La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) aprobó el Procedimiento de Operación 7.6, que establece las bases para la prestación de este servicio de no frecuencia en el sistema eléctrico peninsular español.
La norma define quién puede prestar el servicio, bajo qué requisitos técnicos, con qué pruebas, qué régimen retributivo aplica, cómo se liquidará y qué penalizaciones habrá ante incumplimientos.
Pero el cambio no será inmediato para todas las tecnologías. El primer tramo del P.O. 7.6 mantiene un enfoque continuista: el servicio se asignará a las instalaciones que ya figuran en los Planes de Reposición y que pueden actuar como iniciadoras de isla.
“Ahora mismo lo que se hace es darle mucha solidez jurídica al marco actual: si España tiene un cero, las hidráulicas van a rescatar el sistema”, explica Pablo Reinoso Lozano, Head of Regulatory Ops de Temos, en diálogo con Energía Estratégica.
Temos es una compañía española que aplica inteligencia artificial al desarrollo de proyectos energéticos, con foco en regulación, originación y anticipación de oportunidades de conexión. En esta lectura, su aporte apunta a ordenar qué cambia realmente con el nuevo procedimiento y qué queda pendiente para tecnologías como baterías.
España y un servicio para reponer el sistema tras un cero eléctrico
La CNMC señala que este nuevo procedimiento refuerza la resiliencia ante situaciones de cero eléctrico zonal o total e incorpora lecciones de la reposición del sistema tras el apagón de abril de 2025.
El procedimiento aplica al operador del sistema, a los gestores de redes de distribución y a los proveedores de arranque autónomo que presten el servicio en el sistema peninsular.
Entre los requisitos técnicos, las instalaciones deberán ser capaces de arrancar sin suministro externo en menos de 15 minutos, realizar al menos tres arranques consecutivos, controlar frecuencia y tensión, responder a huecos de tensión, operar en isla y garantizar reservas de energía primaria para funcionar a plena carga durante un mínimo de cuatro horas.
También deberán contar con sistemas críticos de comunicación con autonomía mínima de 24 horas y superar procesos de habilitación y pruebas periódicas.
La CNMC además incorpora un régimen de retribución, liquidación y penalizaciones. La remuneración será anual, aunque la liquidación a los proveedores se efectuará mensualmente. El coste del servicio se repartirá mensualmente en proporción a la demanda en barras de central.
Fase 1: hidráulica, cinco años y continuidad
La asignación del servicio se organizará en dos fases.
La Fase 1 tendrá un primer periodo mínimo de prestación de cinco años y mantendrá un carácter continuista respecto de los Planes de Reposición vigentes.
“En la primera fase, únicamente van a poder participar aquellas instalaciones que ya estaban definidas en los planes de reposición, que son principalmente instalaciones hidroeléctricas”, resume Xavier Riba Anglada, Co-Founder & CEO de Temos.
El BOE establece que el procedimiento surtirá efecto al día siguiente de la publicación de la nota técnica y los protocolos de pruebas, que deberán estar disponibles en un plazo máximo de seis meses desde la publicación de la resolución. La provisión, financiación y liquidación del servicio quedarán operativas una vez aprobadas las modificaciones necesarias en los procedimientos de liquidaciones.
“Ahora está aprobado legalmente, pero faltan especificaciones para poder usarlo y para que las instalaciones se remuneren por ello”, advierte Riba.
Fase 2: la puerta para storage y electrónica de potencia
La Fase 2 es la que abre el juego a otras tecnologías.
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La CNMC plantea que, tras la primera etapa, el servicio evolucione hacia un esquema con criterios competitivos, abierto a todas las instalaciones que acrediten capacidad técnica y cumplan los criterios de ubicación definidos en los Planes de Reposición.
Esto incluye potencialmente a instalaciones de almacenamiento y activos basados en electrónica de potencia, siempre que puedan cumplir los requisitos técnicos del servicio.
“Dentro de cuatro años va a haber un gran cambio de paradigma. Van a poder participar las instalaciones de electrónica de potencia y el almacenamiento. Y en vez de ser estos costes fijos retribuidos, va a ser con un mecanismo de precio competitivo”, señala Reinoso Lozano.
El BOE matiza que la Fase 2 se activará a partir de evaluaciones periódicas de necesidades por parte del operador del sistema, al menos cada cinco años, o antes si las instalaciones actuales rechazan participar y no se encuentran alternativas viables dentro de la Fase 1.
“El servicio de arranque ayuda, evidentemente, pero no es algo muy relevante para el business case de cualquier proyecto de baterías que esté ahora mismo en desarrollo en el mercado”, sostiene Riba.
Para Temos, el P.O. 7.6 suma una señal regulatoria, pero no resuelve el debate central del almacenamiento en España.
“La previsión de que dentro de cuatro o cinco años quizás tengas un pequeño ingreso adicional puede ser una anécdota en un plan de negocio de baterías”, apunta Reinoso Lozano.
La señal que el storage en España sigue esperando
El nuevo procedimiento de arranque autónomo ordena un servicio clave para la seguridad del sistema, pero no reemplaza las señales que el almacenamiento necesita para acelerar inversiones.
Desde Temos identifican tres frentes pendientes: mercado de capacidad, participación en mercados de flexibilidad y permisos de acceso flexible.
“El próximo cambio, el más cercano y más grande que pueden tener las baterías es que se aprueben las tipologías de permiso de acceso flexible”, afirma Reinoso Lozano.
Hoy, uno de los principales cuellos de botella para nuevos proyectos BESS es la falta de capacidad firme de demanda en muchos nudos.
“Cuando se aprueben los permisos flexibles, vas a poder poner baterías en casi cualquier lado, sujeto a que no podrán consumir en cualquier momento de la red, sino cuando se pueda”, indica.
Riba coincide en que la prioridad regulatoria no debería quedar absorbida por el black start.
“Lo más relevante es el mercado de capacidad, algunos ámbitos de participación en mercados que también falta por regular y los mercados de flexibilidad. Aún hay inseguridad regulatoria que hace que sean menos bancables los proyectos”, remarca.
Y ante la pregunta sobre qué plantearía al Gobierno, Red Eléctrica o la CNMC, apunta a una línea concreta: acceso flexible.
“Para mí es centrar los esfuerzos de desarrollo regulatorio en la parte del acceso flexible. Teniendo en cuenta que hoy uno de los mayores problemas que tenemos en la red es la saturación de capacidad firme, un instrumento como otorgar capacidades flexibles ayuda un montón, no solo a las baterías, sino también al propio sistema y a su robustez”, concluye.