Der Markt bestimmt, bei wem Strom eingekauft wird. Anschließend prüft der Systembetreiber, ob sich der daraus entstandene Erzeugungs- und Verbrauchsfahrplan sicher umsetzen lässt. Reicht die Kapazität einer Leitung nicht aus oder gewährleistet der vorgesehene Betrieb keine zulässige Spannung, muss der Fahrplan angepasst werden.
Solche Umstände werden als technische Restriktionen bezeichnet. Um sie zu beheben, kann der Betreiber die Fahrpläne von Erzeugung, Verbrauch oder Speichern ändern. Er kann beispielsweise zusätzliche Erzeugung dort veranlassen, wo sie für den sicheren Netzbetrieb nötig ist, obwohl diese Menge bei der ursprünglichen Markträumung nicht ausgewählt wurde. Die Maßnahmen werden über festgelegte Mechanismen vergütet.
Nach Angaben von Red Eléctrica hängen die Kosten vom Umfang der nötigen Anpassungen und den Angeboten der Teilnehmer ab, vor allem der Erzeuger. Sie sind kein Erlös des Betreibers je eingesetzter Megawattstunde. Ein niedriger ursprünglicher Einkaufspreis bedeutet daher nicht, dass sämtliche nachfolgenden Maßnahmen des Systems ebenfalls wenig kosten.
Red Eléctrica beziffert die Kosten zur Behebung technischer Restriktionen von Januar bis September 2026 auf 3,614 Milliarden Euro. Das sind weder die Kosten der gesamten „Netzstabilität“ noch ausschließlich die des verstärkten Betriebs nach dem Stromausfall 2025. Der enger gefassten Kategorie der sogenannten verstärkten Einsatzplanung ordnet der Betreiber für denselben Zeitraum weniger als 275 Millionen Euro zu.
Die CNMC, Spaniens Markt- und Wettbewerbsregulierer, untersucht die Verteilung dieser Kosten. Laut ihrem Bericht vom 8. Oktober bat sie den Betreiber am 27. Juli um eine Analyse des bestehenden Finanzierungsmechanismus für technische Restriktionen. Geprüft werden soll, wie genau er die Kosten abbildet und welche Anreize er Verbrauchern gibt, auch bei der Wahl ihrer Stromnutzungszeiten.
Der Bericht beschreibt laufende Arbeiten: Gespräche mit den Beteiligten und die Vorbereitung eines Vorschlags zur Änderung der Regulierung. Der Analyseauftrag führt keinen neuen Tarif ein und erlaubt keine Berechnung eines künftigen Aufschlags oder Nachlasses für ein Haus an der Costa Blanca.
Wie sich die heutigen Kosten auf eine Rechnung auswirken, hängt von den Lieferbedingungen ab. Im regulierten PVPC-Tarif werden sie nach einer festgelegten Methode berücksichtigt. Auf dem freien Markt sollte geprüft werden, ob sie im beworbenen Preis enthalten sind, gesondert weitergegeben werden und wann sie angepasst werden können.
Ein hypothetisches Beispiel: Ein Unternehmen in Alicante vergleicht einen Festpreistarif mit einem Angebot aus Börsenpreis und kleinem Lieferantenentgelt. Für einen aussagekräftigen Vergleich muss es wissen, wo die Kosten der Systemanpassungen in beiden Angeboten berücksichtigt werden. Ein niedriges Lieferantenentgelt zeigt noch nicht die gesamten Vertragskosten.
Ebenso wenig lassen sich die Kosten technischer Restriktionen einfach von der geschätzten Solarersparnis der UNEF abziehen: Zeiträume, Kostenbestandteile und Berechnungsszenarien unterscheiden sich.
Für Verbraucher ist die Diskussion der CNMC vor allem deshalb relevant, weil künftige Regeln die Verteilung der Zahlungen ändern können. Eine andere Verteilung beseitigt jedoch nicht den physikalischen Bedarf an Netzregelung. Die erforderlichen Kosten zu senken und festzulegen, wer sie trägt, sind getrennte Entscheidungen.