El pasado 21 de octubre de 2025 se publicó en el Boletín Oficial del Estado la Resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) por la que se modifican, con carácter temporal, varios procedimientos de operación eléctricos (PO 3.1, PO 3.2 y PO 7.2).
Esta decisión responde a la necesidad urgente de mitigar las variaciones bruscas de tensión registradas en el sistema eléctrico peninsular durante las últimas semanas, y busca reforzar la seguridad del suministro en un contexto de creciente penetración renovable y alta volatilidad en los flujos de potencia.
Causas que motivan las modificaciones
Según Red Eléctrica de España (REE), las oscilaciones de tensión observadas tienen su origen en una combinación de factores estructurales y operativos:
- El rápido crecimiento de las instalaciones conectadas mediante electrónica de potencia (fotovoltaicas, eólicas, etc.), que pueden modificar su potencia en pocos segundos sin una regulación de tensión continua.
- La respuesta más lenta de parte de la generación síncrona tradicional, que no reacciona con la agilidad que el sistema requiere.
- El aumento de las instalaciones de autoconsumo y pequeña generación distribuida, sobre las cuales REE carece de observabilidad directa.
- La menor demanda en la red de transporte durante las horas de elevada producción solar, que incrementa la sensibilidad del sistema ante pequeños cambios de potencia activa.
En conjunto, estos factores están generando dinámicas de tensión inusualmente rápidas, que podrían comprometer la estabilidad global del sistema si no se adoptan medidas correctoras inmediatas.
Principales modificaciones aprobadas
La resolución introduce cambios temporales en tres procedimientos de operación clave: PO 3.1 (Programación), PO 3.2 (Restricciones Técnicas) y PO 7.2 (Regulación Secundaria). La propuesta inicial de la CNMC fue ajustada tras el trámite de audiencia pública y las alegaciones del sector, dando lugar a un texto final que busca equilibrar flexibilidad operativa, seguridad del sistema y proporcionalidad regulatoria.
1. Procedimiento de Operación 3.1 – Proceso de Programación
Se flexibiliza la hora de publicación del Programa Diario Viable Provisional (PDVP), que podrá publicarse hasta las 14:45 horas o 75 minutos después del Programa Diario Base de Funcionamiento (PDBF), en caso de retrasos en el acoplamiento europeo.
El objetivo es dar mayor margen operativo a REE para resolver correctamente las restricciones técnicas antes del cierre del programa, reduciendo así la necesidad de redespachos y el uso de energía de balance. En circunstancias justificadas por criterios de seguridad del suministro, el operador podrá priorizar la resolución completa de restricciones frente al cumplimiento estricto del horario de publicación.
2. Procedimiento de Operación 3.2 – Restricciones Técnicas
Se introduce la posibilidad de anticipar la gestión de reservas insuficientes de potencia a subir (RSI) a la fase de programación, evitando que deban resolverse en tiempo real.
Esto permitirá a REE arrancar preventivamente grupos térmicos cuando se detecte una insuficiencia de reserva, garantizando así una respuesta más ágil ante contingencias. Las unidades programadas por este motivo deberán mantener toda su capacidad disponible en los mercados de balance, evitando su reducción en los mercados intradiarios.
Adicionalmente, se excluyen temporalmente las interconexiones con Marruecos y Andorra de la fase 2 del proceso de restricciones técnicas, para simplificar la gestión y reducir la complejidad operativa.
Esta modificación viene acompañada de la creación de un código de redespacho específico que permitirá monitorizar y controlar los costes asociados a estos ajustes.
3. Procedimiento de Operación 7.2 – Regulación Secundaria
El seguimiento del programa PTR (rampas preestablecidas) se redefine para garantizar transiciones más suaves entre periodos cuarto-horarios, evitando los “saltos en escalón” de potencia que han contribuido a las variaciones de tensión.
En el texto finalmente aprobado, el seguimiento del PTR será obligatorio solo para los periodos en los que la instalación participe activamente en regulación secundaria, pero el Operador del Sistema podrá requerir su cumplimiento temporal en otros periodos si resulta necesario para la seguridad del suministro.
Cada proveedor podrá elegir entre:
- Seguir el PTR únicamente cuando participe en regulación secundaria
- Seguirlo en todos los periodos.
Esta opción deberá comunicarse al operador y mantenerse estable en el tiempo.
Diferencias con la propuesta inicial de la CNMC
El borrador de resolución sometido a consulta pública contemplaba también una modificación del PO 7.4 (Control de Tensión), que implicaba endurecer los requisitos técnicos de validación del servicio (mayor número de muestras, tolerancias más estrictas y criterios de penalización más severos).
Sin embargo, tras las alegaciones de los agentes del sector, la CNMC decidió no aprobar este cambio de forma inmediata, optando en su lugar por instar a REE a intensificar las acciones de control y habilitación de plantas para mejorar la respuesta del parque generador existente
Esta decisión refleja una posición más prudente y transitoria, orientada a preservar la estabilidad operativa sin introducir exigencias técnicas que, a corto plazo, podrían resultar difíciles de cumplir o incluso contraproducentes para las centrales síncronas.
Duración y seguimiento de las medidas
Las medidas tendrán una vigencia inicial de 30 días naturales, prorrogables por periodos adicionales de 15 días hasta un máximo de tres meses, previa solicitud motivada de REE.
Durante este periodo, el operador del sistema deberá informar diariamente a la CNMC sobre la implementación, seguimiento e impacto de las medidas adoptadas, así como sobre los efectos derivados de las instrucciones de seguimiento de rampas. La CNMC podrá suspender su aplicación anticipadamente si considera que ya no son necesarias o si afectan al funcionamiento del mercado.
Implicaciones para el sector y papel de la digitalización
Estas modificaciones, aunque de carácter temporal, marcan un punto de inflexión en la gestión operativa del sistema eléctrico español. La transición hacia un sistema con alta penetración renovable y mayor presencia de electrónica de potencia exige una capacidad de supervisión y respuesta en tiempo real cada vez más precisa.
La resolución de la CNMC y las medidas adoptadas por Red Eléctrica de España evidencian una tendencia clara: el futuro de la estabilidad del sistema pasará no solo por ajustes normativos y procedimentales, sino también por una infraestructura digital capaz de ofrecer datos de calidad, trazabilidad y control dinámico de los activos conectados.
En este contexto, desde Axon Time aportamos un valor diferencial con nuestros sistemas de telemedida, que permite a productores, agregadores y comercializadores monitorizar en tiempo real el comportamiento de sus instalaciones, analizar su respuesta ante consignas del operador del sistema y anticipar desviaciones o limitaciones operativas.
La integración de esta información, de forma continua y estandarizada, facilita la adaptación de los agentes a los nuevos requisitos de los Procedimientos de Operación y refuerza la capacidad del conjunto del sistema para mantener la estabilidad de tensión, gestionar reservas y optimizar su participación en los servicios de ajuste.
En definitiva, la modernización regulatoria y la digitalización operativa avanzan en paralelo. Desde Axon Time seguimos acompañando a los participantes de mercado en este proceso, proporcionando herramientas de medición, análisis y control que convierten los datos en estabilidad, eficiencia y valor para el sistema eléctrico del futuro.
