de octubre, por la que se modifican determinados aspectos de la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, modifica a su vez dos órdenes:

Modificación Orden ITC/1522/2007, de 24 de mayo, por la que se establece la regulación de la garantía del origen de la electricidad procedente de fuentes de energía renovables y de cogeneración de alta eficiencia: (1) Suprime la obligatoriedad de destinar ingresos obtenidos por venta de Certificados de Garantías de Origen a determinadas actividades, otorgando mayor flexibilidad a titulares de instalaciones de producción; (2) Establece que la exportación de Certificados de Garantías de Origen sólo podrá ser realizada por titulares de instalaciones de generación de electricidad, eliminando la restricción a la exportación de garantías de origen correspondientes a las instalaciones con derecho a la percepción del régimen retributivo específico. Antes para poder exportarlas se debía renunciar al régimen retributivo.  Ahora ya puede comercializarse en mercados internacionales.

Modificación Orden TED/526/2024, de 31 de mayo, por la que se establece la metodología de actualización de la retribución a la operación de las instalaciones tipo de generación de energía eléctrica cuyos costes de explotación dependan esencialmente del precio del combustible y se actualizan sus valores de retribución a la operación de aplicación a partir del 1 de enero de 2024: Establece que el valor mínimo de desviación entre flujos de caja trimestral, modificando el ajuste por afección a la retribución a la inversión, estableciéndose un valor mínimo trimestral basado en los valores teóricos de retribución de cada instalación tipo, muy importante para instalaciones tipo de biomasa.

Tarifas de Acceso de Terceros a la Red (ATR)

Respecto a las propuestas de Peajes y Cargos del Sistema eléctrico para 1/1/2026, se baraja una subida del +10,5% en los cargos del sistema. En cuanto a peajes, se anticipa una bajada de 4,1% del peaje 6.3TD, tanto en el término fijo como el variable, respecto 2025. El resto de peajes sufren un incremento de +1,3% (6.1TD), +1,5% (6.2TD) y +3,9% (6.4TD). Esto implica una señal de incentivo a la conexión de grandes proyectos en el tercer escalón de tensión (red de transporte).

Remitimos al lector a las ediciones anteriores para ver el detalle de los cargos y peajes, precios del exceso de potencia contratada y sus coeficientes de penalización, penalizaciones de reactiva según el factor de potencia (Coseno PHI), y las tarifas de Garantía de Potencia en vigor.

Cabe recordar que venimos advirtiendo que la exención de los cargos al autoconsumo y del peaje de generación a la autoproducción, terminará más tarde o temprano porque la demanda residual no podrá soportar todas las subidas de los Cargos del Sistema, y habrá que repercutirlas también a los titulares de instalaciones de autoconsumo. De momento, hay superávit en el sistema de actividades reguladas por los recortes de las actividades de distribución y transporte, y por elevado precio del pool que pagan los consumidores regulados (PVPC), frenando tal escenario indeseable para los que se están aprovechando de los tremendos incentivos a la promoción de renovables para autoconsumo (especialmente la solar FV). Quizás eso ocurra después del 2030. Próximamente vendrá un primer susto que supondrá “rascarse los bolsillos”: la implantación obligatoria de sistemas de monitorización y telecontrol de los paneles solares para facilitar la gestión (planificación) del equilibrio de la oferta y demanda por parte del OS, extensivo a demás tecnologías de autoconsumo/autoproducción.

Hay que ajustar potencia contratada para optimizar la facturación optimizando excesos.

La Resolución de 6 de marzo de 2025, de la CNMC, por la que se modifica el anexo II de la Resolución de 4 de diciembre de 2024, por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad de aplicación a partir del 1 de enero de 2025, que supone una redistribución de los precios de las penalizaciones por excesos potencia en las tarifas de peajes para todos los tipos de puntos de medida. En lugar de tener un único precio, se desdobla en todos los periodos tarifarios aplicando los coeficientes que ya conocemos. Para tipos de medida 1, 2 y 3 el cambio de método de cálculo mantiene los mismos resultados. Para los tipos de medida 4 y 5 sí que aumentan las penalizaciones por periodo, tal como se detalla más adelante.

Consumidor Electro-Intensivo

Recientemente, la Resolución de 27 de enero de 2025, de la Secretaría de Estado de Industria, por la que se revisa el cociente entre consumo y valor añadido bruto para optar a la categoría de consumidor electrointensivo, ha incrementado dicho ratio a 0,67 kWh/€. Ese cambio regulatorio ha introducido más inseguridad jurídica en España, prácticamente con el único objetivo de echar aprox. a uno de cada tres CEI’s. Los CEI’s afectados sostienen que empeora la insostenible situación financiera y acentúa los problemas de tesorería, después de haber realizado sendos esfuerzos para obtener la autorización administrativa de CEI.

