Red Eléctrica quiere rebajar el coste de los ajustes del sistema tras dispararse a más de 3.300 millones con el auge renovable
El rápido avance de las energías renovables ha situado a España entre los países europeos con mayor penetración de generación limpia, pero también ha disparado de forma inédita el coste de mantener el equilibrio del sistema eléctrico.
Para tratar de contener este sobrecoste, Red Eléctrica ha avanzado hoy un paquete de medidas para reducir el impacto económico de las denominadas restricciones técnicas, los ajustes que el operador debe ordenar para garantizar la seguridad del suministro cuando la red no puede absorber toda la energía prevista o necesita corregir desequilibrios de tensión y estabilidad.
La necesidad de recurrir a estos mecanismos se ha intensificado al mismo ritmo que crecía la capacidad renovable instalada. El resultado es una factura que no ha dejado de aumentar en los últimos años.
Si en 2021 las restricciones técnicas supusieron un coste de 724 millones de euros, en 2025 alcanzaron los 3.347 millones, según el operador, casi cinco veces más. La evolución refleja la profunda transformación que vive el sistema eléctrico español, en el que la incorporación masiva de parques eólicos y fotovoltaicos ha cambiado la forma de operar la red.
El operador del sistema, no obstante, sostiene que ese incremento no cuestiona los beneficios económicos de la transición energética. Al contrario. La fuerte entrada de generación renovable ha contribuido a reducir de forma significativa el precio de la electricidad.
En apenas cuatro años, el precio final se ha reducido hasta situarse en torno al 60% del registrado en 2021 y, durante los primeros meses de 2026, el coste de la energía, medido a precios constantes, prácticamente ha regresado a los niveles de hace siete años.
España se ha convertido además en uno de los países con mayor integración de energías renovables de la Unión Europea. En 2025 el sistema consiguió incorporar el 96,6% de toda la producción renovable programada en los mercados eléctricos, una cifra especialmente relevante después de que desde 2021 se hayan conectado a la red peninsular cerca de 39 gigavatios de nueva potencia renovable.
Ese cambio de escala, sin embargo, obliga a realizar un número creciente de intervenciones para mantener la estabilidad de la red. Las restricciones técnicas son actuaciones que permiten modificar la programación inicial de las centrales cuando aparecen congestiones en la red de transporte, limitaciones en la distribución o problemas relacionados con el control de tensión y la estabilidad del sistema. Son, en la práctica, una herramienta imprescindible para garantizar que la electricidad llegue a los consumidores sin poner en riesgo la seguridad del suministro.
Uno de los aspectos que más preocupa al operador es la evolución del coste de estos servicios. Red Eléctrica recuerda que no fija el precio que reciben las instalaciones llamadas a resolver estas incidencias. Su función consiste en detectar la necesidad técnica y activar los recursos disponibles, mientras que la retribución depende de las ofertas económicas presentadas por las empresas participantes en un sistema de pago por oferta (pay as bid).
Los datos de 2025 muestran con claridad esa diferencia entre necesidad técnica y coste económico. La energía movilizada para resolver restricciones aumentó un 47% respecto al año anterior, pero el coste total se incrementó un 63%.
La explicación está en el precio ofertado por los agentes del mercado. La energía utilizada para estos servicios se remuneró a una media de 165 euros por megavatio hora, frente a los 65,26 euros por megavatio hora que marcó el mercado diario de electricidad. Es decir, la energía destinada a garantizar la seguridad del sistema terminó pagándose a un precio dos veces y media superior al del mercado mayorista.
Ante esta situación, Red Eléctrica considera que el marco regulatorio debe evolucionar para reducir tanto el volumen de energía necesario para resolver restricciones como el precio al que se remunera esa energía. El objetivo pasa por incentivar ofertas más competitivas y contener un coste que acaba repercutiendo sobre el conjunto del sistema.
La estrategia del operador combina soluciones tecnológicas, inversiones en la red y una mayor implicación de las instalaciones renovables en los servicios de operación. Entre las herramientas ya desplegadas destaca SRAP, una plataforma digital desarrollada por la propia compañía que permite aprovechar mejor la capacidad de la red cuando se produce la indisponibilidad inesperada de alguna infraestructura o aparecen situaciones de sobrecarga. Según Red Eléctrica, se trata de una solución pionera en Europa que reduce la necesidad de aplicar restricciones adicionales.
La compañía también confía en que las modificaciones introducidas en la planificación eléctrica permitan reducir parte de estos costes mediante la instalación de nuevos equipos destinados al control de tensión y a reforzar la estabilidad del sistema. Sus estimaciones apuntan a que estas inversiones podrían rebajar en torno a un 15% el coste de las restricciones técnicas, al tiempo que facilitarían una mayor integración de generación renovable.
Otro de los pilares de la estrategia consiste en ampliar la participación de las plantas renovables en los servicios de ajuste del sistema. Para ello, Red Eléctrica está impulsando el nuevo Procedimiento de Operación 7.4, que permite a estas instalaciones colaborar en el control de tensión siguiendo las consignas enviadas por el operador.
Hasta ahora se han habilitado 26 gigavatios para prestar este servicio, de los que 11 corresponden a instalaciones renovables, de cogeneración y de residuos. Pese al avance, el operador considera insuficiente el ritmo de incorporación, ya que únicamente el 17% de las plantas de generación existentes dispone actualmente de la autorización necesaria.
La reciente actualización de este procedimiento, aprobada el pasado mes de junio, incorpora además un incremento de la remuneración para estos servicios con el fin de incentivar la participación de un mayor número de instalaciones. Red Eléctrica espera que esa mejora económica acelere el proceso de habilitación durante los próximos meses.
En paralelo, el gestor del sistema confía en que las futuras subastas del mercado de capacidad -un mecanismo diseñado para retribuir la disponibilidad de recursos que garanticen el suministro en momentos de elevada demanda o escasez de generación- contribuyan también a moderar las ofertas económicas presentadas por los distintos agentes en los mercados de ajuste.
El desafío de fondo es adaptar una red concebida para un modelo dominado por grandes centrales convencionales a un sistema en el que la generación renovable gana peso de forma acelerada y se encuentra mucho más distribuida por el territorio. El éxito de esa transformación ya no dependerá únicamente de instalar más capacidad eólica o fotovoltaica. También exigirá que la operación del sistema sea capaz de integrar esa energía con menores costes, evitando que una parte creciente del ahorro conseguido en el mercado eléctrico termine diluyéndose en los ajustes necesarios para mantener la estabilidad de la red.