Regulación
Control de tensión: a quién obliga de verdad y qué paga
La prestación básica es obligatoria; lo que se elige es la modalidad. Los umbrales son 1 MW y 5 MW, y los pagos por potencia llevan una condición que casi nunca se cita.
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¿Es obligatorio el control de tensión?
La prestación básica es obligatoria para las instalaciones que enumera el procedimiento.
- Lo que se elige no es participar o no, sino en qué modalidad: control de factor de potencia o seguimiento de consigna fija.
- Esa segunda modalidad, la de consigna fija, sí es voluntaria o requerida, no general.
Nuestra lectura
La confusión más extendida —y que nosotros mismos teníamos publicada— es leer «no es obligatorio para todo activo de 1 MW» como «no es obligatorio». El servicio básico lo es. Lo voluntario es la modalidad, y con ella la retribución.
¿Qué modalidades hay y qué implica cada una?
Tres, de menos a más exigencia técnica y de menos a más retribución.
- La novedad de esta resolución es la modalidad de consigna fija: abre la puerta a instalaciones que no tienen telemando y hasta ahora no podían cobrar por este servicio.
| Modalidad | ¿Obligatoria? | Umbral | Pago por potencia |
|---|---|---|---|
| Control de factor de potencia (6.1.1.a) | Sí, es la prestación básica general | Instrucciones del operador desde 5 MW o más | Sin pago por potencia |
| Seguimiento de consigna fija (6.1.1.b) | Voluntaria, o requerida por el operador | 1 MW o más, sin comunicaciones en tiempo real | 0,7 €/MW·día |
| Consignas en tiempo real (6.2) | Voluntaria | 5 MW o más en red de transporte | 2,7 €/MW·día |
Nuestra lectura
La escalera es coherente: cuanto más control cede el activo, más se le paga. Lo que cambia el tablero es que el primer peldaño retribuido ya no exige comunicaciones en tiempo real, y eso mete en el mercado a activos que estaban fuera.
¿A partir de qué potencia me afecta?
Hay dos umbrales que hacen cosas distintas: 1 MW y 5 MW.
- El umbral de 1 MW dice quién puede prestar la modalidad retribuida más accesible; el de 5 MW dice a quién puede dar instrucciones el operador y quién entra en tiempo real.
| Potencia | Qué implica |
|---|---|
| 1 MW o más | Puedes acogerte a consigna fija, aunque no tengas comunicaciones para recibir consignas en tiempo real |
| 5 MW o más | Debes seguir las instrucciones del operador para modificar tu rango de factor de potencia |
| 5 MW o más, en red de transporte | Puedes solicitar participar en la prestación basada en consignas en tiempo real |
| Menos de 5 MW | Puedes participar por debajo de 5 MW, en conjunto |
¿Hasta cuándo hay plazo si te lo requieren?
- Se garantiza un plazo mínimo de tres meses desde el requerimiento, que puede ser mayor si se justifica la necesidad ante el gestor de red.
- Esa fecha resulta de los aproximadamente nueve meses desde la publicación de la resolución en el BOE.
Nuestra lectura
No es una fecha de corte para todo el parque instalado: es el suelo del plazo que se le garantiza a quien reciba el requerimiento. Si nadie te requiere, esa fecha no te dice nada.
¿Cuánto se paga por prestar el servicio?
Por potencia, 0,7 €/MW·día en consigna fija y 2,7 €/MW·día en seguimiento en tiempo real.
- Las dos cifras están en el apartado 11 del procedimiento de operación 7.4.
- Las dos están condicionadas a haber aportado al menos el 50 % de la reactiva obligatoria del mes en producción neta negativa o cero.
- Además del pago por potencia hay retribución variable en euros por megavoltioamperio reactivo hora, distinta en cada modalidad.
Nuestra lectura
Estas cifras circulan sueltas, sin su condición, y así leídas prometen un ingreso por megavatio instalado que no es incondicional. Cuentan las horas en las que aportas reactiva sin estar produciendo activa, que es justo lo que una batería puede hacer y una fotovoltaica de día no.
¿Cuánto cuesta prestar el servicio?
La propia resolución lo estima en 240 €/MW-año.
- Es el sobrecoste de peaje de consumo que hay que contratar para poder dar el servicio en horas sin recurso, consumiendo activa de la red.
- Los supuestos van declarados: 5 % de consumo en convertidor y cableado, y reactiva máxima del 30 % de la potencia según la Orden TED 749/2020.
