En los últimos años, el incremento progresivo en la generación renovable ha ido acompañado de un aumento en el coste de los servicios de operación del sistema eléctrico, que se ha acelerado desde el apagón en abril de 2025. En concreto, el coste total de los servicios de ajuste en 2025 se acercó a 4.000 millones de euros, con un crecimiento del 43% respecto al año anterior. Ese coste ha continuado incrementándose en 2026 y ya está muy próximo a 22 €/MWh. En consecuencia, ya supone una parte relevante de la factura eléctrica, especialmente para las empresas más intensivas en consumo energético. Casi un 90% de esos costes por servicios de ajuste se corresponden con las reprogramaciones por restricciones técnicas que el Operador del Sistema realiza después del mercado diario y, de manera continua, en tiempo real. Mediante ellas se reprograman unidades de generación, se solicitan servicios o se modifican consignas para resolver limitaciones de las redes, asegurar reservas y mantener las variables eléctricas dentro de unos rangos admisibles.
Un nuevo enfoque para financiar las restricciones técnicas del sistema eléctrico
En este contexto, Fedea publica hoy un trabajo de Óscar Arnedillo (NERA), Marcelo Rabinovich (NERA), Diego Rodríguez (UCM y Fedea) y Jorge Sanz (NERA), en el que se analiza cómo deberían trasladarse a la demanda los costes de las restricciones técnicas del sistema eléctrico español. Los autores parten de considerar que la forma de financiación de esos costes determina la señal que reciben los consumidores al decidir cuándo y cuánto consumir, lo cual a su vez afecta a las necesidades de reprogramación de centrales por restricciones técnicas y, con ello, al coste que deben pagar los consumidores. A este respecto, en el trabajo se propone modificar el sistema de financiación actual, basado en la aplicación al precio de la energía (en €/MWh) del coste medio por restricciones técnicas. En su lugar, consideran que un esquema eficiente de imputación de los costes debería reflejar el coste marginal que una unidad adicional de demanda ocasiona al sistema. La metodología propuesta puede diferenciarse en dos fases.
Estimación del coste marginal horario por causa de reprogramación
En primer lugar, los autores realizan estimaciones del coste marginal, que son específicas para cada hora y para cada una de tres principales causas de reprogramación por restricciones técnicas: reserva a subir, congestiones y control de tensión. Las estimaciones realizadas revelan que el coste marginal asociado a una determinada hora puede variar en casi 100 €/MWh en función de las causas que motiven las reprogramaciones en esa hora concreta. Es más, las estimaciones indican la presencia de horas con costes marginales negativos, lo que refuerza la idea de que el precio actual basado en costes medios, que es siempre un precio positivo, puede producir una señal equivocada al penalizar en algunos momentos una demanda que es beneficiosa para el sistema.
Adicionalmente, los autores indican que el traslado de esos costes horarios a la demanda puede inducir a que esta modifique su programa de compras en el mercado intradiario, lo que llevaría a que el programa resultante del mercado diario dejara de ser confiable y a que terminaran incrementándose los costes de los servicios de ajuste para los consumidores, al necesitar el Operador del Sistema disponer de más reservas. Para afrontar esa situación, proponen que los comercializadores conozcan el coste marginal en concepto de restricciones técnicas que se les va a imputar antes de presentar sus ofertas de compra al mercado diario, y no después. Esto es, proponen que en lugar del precio no regulado basado en el coste medio y calculado después de la presentación de ofertas al mercado diario (que sólo se conoce ex post) que se aplica en la actualidad, el Operador del Sistema aplique un precio regulado basado en los costes marginales esperados, que se puede calcular y conocer ex ante.
El problema de cobertura incompleta de costes con el precio marginal
En segundo lugar, los autores indican que la sola aplicación del coste marginal como precio regulado conduciría a un problema de cobertura incompleta de los costes efectivamente incurridos para la resolución de las restricciones técnicas. Ello es debido a que ese coste marginal es sustancialmente inferior al coste medio observado en el conjunto de las horas. Como referencia, las estimaciones realizadas indican que el coste marginal inducido por un gran consumidor industrial (con una demanda prácticamente plana a lo largo del año) es de unos 3,5 €/MWh, mientras que el coste medio que le ha trasladado el Operador del Sistema se ha situado cerca de 18 €/MWh.
Diseño tarifario: término variable y cuota fija de abono
Por ello, como sugiere la teoría económica, los autores proponen complementar el precio regulado (en €/MWh) que debe reflejar el coste marginal esperado con un precio regulado en forma de término fijo de abono (en €/mes), que debe ser calculado para cubrir el coste residual y las desviaciones de recaudación de periodos anteriores. En el trabajo se ilustran diversos procedimientos para llevar a cabo ese reparto entre los consumidores conectados a distintos niveles de tensión. En particular, se muestran los resultados sobre la factura eléctrica de un escenario basado en que el consumidor medio de cada grupo tarifario mantenga el importe que paga en la actualidad, un escenario basado en una cuota de abono uniforme para todos los consumidores y, finalmente, un escenario intermedio en el que el reparto se realiza siguiendo los mismos criterios que se utilizan actualmente para distribuir los cargos del sistema eléctrico. Además, los autores señalan que, en la medida en que esta reforma del sistema de facturación de los costes por restricciones técnicas tiene efectos redistributivos, debería plantearse si la adopción de este diseño tendría que ir acompañada de una revisión de las protecciones para los consumidores vulnerables.
Finalmente, los autores subrayan que, dadas las diferencias observadas entre los costes medios y marginales, especialmente a nivel horario, y teniendo en cuenta que trasladar la señal de estos últimos reduciría tanto la necesidad como el coste de las reprogramaciones por restricciones técnicas, resulta urgente avanzar en una reforma en la línea de la propuesta planteada.
Documento completo
Arnedillo, O., Rabinovich, M., Rodríguez, D. y Sanz, J. (2026). «Cómo trasladar los costes de las restricciones técnicas a los consumidores del sistema eléctrico: Coste marginal, diseño tarifario y evidencia horaria para España». FEDEA, Estudios sobre la Economía Española no. 2026-32, Madrid.