Los costes de ajuste de Red Eléctrica encarecen en 9,86 euros/MWh el PVPC en septiembre

El precio regulado aumentó 15,03 euros por megavatio hora antes de impuestos, de los que 9,86 euros procedieron de los servicios utilizados para equilibrar y asegurar el sistema eléctrico. El coste de estos mecanismos alcanzó 4.219 millones entre enero y septiembre, un 37,3% más que un año antes, y se ha convertido tras el apagón en uno de los principales factores de encarecimiento de la electricidad.

El Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) volvió a subir con fuerza en septiembre. El encarecimiento respecto a agosto fue de 15,03 euros por megavatio hora antes de impuestos, pero la mayor parte no procedió directamente del mercado mayorista. Los servicios de ajuste aportaron 9,86 euros por megavatio hora adicionales, el 65,6% del incremento, mientras que la evolución neta de los mercados energéticos explicó los otros 5,16 euros, el 34,4%.

Después de aplicar el impuesto eléctrico y el IVA, la repercusión de esos 15,03 euros ascendió aproximadamente a 19,11 euros por megavatio hora. Los peajes y cargos regulados permanecieron sin cambios, por lo que no participaron en la variación mensual. La subida se concentró, por tanto, en el coste de adquirir la energía y, sobre todo, en el de corregir posteriormente el programa resultante del mercado para adaptarlo a las necesidades físicas de la red.

Los costes de ajuste se han disparado tras el apagón del 28 de abril de 2025. Entre enero y septiembre de este año alcanzaron 4.219 millones de euros, un 37,3% más que en el mismo periodo del ejercicio anterior. Las restricciones técnicas concentraron 3.614 millones; el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda, 312,8 millones; y la reserva de regulación secundaria, alrededor de 292 millones.

Estas cantidades reflejan un problema que no aparece en el precio inicial del mercado: la electricidad no puede transportarse libremente desde cualquier central hasta cualquier punto de consumo. El mercado diario selecciona las ofertas de generación siguiendo un criterio fundamentalmente económico, pero ese resultado debe someterse después a una comprobación técnica. Red Eléctrica analiza si las líneas pueden soportar los flujos programados, si existe generación suficiente en cada zona, si se mantienen los niveles de tensión y frecuencia y si quedan reservas para responder a una avería, una pérdida de producción o una desviación inesperada de la demanda.

Servicios de ajuste

Cuando el programa económico no cumple esas condiciones, el operador ordena a determinadas instalaciones aumentar o reducir su producción, reserva capacidad disponible o solicita a grandes consumidores que disminuyan temporalmente su demanda. Los pagos derivados de estas intervenciones constituyen los servicios de ajuste. No son una remuneración que reciba Red Eléctrica: se destinan principalmente a los generadores que modifican sus programas y a los consumidores que aportan flexibilidad.

Las restricciones técnicas son la partida más importante. Se producen cuando el resultado del mercado no puede ejecutarse físicamente sin superar la capacidad de una línea, provocar problemas de tensión o reducir los márgenes de seguridad. Para resolverlas, Red Eléctrica puede ordenar que una central inicialmente casada reduzca su producción y que otra, situada en un punto más conveniente de la red, aumente la suya. Esa sustitución suele encarecer el suministro porque la segunda instalación no había entrado inicialmente en el mercado por resultar más cara.

La energía movilizada para resolver estas restricciones creció un 31,5% durante los nueve primeros meses del año, pero su coste para la demanda aumentó un 45%. La diferencia indica que no solo se empleó una cantidad mayor de generación para corregir el mercado, sino que las ofertas aceptadas fueron más costosas. El precio medio ponderado de la energía contratada al alza para resolver restricciones alcanzó 204,67 euros por megavatio hora, frente a un promedio de 74,10 euros en el mercado diario durante ese mismo periodo.

Reservas de regulación

Las reservas de regulación cumplen una función distinta. Permiten modificar rápidamente la producción cuando la generación real o la demanda se apartan del programa previsto. Una caída repentina de una central, un error en la previsión eólica o solar o una variación inesperada del consumo obliga a disponer de instalaciones preparadas para responder en segundos o minutos. Aunque esa capacidad finalmente no llegue a utilizarse en su totalidad, mantenerla disponible también tiene un coste.

El Servicio de Respuesta Activa de la Demanda aplica el mismo principio desde el lado del consumo. Determinadas industrias y grandes usuarios reciben una compensación por comprometerse a reducir temporalmente su demanda cuando el operador lo solicita. El mecanismo permite evitar la entrada de generación adicional en momentos críticos, pero su activación se traslada igualmente a los costes soportados por el conjunto de los consumidores.

