Un año y medio después del apagón, la CNMC pide a REE que revise quién paga la estabilidad de la red
- Pide a REE analizar si el reparto da “señales adecuadas al consumidor”
- La operación reforzada cuesta 275 millones entre enero y septiembre
La CNMC ha encargado a Red Eléctrica un análisis sobre cómo se reparten entre los consumidores las restricciones técnicas del sistema eléctrico. El organismo busca preparar una propuesta de modificación normativa sobre quién paga la estabilidad de la red.
La solicitud, fechada el 27 de julio de 2026, aparece en el informe de seguimiento del
Qué quiere saber el regulador
La CNMC quiere comprobar si el mecanismo actual ofrece “señales adecuadas al consumidor” y refleja correctamente los costes, como informa Cinco Días. Para ello abre “un proceso de reflexión y diálogo con los participantes del sistema” antes de plantear un cambio de normativa. El análisis se centra en cómo se distribuye el coste entre la demanda y los distintos periodos temporales.
Las restricciones técnicas son los ajustes que el operador programa con generadores para resolver problemas concretos de la red, como los de tensión. Red Eléctrica cifra su coste en 3.347 millones de euros en 2025, frente a los 2.057 millones de 2024.
El operador recuerda que no fija ese precio, que depende de las ofertas de los agentes, principalmente generadores. Así lo explicó en una nota de prensa del 23 de julio.
El coste mensual de la operación reforzada baja, pero el total sigue alto
La
El informe habla de una reducción cercana al 53% en términos mensuales. Dividido por meses, equivale a pasar de unos 64,5 millones al mes a unos 30,6 millones.
| Meses | Coste total | Media mensual | |
|---|---|---|---|
| Mayo-diciembre de 2025 | 8 | 516 millones de euros | 64,5 millones de euros |
| Enero-septiembre de 2026 | 9 | 275 millones de euros | 30,6 millones de euros |
Aun así, la CNMC subraya que “el coste global de las restricciones técnicas continúa siendo elevado”. El regulador recuerda que hay que tener en cuenta el resto de factores que influyen en ese coste: la creciente incorporación de renovables exige programar más servicios de ajuste mientras el sistema no cuente con más recursos de flexibilidad, y la evolución del precio del gas en los mercados internacionales dificulta prever esos costes a medio plazo.
Por qué la CNMC duda de un precio regulado
Los comercializadores reclaman que la
El regulador ya había avisado en su comunicado del 10 de julio de 2026. Reconocía que un precio regulado podría aportar estabilidad y previsibilidad a los comercializadores, pero que “no eliminaría la incertidumbre económica subyacente, sino que la trasladaría de los comercializadores a los consumidores”.
Según Redeia, la CNMC rechazó la propuesta de las empresas y pidió al operador una propuesta de modificación del reparto de las restricciones técnicas.
Las tensiones que siguen en la red de transporte
El informe recoge un aumento de las actuaciones por “bajo amortiguamiento del sistema”, es decir, oscilaciones de frecuencia y tensión difíciles de estabilizar. También señala episodios de “elevados desbalances” entre generación y demanda.
Según el operador del sistema, el aumento de las restricciones por contingencia estaría vinculado a la concentración geográfica de la generación renovable y al incremento de los flujos de red, lo que obliga a redespachar a bajar y, en ocasiones, a subir para mantener el equilibrio.
Las restricciones por insuficiencia de reserva a subir, la capacidad disponible para aumentar la producción, responden principalmente a desviaciones de la producción renovable. Eso obliga a mantener centrales convencionales listas para reaccionar ante caídas de generación no programadas.
Entre abril y junio se estudiaron 207 nudos de la red de transporte con redes mancomunadas, es decir, con infraestructuras de evacuación compartidas. Cada mes, entre el 45% y el 57% de ellos (de 94 a 117 nudos) superó el umbral de 1.000 MVArh mensuales de energía reactiva inyectada o consumida en sentido contrario al que necesita la red de transporte. Son datos provisionales.
El informe también mide la tensión en barras de central de las instalaciones fuera del ámbito del Real Decreto 413/2014. Entre abril y junio estuvo fuera del rango por defecto el 41,7% del tiempo en las instalaciones conectadas a 220 kV y el 11,7% en las de 400 kV. El problema se concentra de madrugada: entre las 2:00 y las 5:00 horas, el porcentaje en 220 kV ronda el 75-80%.
Próximo paso: la propuesta de Red Eléctrica
Redeia indica que trabaja en esa propuesta y que prevé someterla a consulta de los sujetos del sistema “próximamente”, sin precisar fecha. El diálogo con los participantes del sistema es el paso previo a la propuesta de modificación normativa que contempla la CNMC.
Fuente de la imagen principal: Montaje Roams
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