El coste de la operación reforzada del sistema eléctrico español se ha reducido aproximadamente un 53 % en términos mensuales durante 2026, según los datos de Red Eléctrica recogidos por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). La disminución supone un avance en la gestión del sistema tras el apagón de abril de 2025, aunque los gastos asociados a las restricciones técnicas continúan siendo elevados.
La evolución plantea una cuestión importante para la industria: ¿se traducirá esta reducción en una factura eléctrica más económica? Analizamos los datos, los factores que explican el descenso, los cambios regulatorios y sus consecuencias para las empresas.
Operación reforzada
¿Cuánto ha disminuido el coste de la operación reforzada?
El coste de la operación reforzada ha pasado de una media de 64,5 millones de euros mensuales en 2025 a aproximadamente 30,6 millones durante los nueve primeros meses de 2026.
Según los datos recogidos en el informe de seguimiento del control de tensión de la CNMC, la evolución es la siguiente:
| Periodo | Coste acumulado | Media mensual |
|---|---|---|
| Mayo-diciembre de 2025 | 516 millones € | 64,5 millones € |
| Enero-septiembre de 2026 | 275 millones € | 30,6 millones € |
| Variación de la media mensual | — | -52,6 % |
La comparación debe realizarse mediante promedios mensuales porque los periodos analizados tienen distinta duración.
Esta reducción indica que el sistema está necesitando menos actuaciones asociadas específicamente a la operación reforzada. Sin embargo, no significa que el conjunto de los servicios de ajuste se haya reducido en la misma proporción.
¿Por qué está disminuyendo el coste de la operación reforzada?
La operación reforzada comenzó a aplicarse tras el apagón del 28 de abril de 2025. Su finalidad era aumentar los márgenes de seguridad del sistema eléctrico, especialmente en el control de tensión.
Entre las medidas adoptadas se encontraba una mayor programación de centrales gestionables, particularmente ciclos combinados de gas, capaces de contribuir a la estabilidad de la red.
Durante 2026 se han producido varios cambios.
Menor necesidad de programar centrales por restricciones de tensión
La CNMC identifica una reducción de los ciclos combinados programados específicamente para resolver problemas de tensión.
Parte de esta evolución se explica porque algunas centrales están participando directamente en el mercado diario, en lugar de incorporarse posteriormente mediante restricciones técnicas.
Esta diferencia es relevante: puede reducir el coste atribuido a las restricciones sin implicar necesariamente una disminución equivalente de toda la generación con gas.
Mejoras en el control de tensión
Las modificaciones operativas introducidas desde 2025 también han contribuido a gestionar las variaciones de tensión.
El objetivo es mantener la red dentro de sus límites de funcionamiento utilizando los recursos disponibles de manera más eficiente.
La operación reforzada sigue siendo una medida de seguridad cuya intensidad puede adaptarse a la situación técnica del sistema. Su reducción no equivale a su desaparición.
¿Por qué siguen siendo elevados los servicios de ajuste eléctrico?
La operación reforzada representa únicamente una parte de las restricciones técnicas. Estas, a su vez, forman parte de los servicios de ajuste del sistema eléctrico.
Las restricciones técnicas permiten modificar la programación inicialmente resultante del mercado cuando existen problemas de seguridad, congestiones, insuficiencia de reservas o necesidades de control de tensión.
De acuerdo con los datos publicados por Red Eléctrica en septiembre de 2026, las restricciones técnicas acumularon unos 3.100 millones de euros entre enero y agosto de 2026.
Son magnitudes distintas de los 275 millones correspondientes a la operación reforzada entre enero y septiembre.
El aumento de la generación renovable exige gestionar variaciones de producción, diferencias entre previsiones y generación real, y limitaciones de las redes.
Además, el coste depende de las ofertas económicas de los agentes que prestan estos servicios y de la energía que sea necesario movilizar.
Por ello, reducir el gasto de la operación reforzada no elimina otras necesidades de ajuste. Para comprender su origen conviene distinguir los diferentes costes de operación del sistema eléctrico.
¿Qué cambios está introduciendo la CNMC en el control de tensión?
La CNMC está ampliando las posibilidades de participación de instalaciones renovables y de almacenamiento en el control de tensión.
La Resolución de 30 de junio de 2026, publicada en el BOE, modifica los procedimientos de operación 7.4 y 14.4.
Entre las novedades figura una modalidad de seguimiento de consignas fijas de tensión o potencia reactiva para determinadas instalaciones de al menos 1 MW, conectadas a transporte o distribución.
