España es el país que más energía renovable desperdicia de la toda la UE por culpa del atasco en la red

España registró en 2025 la mayor tasa de generación renovable recortada por congestiones de red de toda la Unión Europea. En concreto, el 3,1% de la producción renovable del país tuvo que ser limitada por las restricciones físicas de la infraestructura eléctrica, una proporción que prácticamente duplicó la registrada el año anterior y que sitúa a España por delante de Alemania, Francia e Italia.

Así lo recoge la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) en su informe Progress of EU electricity wholesale market integration 2026, publicado el 4 de noviembre, que analiza la evolución de los mercados mayoristas europeos y los principales obstáculos que todavía dificultan su integración. El organismo advierte de que el crecimiento de la generación renovable, unido al retraso en el desarrollo de las redes, está incrementando las necesidades de gestión de las congestiones y limitando el aprovechamiento de la electricidad limpia disponible.

El problema no se circunscribe a España. El volumen de actuaciones correctivas activadas por los operadores de los sistemas de transporte europeos para resolver congestiones físicas alcanzó los 70 TWh durante 2025, frente a los 60 TWh del ejercicio anterior. Su coste ascendió a 5.400 millones de euros, un 25,6% más que los 4.300 millones registrados en 2024 y el valor más elevado de toda la serie histórica analizada por ACER.

La agencia advierte de que estas intervenciones no solo encarecen la operación del sistema eléctrico, sino que también pueden obligar a reducir la producción renovable disponible y sustituirla por generación convencional más intensiva en carbono. De esta manera, las restricciones de red se convierten en un obstáculo tanto económico como para el cumplimiento de los objetivos europeos de descarbonización.

La situación española destaca especialmente en el contexto comunitario. Después de España, Alemania registró una tasa de recorte renovable del 2,46%, seguida de Francia, con el 1,5%, e Italia, con el 1,26%. El informe también señala que los costes de gestionar las restricciones de red en España equivalieron al 15,5% del precio medio de la electricidad en el mercado diario durante 2025, el segundo porcentaje más elevado de los países analizados, únicamente por detrás de Irlanda, con el 16,7%.

La evolución de estas restricciones está relacionada con una transformación de las necesidades operativas de las redes eléctricas. ACER constata que las actuaciones de redespacho responden cada vez más a problemas relacionados con el mantenimiento de los niveles de tensión y no exclusivamente a limitaciones térmicas de las líneas y los equipos.

De hecho, el porcentaje de actuaciones de redespacho motivadas por vulneraciones de los límites de tensión pasó del 10% en 2022 al 33% en 2025. Esta evolución ha sido especialmente significativa en España y Portugal tras el apagón ibérico del 28 de abril de 2025, según recoge el organismo regulador.

El desplazamiento progresivo de la generación síncrona convencional por recursos basados en inversores está modificando las condiciones de funcionamiento del sistema y su capacidad para mantener un control adecuado de la tensión. Por ello, ACER considera necesario que los operadores de transporte aseguren suficientes recursos de control de tensión mediante procedimientos eficientes y competitivos, además de mejorar la disponibilidad de recursos de potencia reactiva y las herramientas para gestionar estas necesidades.

El organismo advierte asimismo de que las limitaciones de las redes no pueden resolverse exclusivamente mediante actuaciones de redespacho de generación convencional. En determinadas circunstancias resulta necesario recurrir a otras medidas, como modificar la configuración de la red, conectar reactancias o condensadores y ajustar la producción de potencia reactiva de las instalaciones.

Europa pierde miles de millones por la falta de integración eléctrica

Más allá de las congestiones, ACER identifica importantes oportunidades económicas todavía sin aprovechar por la falta de integración de los mercados eléctricos europeos. El organismo estima que una selección de 13 proyectos de integración podría generar alrededor de 7.000 millones de euros anuales de excedente económico si estuvieran plenamente operativos.

De esa cantidad, aproximadamente 3.000 millones de euros ya se materializaron en 2025 gracias a los proyectos que se encontraban total o parcialmente implementados. Sin embargo, los retrasos en la ejecución de distintas iniciativas provocaron que se dejaran de aprovechar unos 700 millones de euros de excedente económico durante ese mismo ejercicio. Entre 2020 y 2025, las pérdidas acumuladas por estos retrasos ascendieron a aproximadamente 8.000 millones de euros.

Además, ACER calcula que completar los proyectos pendientes permitiría generar otros 4.000 millones de euros anuales, una oportunidad que representa un incremento potencial del 12,5% del excedente económico asociado al comercio transfronterizo. La agencia subraya que estas estimaciones constituyen un cálculo conservador, puesto que el análisis únicamente contempla 13 proyectos de integración y deja fuera otras iniciativas que también podrían aportar beneficios.

El comercio transfronterizo de electricidad ya genera por sí mismo alrededor de 32.000 millones de euros anuales de excedente económico en el mercado diario europeo. La integración permite aprovechar los recursos de generación más competitivos de cada país, incrementar la competencia, reducir las diferencias de precios y compartir la flexibilidad disponible cuando se producen situaciones de escasez o tensión en el sistema.