Al parecer existe cierta motivación para corregir esta situación. A mediados de DIC 2025, se ha publicado para audiencia e información pública el Proyecto de Real Decreto por el que se modifica el Real Decreto 1106/2020, de 15 de diciembre, por el que se regula el Estatuto de los consumidores electrointensivos. Reconoce que las instalaciones beneficiarias por el mecanismo compensatorio deben afrontar una serie de obligaciones en materia de eficiencia energética, descarbonización y consumo de energía renovable; y que el esfuerzo exigido puede resultar excesivo en comparación con la ayuda concedida. El nuevo Estatuto dotará de contenido las compensaciones otorgadas, manteniendo la obligación de transitar hacia una industria eficiente, descarbonizada y renovable, pero racionalizando el esfuerzo exigido respecto a la ayuda otorgada, eliminando obligaciones redundantes y simplificando trámites. Todo ello se enmarca en un contexto que exige medidas urgentes para reducir los precios eléctricos de la industria, en coherencia con el Pacto Verde Industrial europeo, con el fin de impulsar su competitividad, evitar su deslocalización y favorecer su descarbonización, eliminando los obstáculos a la electrificación. A continuación se resumen los cambios más relevantes.

Nueva caracterización del consumidor electrointensivo:

• Se elimina el requisito de consumir un 46 % de la electricidad en horas valle (P6).
• Se flexibiliza el criterio de intensidad eléctrica respecto al valor añadido bruto.

Introducción de un nuevo coste subvencionable, la compensación por la contribución indirecta al Sistema Nacional de Obligaciones de Eficiencia Energética (SNOEE) repercutida en el precio de suministro de electricidad.

Racionalización de las obligaciones y del sistema de monitorización:

• Se elimina la obligación de remitir previsiones de consumo al Operador del Sistema con una precisión en media mensual superior al 75%.
• Se suprime la obligación de disponer de un sistema de Gestión de la Energía según la norma UNE-EN ISO 50.001.
• Se elimina la obligación del envío del informe de datos de consumo, producción, medidas de eficiencia y descarbonización implantadas etc. durante los tres años siguientes a la recepción de la ayuda.
• Se suprime la obligación que exigía a los beneficiarios del mecanismo compensatorio (grandes empresas) acreditar que, al menos, un 10% de la energía eléctrica consumida anualmente ha sido contratada mediante instrumentos a plazo, directa o indirectamente, de electricidad de origen renovable con una duración mínima de 5 años.

Reducción del plazo de tramitación del procedimiento de certificación como consumidor electrointensivo, a través de un sistema de intercambio con el Operador del Sistema más ágil y simplificado.

Mejora del sistema de monitorización de las obligaciones, a través de un sistema de reporte claro y proporcionado.

Modificación RD 309/2022: Costes indirectos CO2. Modifica el RD 309/2022 para equiparar las obligaciones y sistema de monitorización de las mismas en los mecanismos compensatorios del Estatuto y de costes indirectos de CO2 regulados en dicho RD.

Cambios peajes y facturación potencia y reactiva

La Circular 1/2025, de 28 de enero, de la CNMC, por la que se modifica la Circular 3/2020, de 15 de enero, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad, cambios en la facturación de la potencia y de la reactiva, supuestamente busca mejorar el control de tensiones, especialmente en horas valle. En lo referente a instalaciones de consumidores industriales, con tipos de puntos de medida 1, 2 y 3, se modifica el artículo 9 de la circular 3/2020, que regula la facturación por excesos de potencia (que pasa a denominarse potencia demandada y por energía reactiva:

• Facturación de Potencia Demandada (desde 1 ENE 2025): El cambio fundamental es la integración del coeficiente Kp en el término de exceso de potencia TEPp, cuyos valores se publicarán para cada periodo (p) tarifario, en la Circular de Peajes.
• Facturación por excesos de reactiva se mantiene tal cual en la actualidad hasta 31 DIC 2025, sin penalizar el Factor de Potencia (Coseϕ) capacitivo por debajo de 0,98 en horas valle (p6), y penalizando el FP inductivo fuera de valle (p1-p5) por debajo de 0,8 a 62,332 €/MVArh y entre 0,8 y 0,95 a 41,554 €/MVArh.
• Facturación por excesos de reactiva desde 1 ENE 2026:

-El precio del término de energía reactiva (€/kVArh) para factores de potencia fuera de rango serán los siguientes:

-La CNMC podrá modificar la penalización mediante resolución.