Esta modalidad facilita la participación de instalaciones que pueden contribuir al control de tensión, pero todavía no disponen de comunicaciones para recibir consignas variables en tiempo real.
La reforma también modifica las condiciones de retribución para incentivar la prestación del servicio.
El propósito es disponer de más recursos técnicos y reducir, cuando sea posible, la dependencia de determinadas centrales convencionales.
La incorporación de renovables capaces de prestar estos servicios ya se analiza en nuestro artículo sobre control de tensión en instalaciones renovables.
¿Puede cambiar el reparto de los costes entre los consumidores?
La CNMC está estudiando si el mecanismo actual de asignación de los costes de las restricciones técnicas transmite señales económicas adecuadas a los consumidores.
El 27 de julio de 2026 solicitó a Red Eléctrica un análisis sobre su distribución entre la demanda y los distintos periodos temporales.
Las comercializadoras han planteado alternativas para conseguir una financiación más estable y predecible.
Sin embargo, establecer un precio regulado anticipado también presenta dificultades. Si los costes reales disminuyen, un mecanismo poco flexible podría retrasar el traslado de esa reducción al consumidor.
Por ahora, el análisis no supone que se haya aprobado un nuevo sistema de reparto. Cualquier modificación deberá seguir el procedimiento regulatorio correspondiente.
¿Cómo afecta esta evolución a la factura eléctrica industrial?
La reducción del coste de la operación reforzada puede contribuir a contener una parte del precio final de la electricidad, pero su impacto depende de las condiciones de contratación.
En un contrato indexado, determinados componentes de los servicios de ajuste pueden trasladarse al precio que paga la empresa.
En contratos a precio fijo, el riesgo puede estar incorporado al precio pactado o depender de cláusulas específicas de revisión y repercusión de costes.
Por tanto, una reducción del gasto del sistema no garantiza una rebaja inmediata de todas las facturas.
Esta distinción tiene especial interés para industrias de Navarra y Euskadi con consumos elevados y procesos continuos, como las empresas metalúrgicas, papeleras, de automoción o de frío industrial.
Para evaluar el impacto conviene revisar el contrato, las liquidaciones y la curva de carga. También es importante separar las variaciones del mercado mayorista de los costes de ajuste y los conceptos regulados.
Ingeniería Prodesa realiza estudios de optimización energética que incluyen el análisis de tarifas, periodos horarios, potencias contratadas y costes de suministro.
La utilidad de este análisis es identificar qué componentes pueden optimizarse y cuáles dependen de la evolución del sistema eléctrico.
Preguntas frecuentes sobre el coste de la operación reforzada
¿La reducción del 53 % significa que la electricidad será más barata?
No necesariamente. El descenso corresponde al coste medio mensual de la operación reforzada, una parte concreta de los gastos del sistema. El precio final también depende del mercado mayorista, otras restricciones técnicas, servicios de balance, peajes, cargos y condiciones contractuales. El efecto real deberá comprobarse en las liquidaciones de cada suministro.
¿Se ha eliminado el modo de operación reforzada?
No. Los datos disponibles muestran una reducción de su coste y de determinadas necesidades de programación adicional. Red Eléctrica continúa aplicando las medidas de operación necesarias para garantizar la seguridad del suministro. Su evolución depende de las condiciones técnicas de la red y de los recursos disponibles para mantener la estabilidad.
¿Qué diferencia existe entre restricciones técnicas y servicios de ajuste?
Las restricciones técnicas corrigen situaciones en las que el programa eléctrico resultante del mercado no cumple todos los requisitos de seguridad del sistema. Los servicios de ajuste son un conjunto más amplio de mecanismos, que incluye las restricciones técnicas y determinados servicios de balance. Por tanto, sus costes no deben sumarse o compararse como si fueran conceptos independientes.
¿Qué debe comprobar una empresa antes de renovar su contrato eléctrico?
Debe analizar cómo se forman los precios, qué componentes están incluidos y cuáles pueden repercutirse adicionalmente. También conviene revisar las curvas de consumo, los costes por periodos, las potencias contratadas y las condiciones de revisión. Comparar únicamente el precio ofertado por kWh puede ocultar diferencias económicas relevantes entre contratos.
Conclusión: menor coste operativo, pero todavía existe incertidumbre
La reducción del coste de la operación reforzada durante 2026 muestra una evolución favorable en una parte de la gestión del sistema eléctrico.
No obstante, el volumen de las restricciones técnicas y el debate sobre su financiación siguen afectando a la previsibilidad del coste energético empresarial.
Para la industria, la prioridad debe ser comprender cómo se trasladan estos conceptos a sus contratos y facturas.
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