El atasco renovable dispara el coste de operar la red eléctrica: 3.570 millones para mantener estable el sistema
La transición energética española empieza a enfrentarse a un problema distinto al de producir electricidad renovable, el de conseguir que toda esa energía llegue al consumidor sin comprometer la estabilidad del sistema. Mientras aumenta la potencia solar y eólica instalada, también crecen las intervenciones necesarias para mantener el equilibrio de la red y la generación que debe desconectarse cuando no puede ser absorbida. Los servicios de operación acumulan un coste estimado de 3.570 millones de euros hasta agosto. El crecimiento de la generación solar está poniendo a prueba la capacidad del sistema para transportar, almacenar y aprovechar toda la electricidad disponible.
El coste acumulado de los servicios de operación alcanzó los 3.570 millones de euros durante los ocho primeros meses de 2026, un 37% más que en el mismo periodo del año anterior, según el décimo informe del Observatorio del Coste de los Servicios de Operación. La plataforma está integrada por asociaciones de eléctricas, comercializadoras, consumidores industriales y organizaciones empresariales, entre ellas Aelec, ACIE, Acenel, AEGE, CEOE y Cepyme.
El Observatorio calcula que estos mecanismos añadieron 19,20 euros por megavatio hora consumido durante la segunda quincena de agosto, con un impacto superior a 210 millones de euros en quince días. Desde enero, el promedio se sitúa en 21,60 euros por megavatio hora.
Estas cantidades corresponden al conjunto de servicios utilizados para operar el sistema, por lo que no deben atribuirse íntegramente a una sola medida. Incluyen actuaciones para resolver restricciones técnicas, corregir desvíos entre producción y demanda y disponer de reservas capaces de responder ante una incidencia.
Red Eléctrica explica que estos servicios son necesarios para mantener en todo momento el equilibrio entre la energía producida y la consumida y garantizar la calidad y continuidad del suministro. Cuando aparece una restricción, el operador puede modificar la producción programada de determinadas instalaciones o limitar su funcionamiento. El objetivo técnico es resolver el problema con el menor coste posible para el sistema, aunque la frecuencia y magnitud de estas intervenciones han aumentado durante los últimos años.
Más renovables, pero no siempre más energía aprovechada
El encarecimiento de la operación coincide con un aumento de los vertidos renovables —conocidos técnicamente como curtailment—, es decir, electricidad disponible que no llega a incorporarse al sistema por restricciones de seguridad, congestión de la red o falta de demanda y almacenamiento.
Aurora Energy Research estima que España registró 2,5 teravatios hora de vertidos no compensados durante el primer semestre de 2026, un volumen un 50% superior al contabilizado en todo 2024. La consultora identifica Badajoz, Zaragoza y Cáceres entre los territorios con mayor exposición, aunque advierte de que las restricciones pueden variar considerablemente entre distintos nudos de una misma provincia.
La situación refleja un desajuste en la velocidad de despliegue. La nueva generación renovable puede construirse más rápidamente que las líneas, subestaciones y sistemas de almacenamiento necesarios para integrarla. A ello se suma que buena parte de la producción solar se concentra en unas horas determinadas, mientras que la demanda eléctrica no ha crecido al mismo ritmo.
Mantener conectadas instalaciones gestionables —entre ellas centrales de ciclo combinado— permite disponer de reservas, control de tensión y capacidad de respuesta ante variaciones súbitas. Sin embargo, su utilización puede incrementar los costes y desplazar generación renovable, especialmente cuando el precio del gas es elevado.
Redes, baterías y demanda flexible
El reto ya no consiste únicamente en instalar más potencia, sino en dotar al sistema de flexibilidad. Las posibles soluciones incluyen reforzar las conexiones entre zonas productoras y consumidoras, acelerar la construcción de almacenamiento, mejorar las previsiones y trasladar parte de la demanda industrial a las horas con mayor disponibilidad renovable.
Para el segundo semestre de 2026, Red Eléctrica ha contratado 1.775 megavatios dentro del Servicio de Respuesta Activa de la Demanda. Este mecanismo remunera a consumidores que aceptan reducir temporalmente su consumo cuando el sistema necesita recuperar el equilibrio.
La CNMC también ha aprobado el paso a 96 rondas en el mercado intradiario continuo. La programación podrá actualizarse más cerca del momento real de entrega, lo que debería reducir los desvíos y la necesidad de activar reservas adicionales.
La cuestión que se abre para el sector no es si la seguridad de suministro tiene un coste, sino qué combinación de redes, almacenamiento, generación gestionable y demanda flexible permite proporcionarla de manera más eficiente. Para responderla será necesario publicar un desglose más transparente de los servicios activados y diferenciar cuánto corresponde a restricciones estructurales de la red, cuánto a medidas reforzadas de seguridad y cuánto podría evitarse mediante nuevas inversiones.