-A partir de 2026 penalizará no cumplir con el rango de FP en valle (p6).

Desde 1 ENE 2025 el consumidor ha sufrido el varapalo por el restablecimiento del IVA al 21% y del 100% del Impuesto Especial sobre la Electricidad.

La Resolución de 6 de marzo de 2025, de la CNMC, por la que se modifica el anexo II de la Resolución de 4 de diciembre de 2024, por la que se establecen los valores de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad de aplicación a partir del 1 de enero de 2025, publica los valores de precios a aplicar en el término de potencia demandada (excesos de potencia) y que será de aplicación desde el 1 de abril de 2025, dejando sin efecto los publicados en la Resolución de 4 de diciembre de 2024, en su Anexo II. Realmente, las fórmulas nuevas equivalen a las mismas de antes, ya que los coeficientes por periodo se multiplican por el precio único global, dando lugar ahora a un precio directamente aplicable por periodo tarifario (p1-p6). Las tablas siguientes detallan los nuevos precios de los excesos que se aplicarán a partir de 1 ABR 2025.

Para los puntos de suministro con tipo de medida 4 y 5, hay una disminución considerable de precio por periodo, excepto en los peajes 6.1 y 6.3 que se produce un incremento sustancial en el periodo 1. En el caso de los puntos de suministros con tipo de medida 1, 2 y 3 se mantiene el mismo precio.

Las fórmulas de facturación actual y la de la Circular 1/2025 (en vigor desde 01/04/25):

El MITERD ha abierto Audiencia e Información Pública del “Proyecto de RD por el que aprueba el Reglamento General de Suministro y Contratación y se establecen las condiciones para la comercialización, agregación y la protección del consumidor de energía eléctrica”, cuyo plazo de alegaciones ha finalizado 13 SEP 2024. Vamos a esperar las nuevas condiciones para la figura del agregador independiente, derechos y obligaciones del consumidor directo en mercado, códigos de red (RD 647/2020) y acceso y conexión a redes (RD 1183/2020), prestando especial atención a instalaciones de gestión de la demanda y almacenamiento.

Para quien pueda interesar, el Real Decreto-ley 7/2024, de 11 de noviembre, por el que se adoptan medidas urgentes para el impulso del Plan de respuesta inmediata, reconstrucción y relanzamiento frente a los daños causados por la Depresión Aislada en Niveles Altos (DANA) en diferentes municipios entre el 28 de octubre y el 4 de noviembre de 2024, establece excepcionalmente medidas energéticas hasta 31.12.2025 en los municipios afectados por la DANA, relativas a i) flexibilización contratos electricidad y gas, ii) resolución y suspensión temporal de los contratos de suministro, iii) aplazamiento (gas) o suspensión (electricidad) de pago de facturas, y iv) exenciones o relajaciones de obligaciones de CEI’s.

Nuevo RD aprobado: Aspectos regulatorios remuneración, control, despacho y liquidaciones

Finalmente, el Consejo de Ministros del 14 OCT 2025 ha aprobado el nuevo RD que introduce varias modificaciones importantes del RD413/2014, que rige la producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, cogeneración y residuos (régimen RECORE), a propuesta del MITECO (Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico).

