Las claves
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Las medidas de operación reforzada de Red Eléctrica han elevado el coste de las restricciones técnicas un 49% en 2025, alcanzando los 3.770 millones de euros.
El uso intensivo de ciclos combinados (gas) para garantizar la estabilidad de la red ha desplazado parte de la generación renovable, lo que incrementa el coste y la factura eléctrica.
Se esperan cambios en 2026 con la entrada en vigor del PO 7.4, que permitirá a las renovables participar en el control de tensión y podría reducir los costes.
El porcentaje de energía renovable vertida, sobre todo solar fotovoltaica, ha alcanzado picos de hasta el 11% en verano por saturación de la red y restricciones técnicas.
Desde que España sufrió el cero energético en toda la Península el pasado 28 de abril, Red Eléctrica (REE), el operador del sistema, está aplicando un modo de operación reforzado, ampliando el uso de lo que se conoce como restricciones técnicas con la incorporación de generación no casada en el mercado eléctrico.
Esto significa un uso más intensivo de ciclos combinados (gas), que ya supone el 20% de la generación eléctrica desde entonces por la necesidad de buscar estabilidad, que expulsa del mercado a generación renovable.
"El coste de resolución de restricciones técnicas ha cerrado en 2025 en 3.770 millones de euros frente a los 2.523 millones de 2024", señala en redes sociales Joaquin Coronado, experto energético y presidente de Build to Zero. Esto supone un encarecimiento de casi el 50% en solo un año.
REE ha anunciado que mantendrá la operación reforzada mientras no tenga plena certeza de que “todo el mundo” cumple los requisitos normativos de tensión.
Sin embargo, en paralelo, el operador del sistema va a poder jugar con más tecnologías en los próximos meses, a medida que se puedan incorporar las renovables (eólica y, sobre todo, fotovoltaica) en los nuevos servicios de control dinámico de tensión y de mecanismos específicos de integración.
Nudos calientes Noviembre 2025 - Red Eléctrica de España
En concreto, cuando se extienda la posibilidad de participar en el PO 7.4 (procedimiento de operación). Consiste en que las centrales que presten este servicio deben ser capaces de aportar o absorber en torno al 30% de su potencia máxima en forma de potencia reactiva, lo que permitirá una respuesta eficaz ante variaciones de tensión.
La resolución de la CNMC que revisa el PO 7.4 se aprobó el 12 de junio de 2025 y se publicó en el Boletín Oficial del Estado (BOE) el 25 de junio. Pero el sector renovable se queja de la lentitud de REE para dar luz verde a esta actividad ya que es la responsable de darle la habilitación y realizar las pruebas técnicas indicadas.
¿Bajará el coste en 2026?
Según Coronado, "en 2026 va a entrar en operación efectiva el procedimiento 7.4 revisado que permite a las renovables participar en el servicio de control de tensión. Una mayor competencia debe empujar el coste a la baja".
"¿En qué mes empezaremos a notar dicho impacto?. Este puede ser uno de los grandes cambios del año eléctrico que acabamos de empezar", puntualiza.
La clave estará en cuántas renovables se habrán habilitado y sobre todo si están en las zonas donde hoy se generan más restricciones.
Mientras tanto, el sobrecoste por estos servicios, que se cubren esencialmente con ciclos combinados, se traslada a la factura de la luz. "Los costes por restricciones técnicas (20–25 euros/MWh) representan, en términos económicos, lo mismo que todo el pago anual de los peajes de transporte y distribución", señala Javier Colón, CEO de la consultora Neuro Energía y experto energético.
Vertidos o 'curtailments'
Y mientras tanto, sube el porcentaje de vertidos o curtailment. Es decir, la reducción forzada de la producción de energía renovable (solar, eólica) por orden del operador de la red, debido a que no puede absorber toda la electricidad generada en un momento dado, bien por congestión, exceso de oferta frente a la demanda, o para mantener la estabilidad del sistema.
No hay todavía un dato oficial cerrado y desagregado para todo 2025 de vertidos específicos de fotovoltaica y eólica a nivel anual, pero sí se conoce el orden de magnitud y algunos porcentajes indicativos.
En conjunto, la energía renovable no integrada (principalmente eólica y fotovoltaica) se ha movido en una horquilla aproximada del 5-6% sobre la generación renovable en el acumulado del año, con picos mensuales de hasta casi el 11% en verano, según datos de REE.
La solar fotovoltaica ha sido la tecnología más afectada por vertidos, sobre todo entre mayo y agosto de 2025, con episodios en los que se ha llegado a verter en torno al 10‑11% de la producción renovable en algunos meses, concentrado en horas solares centrales.
Aunque todavía no se ha dado una cifra exacta, el vertido “económico" (al no suministrar finalmente la producción pese a haber sido comprada en el mercado diario) o "técnico” (por saturación de nudos) de la fotovoltaica se situaría por encima del nivel de 2024 en una banda aproximada media‑anual de alta un dígito (en torno al 7‑10%).