El modo reforzado del sistema eléctrico encareció un 2,9% la energía en octubre

La programación reforzada que opera Red Eléctrica de España (REE) desde el apagón peninsular del 28 de abril ha supuesto un desembolso de 422 millones de euros entre mayo y octubre.

Aunque el coste para los usuarios ha sido moderado, con un impacto de tres céntimos diarios en octubre para quienes tienen tarifa regulada, el operador del sistema sigue adaptando sus protocolos para mitigar las variaciones rápidas de tensión y mejorar la fiabilidad de la red.

Desde el apagón, (REE) ha implementado una serie de medidas extraordinarias para garantizar la estabilidad y fiabilidad del sistema eléctrico.

Una de las principales acciones ha sido la introducción de una programación reforzada, que ha tenido un coste significativo para el sistema eléctrico nacional, 422 millones de euros hasta octubre.

Este gasto supone un 2,34% de los costes totales de operación del sistema eléctrico durante el mismo periodo, que superaron los 18.000 millones de euros.

Impacto para los consumidores

En términos de impacto para los consumidores, la programación reforzada ha representado un 2,9% sobre el precio final de la energía en octubre, el cual se fijó en 95,01 euros por megavatio hora (MWh).

Este incremento se traduce en un coste adicional de tres céntimos diarios para los usuarios con tarifa regulada (PVPC) y un consumo mensual de 300 kilovatios hora (kWh), según estimaciones de Red Eléctrica.

No obstante, el operador advierte de que las comparaciones con el año 2024 pueden no ser del todo precisas, ya que el sistema eléctrico está en constante evolución, y las condiciones operativas de este año no son equivalentes a las de años anteriores.

Vertidos técnicos y la creciente integración de renovables

Uno de los factores que ha contribuido a este coste es el aumento de los llamados vertidos técnicos, o energía renovable no gestionable que no se integra en la red por motivos de seguridad.

Este fenómeno se ha incrementado este año debido al crecimiento de la potencia instalada de fuentes de energía renovables.

En los primeros nueve meses de 2025, la programación reforzada ha supuesto el 0,8% del volumen de energía renovable no gestionable que no pudo ser integrada en el sistema debido a restricciones técnicas de la red.

Red Eléctrica aclara que estos vertidos técnicos no deben confundirse con los denominados vertidos económicos, que se refieren a la energía que no se integra en el sistema porque no encaja en los mercados, ya sea por cuestiones de precios o por otras condiciones ajenas a Red Eléctrica. El operador ha indicado que no dispone de estimaciones sobre los vertidos económicos en lo que va del año.

Adaptación del sistema y futuras medidas normativas

El operador del sistema eléctrico ha señalado que la programación reforzada se mantiene como una medida transitoria para mitigar las variaciones rápidas de tensión y prevenir posibles incidentes como el ocurrido en el mes de abril.

Este incidente reveló las limitaciones del sistema para gestionar adecuadamente ciertas desconexiones de instalaciones de generación conectadas a redes de distribución que no estaban plenamente bajo la supervisión de Red Eléctrica.

La intención de Red Eléctrica, indica en un comunicado, es seguir aplicando este sistema de programación reforzada, con las adaptaciones necesarias para ajustarse a las condiciones de un sistema eléctrico en transición, hasta que se aprueben e implementen las nuevas medidas normativas que se encuentran en desarrollo.

Entre estas medidas, se incluyen diversas propuestas formuladas por Red Eléctrica en su informe de análisis del incidente que buscan fortalecer el control de la tensión y la supervisión del comportamiento de todos los actores involucrados en el sistema eléctrico.

Una de las prioridades de Red Eléctrica, apunta, es garantizar que, cuando el sistema esté completamente adaptado a las nuevas normativas, las instalaciones de generación y distribución estén completamente integradas en el proceso de observabilidad del operador, evitando situaciones en las que no se pueda controlar o prever una desconexión no deseada de las redes de distribución.