Sin embargo, el organismo considera que todavía existen importantes obstáculos para aprovechar plenamente las interconexiones. Uno de ellos es el incumplimiento generalizado del requisito mínimo del 70% de capacidad de interconexión disponible para el comercio transfronterizo, establecido en la normativa europea. ACER señala que la mayoría de los operadores de transporte europeos no consigue cumplirlo de manera consistente.

En la región Core, las restricciones derivadas de los flujos en bucle procedentes de zonas vecinas y la falta de coordinación en la gestión de congestiones y en el reparto de costes siguen obligando a conceder excepciones anuales a este requisito. Estas limitaciones reducen la capacidad disponible para intercambiar electricidad y dificultan que los mercados nacionales puedan beneficiarse de una mayor integración.

La agencia también advierte de que el problema afecta especialmente a los mercados intradiarios y de balance, donde la disponibilidad de capacidad transfronteriza resulta fundamental para ajustar la generación y la demanda a medida que se acerca el momento de entrega.

Los mercados intradiarios ganan protagonismo ante la volatilidad renovable

El informe también pone el foco en la necesidad de adaptar el funcionamiento de los mercados eléctricos a un sistema con una presencia cada vez mayor de generación renovable variable. La volatilidad de los precios ya no está asociada únicamente a los periodos de mayor demanda durante el invierno, sino que también puede intensificarse durante los meses de verano, cuando las temperaturas elevadas incrementan el consumo de electricidad para refrigeración y pueden reducir la disponibilidad de determinadas centrales de generación.

En este contexto, ACER destaca los avances derivados de la introducción de los productos de 15 minutos en los mercados diario e intradiario, una medida que permite reflejar con mayor precisión las variaciones de oferta y demanda dentro de cada hora. Desde su entrada en funcionamiento el 1 de octubre de 2025, estos productos ya representan alrededor del 88% del volumen negociado en el mercado diario.

También destaca la ampliación de las posibilidades de negociación intradiaria hasta 30 minutos antes de la entrega de electricidad. En las fronteras donde ya se ha implantado este mecanismo, aproximadamente una quinta parte del comercio transfronterizo intradiario se concentra durante la última hora antes del suministro.

Para ACER, estos avances son especialmente importantes en un sistema eléctrico con una participación creciente de fuentes renovables, cuyos perfiles de producción pueden cambiar rápidamente y requieren mayores posibilidades de ajuste en tiempo real. No obstante, la agencia advierte de que la volatilidad de los precios en los mercados de corto plazo está aumentando y de que todavía existen limitaciones en la capacidad transfronteriza disponible para aprovechar plenamente las oportunidades de intercambio.

Las baterías y la flexibilidad ganan peso en los mercados de balance

Otro de los ámbitos en los que ACER identifica avances es la integración de los mercados europeos de balance, que permiten a los operadores de los sistemas eléctricos mantener el equilibrio entre generación y demanda en tiempo real.

La incorporación de nuevos países a las plataformas europeas PICASSO y MARI ha permitido ampliar el acceso a los recursos de balance disponibles en otros mercados y mejorar la estabilidad de los precios. A finales de 2025, los operadores de 17 Estados miembros estaban conectados a PICASSO, dedicada a las reservas automáticas de recuperación de frecuencia, mientras que otros 11 participaban en MARI, centrada en las reservas manuales.

Como consecuencia de esta mayor integración, la duración anualizada de los episodios de precios extremos en PICASSO se redujo un 95% en 2026 respecto a 2024. El cálculo de ACER utiliza los datos disponibles hasta el 15 de julio de 2026.

La agencia también destaca el papel de las baterías y otros recursos flexibles descentralizados en la reducción de los costes de estos servicios. Su entrada en los mercados de balance de Bélgica y de los países bálticos ha coincidido con importantes descensos de los precios de la capacidad de balance y, en el caso báltico, con una reducción de la concentración del mercado.

ACER considera que ampliar la participación de estos recursos, junto con una mayor cooperación entre operadores de distintos países, permitirá reforzar la competencia, reducir los costes y mejorar la seguridad del suministro.

Por último, el informe señala que los mercados eléctricos a plazo siguen presentando problemas estructurales de liquidez, especialmente en los contratos con vencimientos superiores a un año y en las zonas de negociación más pequeñas. Aunque el volumen negociado en los mercados europeos a plazo creció un 17% en 2025, la actividad continúa concentrada en un número reducido de mercados, con Alemania como principal centro de negociación.

En este escenario, los acuerdos de compraventa de energía a largo plazo (PPA) y los contratos por diferencias (CfD) adquieren una importancia creciente para proporcionar estabilidad a los ingresos de los proyectos de generación y facilitar las nuevas inversiones. ACER destaca, además, la evolución de los PPA hacia estructuras que combinan generación renovable y almacenamiento, con el objetivo de incorporar un mayor valor de flexibilidad a estos contratos.