- El regulador lo calcula precisamente para justificar el pago por potencia, no como una factura real.
Nuestra lectura
Tener el coste y el pago en la misma página es poco frecuente y es lo que permite hacerse una idea. Lo que no vamos a hacer aquí es el caso de negocio: sin saber cuánta necesidad zonal de reactiva se queda Red Eléctrica con su propio equipamiento, cualquier cifra de mercado direccionable sería inventada.
¿Puede participar una instalación de menos de 5 MW?
Sí, por debajo de 5 MW, en conjunto.
- Es una de las novedades de esta resolución, en el apartado de participación conjunta.
- Por debajo de ese umbral, la vía individual en tiempo real sigue cerrada.
Nuestra lectura
Para una cartera de activos pequeños repartidos, esto convierte lo que era una imposibilidad en un problema de agregación. Y agregar activos dispersos solo tiene sentido si sabes qué hace la red en cada uno de sus puntos de conexión.
¿Qué pasa si me acojo a consigna fija y no cumplo?
El operador puede deshabilitarte.
- Mientras no arranque la validación y liquidación formal, el operador del sistema supervisa el comportamiento de los proveedores en esta modalidad.
- La consecuencia es volver a la modalidad de control de factor de potencia, que no tiene pago por potencia.
¿Cuándo entra en vigor cada cosa?
Por tramos: la resolución surte efecto al día siguiente de publicarse, pero la liquidación llega después.
- Hasta que empiece esa validación y liquidación, la supervisión es del operador y la retribución no está liquidándose todavía.
| Qué | Cuándo |
|---|---|
| La modificación de los procedimientos | Al día siguiente de la publicación |
| Cambios del apartado 11 y del P.O. 14.4 | |
| Validación y liquidación de la consigna fija |
Nuestra lectura
El detalle importa para el plan de tesorería: puedes estar prestando el servicio meses antes de que exista el circuito que te lo paga.
¿Cuándo llegan los mercados de tensión?
Se retrasaron: el plazo de implantación pasa a mediados de 2027.
- Vencía en diciembre de 2026 y se amplió seis meses.
- El motivo declarado es que la disponibilidad de los sistemas no garantiza el lanzamiento mientras no haya oferta suficiente.
¿Qué no dice esta resolución?
No dice cuánta necesidad de reactiva va a quedar por cubrir, ni dónde.
- Fija modalidades, umbrales y precios, no un volumen de servicio a contratar.
- La CNMC pidió a Red Eléctrica que publique información periódica sobre las necesidades zonales de reactiva. Es información zonal, no por nudo.
Nuestra lectura
Sin ese volumen no se puede dimensionar el mercado direccionable, y por eso aquí no lo dimensionamos. Publicar un número de negocio sobre esto hoy sería inventárselo.
Cómo hemos llegado hasta aquí.
- La CNMC aprueba la resolución que modifica los procedimientos de operación 7.4 y 14.4.
- Se publica en el BOE. Los procedimientos modificados surten efecto al día siguiente.
- seis mesesEntran en efecto los cambios del apartado 11 y las modificaciones del P.O. 14.4: .
- ocho mesesArrancan la validación y la liquidación de la consigna fija: .
- Fecha hasta la que se garantiza plazo a quien reciba el requerimiento de consigna fija.
- mediados de 2027Nuevo plazo de implantación de los mercados locales de capacidad adicional.
Qué significa para tu activo.
- Lo primero que conviene aclarar no es la fecha, sino en qué modalidad estás y en cuál podrías estar. La prestación básica te obliga igual; la retribuida es la que se elige.
- Si tienes 1 MW o más y no tienes telemando, la consigna fija es la vía que se acaba de abrir. Antes de contar con el ingreso, comprueba si tu activo cumpliría la condición de reactiva en producción neta negativa o cero.
- Si gestionas varios activos por debajo de 5 MW, la participación conjunta convierte una imposibilidad en un problema de agregación.
- Lo que decide si esto es una oportunidad o un trámite es dónde está conectado el activo y qué hace la red en ese punto. Esa parte no está en la resolución, y sí en el histórico del nudo.
Fuentes
- 01Resolución de 30 de junio de 2026, de la CNMC, por la que se modifican los procedimientos de operación 7.4 y 14.4 para fomentar la prestación dinámica del servicio de control de tensiónP.O. 7.4, apartado 6.1 · Publicado el 10 de julio de 2026
Contrastado contra fuente primaria el