El escudo antiapagón se desborda: 1.302 millones de sobrecoste en tres meses
El coste de las restricciones técnicas del sistema eléctrico se ha disparado en el arranque de 2026 hasta cifras sin precedentes, convirtiéndose en otro foco de tensión. En apenas tres meses, estos ajustes acumulan ya 1.302 millones de euros, según los cálculos elaborados por la Universidad de las Hespérides a partir de los datos del operador del sistema. La magnitud no solo anticipa un ejercicio récord, sino que ya supera el total registrado en todo 2023 (912 millones) y se asemeja al de todo 2024 (1.225 millones), lo que demuestra el riesgo de aplicar de forma sistemática un mecanismo que hasta hace poco tenía un peso marginal.
Detrás de esta situación se encuentra el nuevo esquema operativo implantado tras el apagón del 28 de abril de 2025, que obligó a Red Eléctrica a reforzar de forma permanente la gestión del sistema. Desde entonces, el operador aplica una estrategia basada en la programación intensiva de centrales de ciclo combinado de gas para garantizar la estabilidad de la red. Este dispositivo, conocido en el sector como escudo antiapagón, ha transformado la operativa diaria al elevar de forma estructural la presencia de generación síncrona, capaz de responder automáticamente a perturbaciones de tensión. Y la diferencia respecto a la situación previa se paga.
De una programación mucho más limitada de ciclos combinados se ha pasado a una media diaria de en torno a 25 centrales activas, con picos que alcanzan las 30 en momentos de mayor exigencia. Este despliegue no se canaliza a través del mercado mayorista, sino mediante el mecanismo de restricciones técnicas, que permite al operador modificar en tiempo real los resultados del mercado para adaptarlos a las condiciones físicas de la red.
Se trata de un proceso imprescindible para asegurar el suministro, pero con un coste muy superior al de la casación ordinaria. Dentro de este esquema, la propia operación reforzada representa una parte creciente del total de las restricciones, hasta el punto de explicar una proporción relevante del incremento del gasto.
El sistema necesita cada vez más intervenciones para mantener el equilibrio entre generación y demanda en un entorno marcado por la elevada penetración de energías renovables, la concentración geográfica de la producción y las limitaciones de la red de transporte. A este contexto estructural se ha sumado en las últimas semanas un factor adicional que ha intensificado la escalada de costes. El precio del gas natural, combustible clave para los ciclos combinados, se situaba ayer en 47,6 euros por megavatio hora en el mercado ibérico Mibgas, por debajo de los 53 euros MWh que fijó el TTF holandés, todos al alza en un entorno de tensión internacional que ha encarecido de forma generalizada las materias primas energéticas. El precio del Mibgas es el que se utiliza para calcular la retribución, específicamente el precio PVB (Punto Virtual de Balance) «Day-Ahead». Este precio refleja la entrega de gas el día hábil siguiente a la negociación y se utiliza para contratos a corto plazo.
Estos precios se trasladan directamente a las ofertas presentadas por las centrales en el mercado de restricciones, elevando el coste de cada intervención necesaria para estabilizar el sistema.
Los datos operativos reflejan con claridad esta relación. Con el gas en el entorno actual, el ingreso unitario de las instalaciones que participan en las restricciones técnicas se sitúa en torno a los 240 euros por megavatio hora, un nivel que supone un incremento cercano al 70% respecto a escenarios de menor presión en los mercados energéticos. Este encarecimiento tiene un impacto inmediato en el coste agregado del sistema, que se sitúa ya en el entorno de los 9,5 millones de euros diarios bajo las condiciones actuales.
El coste de solución de las restricciones técnicas diario se calcula con una combinación de datos de mercado y datos técnicos de la red. En primer lugar se tienen en cuenta los programas de energía diarios que resultan de la casación del mercado diario (gestionado por el operador OMIE), donde se «casan» ofertas de producción y demanda para cada hora del día siguiente. Este programa se llama PDBF (Programa Diario Base de Funcionamiento). También se valoran ajustes posteriores intradiarios, información técnica de las unidades de programación (particularmente unidades de gestión hidráulica) y las restricciones que determine REE.
Todo apunta a que, de no producirse cambios en el curso del conflicto en Oriente Medio, el ejercicio 2026 cerrará con cifras muy superiores a cualquier registro anterior. Ayer mismo, el peso de estas restricciones en la programación del mercado de producción fue del 13,4%.
Este comportamiento contrasta con la evolución del mercado mayorista, que mantiene precios contenidos por las renovables. La participación de los ciclos combinados en este mercado sigue siendo limitada. Sin embargo, su influencia es determinante en los mecanismos de ajuste, donde se concentra el sobrecoste. Mientras el mercado mayorista refleja la abundancia renovable, los costes reales de operación se desplazan hacia el escudo que blinda la luz.