La necesidad de reforzar los márgenes de seguridad después del apagón ha elevado el volumen y el precio de estas actuaciones. El sistema está recurriendo con mayor frecuencia a centrales capaces de responder de forma controlada, aportar reservas y sostener la tensión y la frecuencia. En numerosas horas, esas instalaciones son ciclos combinados de gas o centrales hidráulicas cuyo coste supera ampliamente el de la energía solar o eólica inicialmente seleccionada por el mercado.

Fuerte subida del mercado mayorista

El encarecimiento de los ajustes coincidió en septiembre con una fuerte subida del mercado mayorista. Su precio medio alcanzó 143,25 euros por megavatio hora, un 21% más que en agosto y el nivel mensual más elevado desde 2022. Fue además el tercer mes consecutivo por encima de 100 euros, después de los 104,74 euros de julio y los 118,24 de agosto. El encarecimiento del gas natural elevó el coste de producción de los ciclos combinados y terminó trasladándose tanto al mercado diario como a algunos servicios de ajuste.

El efecto del mercado sobre el PVPC fue, no obstante, inferior al que sugiere esa subida. El mercado diario e intradiario aportó 28,39 euros por megavatio hora al incremento mensual, pero los productos contratados a plazo redujeron el precio en 23,23 euros. El resultado neto fue un aumento de 5,16 euros por megavatio hora.

La reforma del PVPC amortiguó así el impacto inmediato del mercado mayorista. En 2026, el 45% de su señal energética depende del mercado diario e intradiario y el 55% restante de referencias a plazo mensuales, trimestrales y anuales. Según la Organización de Consumidores y Usuarios, una factura calculada exclusivamente con los precios horarios habría alcanzado en septiembre 106,30 euros para su consumidor de referencia, frente a los 86,22 euros resultantes con la fórmula vigente.

Para otro consumidor tipo, con 4,4 kilovatios de potencia contratada y 250 kilovatios hora de consumo mensual, el simulador de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia arroja una factura de 74,21 euros. El importe es un 6,46% superior a los 69,71 euros de agosto y un 28,3% mayor que en septiembre de 2025. Se trata del nivel más alto de 2026 y del mayor desde septiembre de 2022.

El coste medio de los servicios de ajuste alcanzó en septiembre 32,225 euros por megavatio hora, uno de los valores más elevados de la serie histórica. La cifra tiene especial relevancia para los cerca de 8,2 millones de puntos de suministro acogidos al PVPC, aunque los consumidores del mercado libre tampoco permanecen al margen: las comercializadoras incorporan estos costes a sus contratos y terminan repercutiéndolos, antes o después, en los precios ofertados.

Creciente necesidad de correcciones

La composición de la generación ayuda a explicar la creciente necesidad de correcciones. En septiembre, la demanda nacional alcanzó 22.014 gigavatios hora, un 5,7% más en términos brutos y un 1,8% más una vez corregidos los efectos de temperatura y laboralidad. Las renovables produjeron 12.215 gigavatios hora y cubrieron el 50,9% del mix. La fotovoltaica lideró la generación con 6.307 gigavatios hora y una cuota del 26,3%, seguida por los ciclos combinados, con el 20,8%; la nuclear, con el 20,4%; la eólica, con el 14,1%; y la hidráulica, con el 6,9%.

La producción solar reduce los precios durante las horas centrales, pero cae rápidamente al atardecer, precisamente cuando continúa una parte importante de la demanda. El sistema debe sustituir en poco tiempo miles de megavatios solares por generación gestionable, almacenamiento o reducción de consumo. La operación se complica cuando existen congestiones territoriales, falta capacidad de transporte o las centrales necesarias para prestar servicios técnicos se encuentran fuera del programa inicial.

La subida de septiembre muestra que el precio del mercado diario ya no basta para interpretar el coste real de la electricidad. Más de seis de cada diez euros del incremento del PVPC procedieron de actuaciones posteriores destinadas a convertir el resultado económico del mercado en un programa eléctricamente viable. El problema no es que los servicios de ajuste sean prescindibles, sino que su coste crezca muy por encima de la demanda y se consolide como una factura paralela cada vez más onerosa.

El apagón ha obligado a prestar más atención a la seguridad del suministro, pero también ha dejado al descubierto las limitaciones de una red y de un diseño de mercado que necesitan correcciones continuas y costosas. Reducir esa factura exigirá más capacidad de transporte, almacenamiento, generación flexible, control de tensión, recursos distribuidos y señales económicas que sitúen la producción y el consumo allí donde resulten técnicamente más útiles. Mientras esas inversiones no avancen al ritmo de la transformación del mix eléctrico, el consumidor seguirá pagando no solo la energía, sino también un coste creciente por conseguir que esa energía pueda circular con seguridad.