• Pretende mantener la rentabilidad regulada de las más de 62.000 instalaciones acogidas al RECORE, dentro de un contexto marcado por los bajos precios de la electricidad y con un mix energético cada vez más complejo.
• Modifica el método por el que se calcula la rentabilidad regulada. Hasta ahora, los ingresos anuales de las plantas podían reducirse si su número de horas equivalente de funcionamiento (relación entre energía vendida y potencia instalada) caía por debajo de un umbral mínimo. Con la actualización, ya no se van a penalizar las horas equivalentes cuando la energía se venda a precio cero durante seis horas seguidas o más, ni tampoco cuando la planta no pueda generar por restricciones técnicas impuestas por el OS. No perderán dinero por causas que escapan de su control, como los momentos en los que el mercado se satura y los precios caen a cero. La medida busca garantizar una rentabilidad estable y predecible para el sector, acrecentando la confianza de los inversores y continuar expandiendo las energías limpias en España.
• Refuerza el papel del OS, y promueve la integración del almacenamiento energético como pieza clave de la transición verde.
• Refuerza la seguridad del suministro mediante una mayor visibilidad y control del sistema eléctrico. A partir de ahora, todas las instalaciones de generación deberán estar adscritas a un centro de control, que comunicará en tiempo real con Red Eléctrica. Esta obligación se extiende a los sistemas de almacenamiento, que tendrán que comunicar sus medidas de energía y recibir instrucciones operativas directamente del OS. También las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte deberán enviar telemedidas, mejorando así la visibilidad y capacidad de respuesta del sistema.
• Se cambia el orden de prioridad en el vertido de energía a la red. Las instalaciones renovables con almacenamiento serán las primeras en poder evacuar su producción, seguidas por las de cogeneración de alta eficiencia (incluyendo con almacenamiento) y, después, por el resto de tecnologías. Refuerza el papel de las energías limpias, eficientes y flexibles.
• Refuerza el control ambiental y la adaptación de las plantas. Incluye medidas de carácter medioambiental y técnico. En línea con la legislación europea y la Ley 7/2022 de residuos y suelos contaminados, se introduce en la normativa eléctrica el principio de jerarquía de los residuos. Implica que las plantas que utilicen residuos como combustible deberán acreditar la recogida separada para poder seguir recibiendo la retribución del RECORE. Las plantas que no cumplan con esa separación verán ajustada su retribución en función del porcentaje de residuos no certificados. También se establece un límite máximo de emisiones de 270 gramos de CO₂/kWh para las nuevas instalaciones de cogeneración o para las que se sometan a reformas sustanciales.
• Por otra parte, la cogeneración gana más flexibilidad. Las plantas podrán decidir cada tres meses, en lugar de una vez al año, como hasta ahora, si venden su energía en el mercado eléctrico o la destinan al autoconsumo, lo que les permitirá adaptarse mejor a la evolución de los precios o de la demanda.
• Aclara los procedimientos que deben seguir las instalaciones afectadas por situaciones excepcionales o de fuerza mayor, como catástrofes naturales (aplicable a eventualidades como la erupción volcánica en La Palma o la DANA que afectó a Valencia, donde varias plantas vieron interrumpida su producción).
• Se introducen mejoras técnicas en las liquidaciones que gestiona la CNMC, con el fin de hacer el sistema más ágil y transparente.

Novedades Autoconsumo

El cambio normativo más reciente se encuentra en una propuesta de Real Decreto que modificaría la regulación del autoconsumo, principalmente enfocada en el autoconsumo colectivo.

Esta propuesta introduce mejoras como la ampliación de la distancia máxima entre la instalación de generación y consumo colectivo hasta 5 km para instalaciones fotovoltaicas de hasta 5 MW bajo ciertas condiciones: en cubiertas, suelo industrial o estructuras artificiales existentes o futuras; conectadas al consumidor principal a través de líneas de transporte o distribución.

Establece nuevas modalidades de autoconsumo: (i) Compatibilidad simultánea: un mismo consumidor podrá asociarse a dos modalidades —individual sin excedentes y colectivo mediante red—; (ii) Excedentes compartidos: el consumidor principal (titular de la instalación) comparte con otros consumidores solo los excedentes; los asociados pueden optar o no por la compensación de excedentes; no se exige contador adicional de generación neta.

Establece la figura del gestor del autoconsumo colectivo: (i) Nueva figura jurídica: persona física o jurídica que representa a los consumidores asociados y tramita en su nombre los acuerdos y modificaciones. Las distribuidoras y comercializadoras deberán aceptar la documentación enviada por el gestor como si proviniera de cada consumidor; (ii) Inclusión del almacenamiento distribuido.

Introduce una simplificación administrativa: Las modificaciones del acuerdo de reparto solo requerirán la firma de los consumidores afectados. El plazo mínimo de permanencia en modalidad de autoconsumo se reduce a 1 mes. Se agiliza la instalación de equipos de medida y la puesta en marcha de autoconsumos colectivos.

Nuevas obligaciones de Medida, datos y facturación: Las distribuidoras leerán todos los equipos de medida en modalidades sin excedentes, con compensación y con excedentes compartidos. Las facturas eléctricas incluirán información del autoconsumo colectivo: CUPS, CAU, generación neta y reparto horario por consumidor.

Fomenta el almacenamiento distribuido: Se crea formalmente la figura del autoconsumo con almacenamiento distribuido, equiparable a una instalación de generación renovable. Se prevé exención de peajes y cargos del sistema para energía consumida por almacenamiento y posteriormente inyectada a la red (behind the meter). El almacenamiento puede estar vinculado a consumidores industriales o domésticos, y también al vehículo eléctrico.

