El coste de las restricciones técnicas encarece la factura eléctrica en 1.000 millones en lo que va de año

El coste de las restricciones técnicas del sistema eléctrico se ha disparado en 2026 hasta superar los 1.000 millones de euros en lo que va de año, según recoge un informe del Centro Peter Huber de la Universidad de las Hespérides. La cifra, que ya supera el total de algunos ejercicios completos recientes, refleja el creciente peso de estos mecanismos en el sistema eléctrico y su impacto directo en la factura de la luz.

Este encarecimiento se produce en un contexto de fuerte expansión de las energías renovables, acompañado de un crecimiento mucho más lento de la demanda y de limitaciones en la red eléctrica. El resultado es un sistema que, en determinadas horas, no puede absorber toda la energía disponible y necesita intervenir para mantener el equilibrio entre generación y consumo.

Esa situación fue uno de los ejes centrales de la jornada “Precios negativos y restricciones a la operación: impacto en la generación renovable”, organizada por APPA y Cuatrecasas, donde operadores del sistema, mercado y consultoras coincidieron en que el problema ya no es puntual, sino estructural.

Desajuste entre generación y demanda

Según explicó Juan Bogas, de OMIE, en los dos últimos años han entrado en el mercado unos 45 TWh adicionales de generación, mientras que la demanda apenas ha aumentado en torno a 9 TWh. Ese desajuste está detrás de la proliferación de precios cero o negativos y de la necesidad de retirar generación incluso cuando es competitiva.

Bogas advirtió además de que esta situación no es coyuntural. En 2025 se registraron 805 horas con precios cero o negativos, y en los primeros meses de 2026 ya se acumulan centenares de horas en esa misma situación. “El mercado está diciendo que hay una sobreoferta”, resumió, señalando que el sistema seguirá moviéndose en este entorno en los próximos años.

El desequilibrio no solo afecta a los precios. También se traduce en un aumento de los vertidos de energía —tanto por motivos económicos como técnicos— y en una mayor intervención del operador del sistema a través de las restricciones técnicas. Este mecanismo obliga a modificar el programa de generación para garantizar la seguridad del suministro, lo que implica costes adicionales.

Desde Red Eléctrica, Laura Moreno insistió en que el sistema está evolucionando rápidamente y que las restricciones técnicas responden a múltiples factores, como problemas de tensión, congestión en la red o la necesidad de mantener reservas suficientes. También subrayó que el incremento de estos costes no puede atribuirse únicamente a la operación reforzada, sino al propio cambio en la estructura del sistema eléctrico.

En la misma línea, Enrique Doheijo, director de Energía de Deloitte, apuntó que las restricciones técnicas han aumentado de forma significativa en el último año, especialmente en la fase en la que se reduce generación renovable para dar entrada a tecnologías convencionales que aportan estabilidad. Este fenómeno ha duplicado en algunos casos la energía gestionada mediante estos mecanismos y ha elevado su coste diario de forma notable.

Vertidos

Los datos del informe del Centro Peter Huber ponen cifras a este proceso. En 2025 se vertieron 6.918 GWh de energía solar, frente a los 845 GWh de 2022. En apenas dos meses y medio de 2026 ya se han superado los 1.600 GWh, lo que evidencia una aceleración muy rápida del problema.

La magnitud del desperdicio energético es significativa. La energía solar vertida en 2025 equivale al consumo anual de unos dos millones de hogares en España. Este volumen no solo refleja una ineficiencia del sistema, sino que también obliga a activar mecanismos de ajuste que encarecen el conjunto del mercado.

A escala diaria, el informe muestra que grandes volúmenes de energía renovable —especialmente eólica y fotovoltaica— son retirados tras haber sido casados en el mercado mayorista. Al mismo tiempo, centrales de ciclo combinado entran en funcionamiento para garantizar la estabilidad, lo que ilustra la complejidad creciente de la operación del sistema.

El coste de estas decisiones ha aumentado de forma sostenida en los últimos años. De niveles en torno a los 400 millones de euros a principios de la década, se ha pasado a más de 2.400 millones en 2025. En 2026, el ritmo de crecimiento es aún mayor, con más de 1.000 millones acumulados en lo que va de año, de acuerdo con el citado informe.

Soluciones

Durante la jornada también se puso el foco en las posibles soluciones. Los expertos coincidieron en que no se trata de frenar el despliegue renovable, sino de acompasarlo con el desarrollo de la demanda. En este sentido, se apuntó a la necesidad de eliminar barreras regulatorias que dificultan la electrificación y de facilitar el acceso de nuevos consumidores, como centros de datos o proyectos industriales intensivos en energía.

Asimismo, se destacó el papel que puede jugar el almacenamiento. Según se expuso, el despliegue de baterías permitiría aprovechar parte de los excedentes actuales, aunque no resolvería por sí solo el problema si no se corrige el desequilibrio entre generación y demanda.

En paralelo, también se planteó la necesidad de adaptar la operación del sistema eléctrico a esta nueva realidad. La entrada masiva de renovables exige cambios en los procedimientos, una mayor flexibilidad y nuevas herramientas que permitan gestionar un sistema más variable y descentralizado.

Con todo, el diagnóstico es claro: el sistema eléctrico español dispone de cada vez más energía renovable, pero aún no está preparado para integrarla plenamente. Mientras ese ajuste no se produzca, los vertidos seguirán creciendo, las restricciones técnicas seguirán encareciéndose y ese sobrecoste continuará trasladándose, en mayor o menor medida, a la factura eléctrica.