Portugal propone que los peajes asuman hasta el 40% de los costes antiapagones, que se han disparado un 315% en tres años

Costes en escalada: de 4,88 a 20,26 euros por MWh

El regulador señala que los costes derivados de la resolución de restricciones técnicas, que eran prácticamente inexistentes hasta 2023, han adquirido un peso creciente en la estructura de costes de gestión del sistema. La mayor penetración de generación renovable no gestionable y la insuficiencia de instrumentos de flexibilidad obligan a movilizar recursos cada vez más cerca del tiempo real, aumentando la variabilidad y la incertidumbre para los agentes que operan en el mercado. Esta situación afecta especialmente a comercializadores y consumidores, que se enfrentan a unos costes más difíciles de prever.

Los datos reflejan la magnitud del problema. Los ERS pasaron de un coste medio de 4,88 euros por MWh en 2023 a 7,99 euros/MWh en 2024, un incremento del 64%. En 2025 volvieron a crecer alrededor de un 65%, hasta 13,18 euros/MWh, debido principalmente, según la ERSE, a las medidas adicionales adoptadas por REN para operar el sistema con mayores condiciones de seguridad y fiabilidad después del apagón ibérico del 28 de abril. En los cinco primeros meses de 2026, el coste medio alcanzó 20,26 euros/MWh, aunque el regulador atribuye buena parte de este último incremento a las consecuencias de la tormenta Kristin sobre las redes eléctricas portuguesas.

La propia ERSE advierte de que la persistencia y volatilidad de los ERS está generando crecientes dificultades para los agentes del lado de la demanda, tanto por el nivel alcanzado por estos cargos como por su variabilidad temporal. Por ello, la propuesta de reforma busca dar un marco más estable y predecible a estos costes.

La propuesta: límite del 40% y aplicación gradual

El cambio que propone ahora el regulador portugués consiste en que una parte de estos costes deje de recuperarse exclusivamente mediante el mecanismo de liquidación que los repercute sobre los agentes de mercado y pase a integrarse en las Tarifas de Acceso a las Redes (TAR). La ERSE considera que los costes de las restricciones técnicas posteriores al PDBF pueden ser tratados como costes de red, ya que están vinculados a las restricciones de la propia infraestructura eléctrica y a las medidas adoptadas para garantizar la seguridad del suministro.

La propuesta fija un límite de hasta el 40% de los ERS asociados a las restricciones técnicas posteriores al PDBF, calculados para cada ejercicio. La implantación no sería inmediata ni completa, sino gradual. La ERSE plantea que durante el último trimestre de 2026 se pueda repercutir aproximadamente el 25% de los costes estimados para ese periodo. Si se tomasen como referencia los valores registrados en 2025, ese primer tramo habría representado alrededor de 22 millones de euros.

El regulador justifica este enfoque progresivo porque una traslación íntegra de los ERS a los peajes provocaría un aumento significativo de las tarifas de acceso. La propia ERSE calcula que los costes totales de regulación equivalieron al 62% de los ingresos asociados a la parcela de Uso Global del Sistema en 2024, porcentaje que se elevó al 231% en 2025. En los primeros cinco meses de 2026, la proporción ya alcanzaba el 145%. La magnitud del problema es todavía mayor cuando se aíslan las restricciones técnicas posteriores al PDBF, precisamente la partida sobre la que se centra la propuesta. Estos costes representaron el equivalente al 13% de los ingresos de la UGS en 2024, pero saltaron al 119% en 2025 y alcanzaron el 96% entre enero y mayo de 2026. Para la ERSE, estas cifras evidencian que una repercusión completa provocaría una subida considerable de las tarifas y justifican tanto el límite del 40% como su aplicación escalonada.

Más allá de la factura: reformas en el mercado de servicios de sistema y ciclo combinado

La reforma no se limita a decidir quién soporta la factura. La ERSE propone actuar sobre el propio funcionamiento del mercado de servicios de sistema para intentar reducir la volatilidad de estos costes. Entre las medidas incluidas figura el rediseño del producto de banda de reserva de restablecimiento de frecuencia con activación manual, la BmFRR, con el objetivo de contratar capacidad a grupos térmicos y anclar mejor el volumen de energía movilizada en los procesos de resolución de restricciones técnicas.

El regulador plantea también crear un producto de cobertura que permita a los agentes securitizar parcialmente la volatilidad de los costes del mercado de servicios de sistema. Esta cobertura se articularía mediante una herramienta de mercado y permitiría a los participantes gestionar con mayor previsibilidad una factura que hasta ahora está muy expuesta a las condiciones de operación del sistema.

Otro de los cambios afecta directamente a las centrales de ciclo combinado de gas. La ERSE pretende modificar las tarifas de acceso a las redes gasistas aplicables a las centrales movilizadas para resolver restricciones técnicas, en un intento de adaptar los costes de estas instalaciones a un modelo de utilización cada vez más orientado a intervenciones puntuales y de corto plazo. El regulador señala que estas centrales han adquirido un papel relevante en la gestión de la red precisamente por las nuevas necesidades de seguridad del sistema.

La propuesta incorpora asimismo un proyecto piloto para desarrollar metodologías avanzadas de identificación y resolución de restricciones técnicas, dentro de una estrategia destinada a mejorar la eficiencia con la que se gestionan los recursos disponibles y reducir, en la medida de lo posible, los costes asociados a las intervenciones del gestor global del sistema.

Un nuevo enfoque regulatorio tras el apagón

Portugal está dando este paso mientras consolida un nuevo enfoque regulatorio para evaluar precisamente este tipo de decisiones. La metodología de evaluación de impacto regulatorio desarrollada para la ERSE por la OCDE establece que las decisiones del regulador deben valorar, entre otros elementos, los costes del sistema, la preparación para situaciones de emergencia, la seguridad del suministro, la fiabilidad de la red y el valor de la energía no suministrada.

La Consulta Pública 142 supone así la aplicación de ese enfoque a uno de los principales problemas que ha aflorado en el sistema eléctrico portugués después del apagón del 28 de abril de 2025: cómo financiar el incremento de los recursos necesarios para operar con mayores márgenes de seguridad sin trasladar toda la volatilidad de esos costes directamente a comercializadores y consumidores. La respuesta de la ERSE pasa, por ahora, por repartir una parte de la factura entre el conjunto de usuarios de la red mediante los peajes, pero con un límite y una implantación progresiva.