Panel de autoconsumos: El Operador del Sistema deberá crear un panel con datos en tiempo real de generación, consumo y almacenamiento distribuido para mejorar la gestión del sistema eléctrico.

Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) 2026

La prestación del servicio de la reducción de la potencia por el lado de la demanda cuando el sistema no cuenta con recursos suficientes para mantener el equilibrio entre generación y demanda, ofrece una contraprestación económica, y se puede realizar como agente de mercado (consumidores directo) o bien a través de comercializadora.

La Resolución de 6 de noviembre de 2025, de la CNMC, por la que se modifican los Procedimientos de Operación P.O.7.5 y P.O.14.4 para la modificación del servicio de respuesta activa de la demanda introduce las novedades siguientes en el SRAD:

• Reducción del periodo de prestación a 6 meses. Dos subastas semestrales por año realizadas de forma separada en el tiempo. La primera cubre Ene-Jun y la segunda Jul-Dic.
• Valor mínimo de oferta de 1 MW permitiendo agregación de diferentes instalaciones de demanda.
• Reducción tiempo de activación a 12,5 minutos (en vez de 15 min).
• Reducción periodo de entrega de energía activada de un máximo de 3 h a 2 h.
• Reducción plazos operativos del proceso de subasta.
• Los cambios introducidos en P.O. 14.4 adaptan los procesos de liquidación SRAD.

El OS ha publicado el resultado de la subasta del Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) para el 1r semestre de 2026:

• Volumen habilitado para la subasta: 2.631 MW (32 proveedores).
• Volumen de potencia total ofertado para la subasta: 2.179 MW (30 proveedores, 270 bloques).
• Volumen de potencia asignado en la subasta: 1.725 MW a prestar en 2.279 horas. En 2025 1.148 MW. Tenemos un aumento de +577 MW (+50,3%) equivalentes a unas dos plantas de Ciclo Combinado. Probablemente sigue siendo insuficiente ante eventual incidencia o riesgo de apagón generalizado, pues se trata de demanda interrumpible localizada en diferentes puntos frontera red/consumo del sistema peninsular.
• Precio marginal resultante: 65 €/MW (56,43 €/MW en 2025). Una subida de +15,2%.

Servicio de control dinámico de la tensión (reactiva)

El OS ha realizado pruebas de habilitación de primeras renovables que prestarán un servicio de control dinámico de tensión en línea con el nuevo P.O. 7.4 solicitado por el OS en 2020 y aprobado por la CNMC y publicado en BOE el 12 JUN 2025. El OS está preparado para que estas instalaciones comiencen a prestar dicho servicio desde el momento en que lo notifiquen al OS, si bien se prevé que esto quizás ocurra a lo largo del primer trimestre 2026.

Según OS, a 29 OCT 2025, se han presentado 168 solicitudes, de las que 125 corresponden a instalaciones renovables no gestionables. De ellas 24 están ya en condiciones de comenzar las pruebas. El resto, o bien declaran no poder seguir consigna de tensión o bien están en fase de completar la documentación necesaria. El ritmo de solicitudes viables recibidas es aún bajísimo sabiendo que existen decenas de miles de renovables.

Además de las renovables no gestionables, también han presentado solicitudes centrales de generación convencional como ciclos o hidráulicas que ya tienen la obligación de prestar el servicio de control dinámico de tensión en su modalidad básica. Por ello, en el proceso se está dando prioridad a las renovables no gestionables, ya que son las únicas que pueden ofrecer nuevos recursos al sistema.

Entre los beneficios de la participación en este nuevo servicio, las renovables habilitadas obtendrán prioridad de despacho y la posibilidad de reducir las rampas máximas de cambio de su producción.

Para su habilitación la normativa del nuevo P.O. establece que las instalaciones tienen que acreditar su capacidad técnica para controlar la tensión en dos modos: a través de consignas de reactiva y de consignas de tensión. Esta última modalidad –seguimiento de consigna de tensión en tiempo real– es la que ofrece flexibilidad y permite que las instalaciones respondan a las variaciones rápidas de tensión que pueden producirse en un sistema eléctrico en plena transformación.

Muchas instalaciones renovables, que actualmente deben seguir una consigna de factor de potencia, tienen la obligación normativa de disponer de capacidad técnica para seguir consignas de tensión, con lo que se espera contar con recursos adicionales en el sistema en el corto plazo.