A partir del 20 de enero de 2026, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) puso en marcha un nuevo paquete regulatorio que apunta directamente a un desafío creciente en el sistema eléctrico peninsular español: las variaciones bruscas de tensión.
Este fenómeno, asociado al fuerte crecimiento de generación renovable con control por factor de potencia, motivó a la Comisión a consolidar en normativa permanente una serie de medidas que, hasta ahora, eran provisionales.
Las modificaciones aprobadas sobre los procedimientos de operación 3.1, 3.2 y 7.2 buscan dar estabilidad a la red eléctrica, reduciendo la necesidad de intervenciones en tiempo real y optimizando la respuesta técnica ante eventos críticos. De acuerdo con el documento oficial, las medidas se implementan tras comprobar su eficacia durante tres meses de aplicación temporal, entre octubre de 2025 y enero de 2026.
El origen del problema radica en una transformación acelerada del sistema: «cambios abruptos en la producción de plantas que siguen un factor de potencia», es decir, aquellas donde la variación de energía activa implica cambios simultáneos en la energía reactiva, afectando directamente a la tensión del sistema. Esta dinámica, según el Operador del Sistema, “no se había producido en el pasado con la magnitud actual”, y obedece al crecimiento de instalaciones renovables, la participación activa en mercados de tiempo real y el surgimiento de precios negativos.
Para mitigar el riesgo de inestabilidad, se implementan modificaciones clave. En el procedimiento 3.1, se ajustan los tiempos del Proceso de Programación para reducir redespachos y garantizar soluciones completas de restricciones técnicas antes del tiempo real. Se reduce de 30 a 15 minutos el plazo para la publicación del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), y se limita a 10 minutos el margen para que los participantes envíen sus nominaciones.
Además, el procedimiento 3.2, que regula las restricciones técnicas, ahora contempla explícitamente la programación por insuficiente reserva a subir, incorporando a los grupos térmicos en fases más tempranas del despacho. Con ello se busca disminuir la necesidad de energía de balance y evitar correcciones de último minuto que puedan alterar la estabilidad del sistema.
En lo que respecta al procedimiento 7.2 de regulación secundaria, se extiende la obligación de seguimiento del Programa de Tiempo Real (PTR) a todos los periodos de programación, incluso cuando las instalaciones no estén activamente prestando servicios de frecuencia. Este punto genera tensiones dentro del sector renovable: «los proveedores de tecnología no gestionable deberán asumir vertidos sin compensación directa», alertan algunos actores consultados durante el proceso de audiencia pública.
Durante la consulta, que incluyó 23 aportes de empresas y asociaciones del sector, surgieron diversas preocupaciones. Por un lado, existe acuerdo en la necesidad de garantizar la estabilidad de tensión, pero también se advierte que «no debe condicionarse la operativa del mercado ni recortar plazos de forma que incremente el riesgo de errores». En ese sentido, se valoró positivamente que el Operador del Sistema aceptara mantener los plazos de presentación de ofertas de restricciones.
Uno de los puntos más sensibles es la propuesta de seguir el PTR en todo momento para los proveedores de regulación secundaria. El impacto potencial sobre los costes del servicio aFRR y el riesgo de salida de proveedores preocupan al sector.
No obstante, la CNMC sostiene que “estos cambios son necesarios para anticipar eventos que puedan comprometer la red”, y que su impacto será evaluado antes de consolidarlos definitivamente.
Las modificaciones se suman a otras iniciativas impulsadas por el regulador, como la implementación progresiva del nuevo servicio de control de tensión bajo el PO 7.4, cuya fase de habilitación está en marcha. A la fecha de la resolución, solo 35 de 334 instalaciones habían superado las pruebas para ofrecer este servicio, aunque el ritmo de habilitación se ha acelerado en semanas recientes.
La CNMC subraya que el paquete aprobado no es definitivo: «será revisado en un plazo máximo de un año», y su evolución dependerá de los resultados del plan de actuación que el Operador del Sistema deberá elaborar con participación del sector. Este plan deberá abordar desde la transparencia sobre la variabilidad de tensiones hasta la posible revisión del carácter voluntario del seguimiento de consignas.
El documento deja claro que el futuro de la operación del sistema eléctrico dependerá en gran medida de la capacidad de adaptación de las tecnologías renovables. En particular, se requerirá que una parte significativa de estas instalaciones transite de un modelo de operación basado en factor de potencia a otro más dinámico, con rampas de programación y control activo de tensión.
Para los actores del sector renovable, estas modificaciones implican repensar sus estrategias de integración y operación, especialmente en lo que respecta a servicios de ajuste y participación en mercados de balance. Si bien representan un desafío operativo, también abren nuevas oportunidades para quienes logren adaptarse primero.
En palabras de la CNMC, “la situación del sistema eléctrico ha cambiado de forma drástica en pocos años”, y por ello, “es fundamental seguir trabajando con los agentes para garantizar una operación segura y económicamente eficiente”.
El sector renovable español entra así en una nueva etapa, donde la integración masiva de generación limpia exigirá no solo volumen, sino también flexibilidad, control y capacidad de respuesta técnica inmedi
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