En el periodo 2026-2029, la compañía compromete 6.000 millones de euros de inversión en el negocio de transporte (TSO) que, sumada a la inversión ejecutada en 2025 y a la prevista para 2030 y 2031, permitiría alcanzar los objetivos de puesta en servicio contemplados en la planificación.
Los mapas deberán distinguir claramente los nudos sin valor consensuado de aquellos con capacidad nula y se actualizarán mensualmente indicando el porcentaje de nudos sin acuerdo y advirtiendo de posibles variaciones por cambios regulatorios (incluidos huecos de tensión).
El texto técnico de la propuesta, en audiencia pública, busca ajustar el calendario de publicación de mapas de capacidad y asegurar que la metodología para calcular la capacidad de acceso de la demanda a la red de transporte esté respaldada por criterios acordados entre los gestores y por información pública accesible.
Se modifican, con carácter temporal, los procedimientos de operación 3.1, 3.2 y 7.2 del sistema eléctrico con el objetivo de mejorar la estabilidad de la tensión y reforzar la seguridad del suministro en el sistema peninsular.
El operador del sistema plantea una propuesta de definición del comportamiento GFM desde un enfoque tecnológicamente neutro y orientado a la innovación. No fija requisitos técnicos ni directrices de supervisión obligatorias, sino que formula recomendaciones.
La CNMC justifica la prórroga porque se habrían reducido las variaciones bruscas y no se ha detectado un incremento de coste para el consumidor, ni un impacto sobre el buen funcionamiento del mercado mayorista.
Según datos de REE, la programación “reforzada” ha representado de mayo a octubre un 2,34% de los costes totales del sistema eléctrico español, que en este periodo han superado los 18.000 millones de euros.
MITECO abre a audiencia e información pública el proyecto de Real Decreto por el que se modifican determinados aspectos relativos al autoconsumo de energía eléctrica y de impulso al almacenamiento distribuido, y la Propuesta de planificación eléctrica con horizonte 2030.
El operador relaciona estas variaciones con cambios bruscos de programa, en particular, de la generación renovable, así como con el tiempo de respuesta de la generación proveedora de control dinámico de tensión, pero desmiente que haya riesgo de apagón.
Hasta el 11 de septiembre estará abierto el plazo para remitir observaciones a la propuesta de resolución por la que se modifican los procedimientos de operación eléctricos 7.5 y 14.4 para la modificación del servicio de respuesta activa de la demanda.
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