Portugal propone incluir en los peajes eléctricos casi la mitad de las medidas antiapagones

Portugal ha comenzado a poner precio al refuerzo de seguridad de su sistema eléctrico tras el apagón ibérico del 28 de abril de 2025. La Entidad Reguladora de los Servicios Energéticos (ERSE) ha puesto en consulta pública una reforma del tratamiento de los Encargos de Regulação para o Sistema (ERS) que contempla trasladar a las tarifas de acceso a las redes hasta el 40% de los costes asociados a la resolución de restricciones técnicas posteriores al programa diario base de funcionamiento (PDBF). La propuesta pretende reducir la volatilidad que soportan los agentes del mercado y dar mayor estabilidad al sistema tarifario.

La medida forma parte de la Consulta Pública 142, abierta entre el 10 de julio y el 10 de septiembre de 2026, con la que la ERSE pretende modificar el marco regulatorio de los costes de regulación del Sistema Eléctrico Nacional portugués. El documento justificativo explica que estos costes son actualmente calculados y facturados por el Gestor Global del Sistema y repercutidos a los comercializadores y a otros agentes responsables de los desvíos, que pueden trasladarlos, de forma explícita o incorporados al precio, a los consumidores finales.

El problema es que esta factura se ha disparado en los últimos años. 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.

Infraestructura de costes de gestión del sistema

La ERSE considera que el incremento no responde únicamente a episodios extraordinarios. 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. 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.

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.

¿Quién soporta la factura?

La reforma no se limita, además, 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.

Identificación y resolución de restricciones técnicas

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.

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: 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.