La 'operación reforzada' de Red Eléctrica sigue vigente desde el pasado 29 de abril, justo un día después del gran apagón, hasta expulsar en las horas solares 2 GW de potencia fotovoltaica sustituyéndolos por ciclos combinados (gas natural).

"Esto tiene dos efectos inmediatos, uno que hay parques fotovoltaicos que casan su producción en el mercado mayorista pero que luego no reciben ninguna retribución por ello. Es decir, que se quedan sin cobrar", explica a EL ESPAÑOL-Invertia, Luis Villar, Financial and Market Adviser, especializado en M&A y en informes periciales económicos de este sector.

"Y el segundo, que en función del precio ofertado por las centrales de ciclo combinado en el mercado de restricciones técnicas, eso se traduce en una factura de la luz más cara, que muchas veces tienen que asumir las comercializadoras eléctricas".

Y eso que el precio de la electricidad se ha contraído un 24,8% en agosto respecto al mes anterior, según datos del Grupo ASE. Las nuevas instalaciones fotovoltaicas alcanzan los 7.055 MW en el último año, el equivalente a todo el parque nuclear, siendo la principal fuente de energía del país por cuarto mes consecutivo, generando 5.847 GWh.

"Cada vez más, la solar en España se enfrenta a un reto curioso: producir… perdiendo dinero", dice Pablo Martínez, Iberia industry lead en Modo Energy.

"Otra cosa es que al aumentar el mercado de restricciones técnicas, y más aún en las horas solares, luego no se note en la factura eléctrica, porque muchas comercializadoras no lo pueden trasladar a los usuarios finales", añade Villar.

La CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) ya advirtió en junio pasado a las comercializadoras con contratos de suministro de electricidad a precio fijo que no podían trasladar al consumidor el incremento de ampliar el uso de restricciones técnicas, antes de la finalización del contrato o de su prórroga.

Más curtailment solar

El 'modo seguro' (operación reforzada) de REE se sigue haciendo notar, dice en redes Jorge Antonio González Sánchez, director de Energía y Proyectos de Losán, una multinacional fabricante de productos derivados de la madera.

"A pesar de la subida de la demanda, ya desde el mes de marzo del presente año 2025, el curtailment técnico es una auténtica barbaridad, casi un 13% del pasado mes de agosto", añade.

"Todo esto impacta no solo en precio capturable sino en la energía vendible, es decir, menor precio y menor energía lleva a muchos menos ingresos para el conjunto de la tecnología".

Y eso pese a que el pasado mes de agosto las renovables produjeron en España 12.318 GWh de electricidad, un 0,7% más en comparación con agosto de 2024, según los últimos datos preliminares de REE. Y la última semana, la energía solar fotovoltaica fue la primera fuente de electricidad durante el 42% de las horas.

2.500 millones extra

Mientras tanto, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha retrasado la aprobación del Procedimiento de Operación 7.4, que amplía a todas las instalaciones, tanto de generación síncrona como asíncrona (renovables), la obligación de prestar un servicio básico de control de tensión (ajustando su factor de potencia dentro de unos rangos reglados) contra los apagones.

Este aplazamiento ha generado un efecto inesperado: pagos multimillonarios a las centrales de gas que consiguen participar en los mercados terciarios, en concepto de esas restricciones técnicas.

Solo hasta agosto de 2025, el coste acumulado de estas restricciones alcanzó los 2.500 millones de euros, una cifra récord que afecta de forma directa al conjunto del mercado eléctrico español, según publica Ingeniería Prodesa.

Tres meses después del 'cero eléctrico', Redeia justifica mantener todavía la ‘operación reforzada’ del sistema eléctrico con más centrales de gas y menos renovables ante los “potenciales incumplimientos” de las otras energéticas de sus obligaciones de dar estabilidad a la red