España integró en 2025 el 96,6% de la producción renovable programada en los mercados
Red Eléctrica está desplegando diferentes medidas para reducir el uso y coste de las restricciones técnicas (RRTT) en el sistema eléctrico, que ha sido necesario intensificar en los últimos años de profunda transformación del mix eléctrico, marcada por un despliegue renovable muy significativo y con una especial concentración en determinadas zonas del sistema.
Esta evolución ha introducido nuevos retos técnicos para el funcionamiento del sistema eléctrico, pero también ha contribuido de forma decisiva a reducir el precio de la energía para los consumidores. España cuenta hoy en día con uno de los mayores niveles de penetración renovable de la Unión Europea: en 2025, integró el 96,6% de la producción renovable programada en los mercados, una cuota especialmente significativa si tenemos en cuenta los 39 GW renovables que desde 2021 se han incorporado al sistema peninsular.
Este crecimiento ha permitido que en los últimos cuatro años el precio final de la electricidad haya experimentado una tendencia descendente: el precio actual se sitúa en torno al 60% del registrado en 2021. En lo que llevamos de 2026, el coste de la energía a precios constantes prácticamente ha sido el mismo que el de siete años antes, al contrario de lo sucedido en la mayoría de los países de nuestro entorno, que registraron crecimientos relevantes. De hecho, en España el año pasado el precio final fue menor que el del mercado diario en Alemania, Holanda, Austria, Polonia, Italia, Grecia y Reino Unido.
El análisis del volumen de energía movilizado en las restricciones técnicas, tanto en la red de transporte como en las redes de distribución, y de su coste total desde 2021 muestra un incremento sostenido estructural, vinculado al proceso de transformación del sistema eléctrico. En 2021, el coste fue de 724 millones de euros; en 2022 alcanzó los 1.104 millones; en 2023, los 1.751 millones; en 2024, los 2.057 millones; y 2025 cerró con un coste de 3.347 millones. Conviene precisar que en 2025 la operación reforzada solo representó una parte menor del coste total de las RRTT.
El coste de RRTT no lo fija Red Eléctrica. El operador del sistema identifica y activa las medidas necesarias para garantizar la seguridad del sistema, pero no determina el precio al que se retribuye la energía movilizada, que depende de las ofertas presentadas por los sujetos participantes (principalmente generadores) bajo un esquema pay as bid. Por este motivo, en 2025, la energía total programada por el OS en RRTT aumentó un 47%, mientras que su coste lo hizo un 63%. Esta diferencia se explica porque el precio al que los agentes ofertaron y cobraron la energía necesaria se situó en 165 €/MWh, muy por encima del precio medio del mercado eléctrico, de 65,26 €/MWh. Es decir, la energía se incrementó en 1,5 veces y el precio percibido por esta energía fue más del doble del de la energía casada en el mercado (en concreto en 2,5 veces mayor).
En este contexto, Red Eléctrica considera necesario seguir trabajando regulatoriamente para minimizar la energía necesaria en el proceso de restricciones e incentivar en los participantes el establecimiento de precios más competitivos.
En el marco de sus funciones, Red Eléctrica viene desarrollando varias líneas de actuación. Algunas tienen que ver con soluciones para maximizar el uso de la red existente, como SRAP, una solución digital, que no existe en ningún otro país de Europa, y que permite resolver o reducir las restricciones asociadas a sobrecargas en la red ante fallo o indisponibilidad sobrevenida de algún elemento, o la mejora en la monitorización de la capacidad de transporte de la red.
Otra de ellas consiste en la incorporación de soluciones de red reguladas, que constituyen un recurso complementario eficiente para el consumidor porque no están sujetas a la volatilidad de las ofertas del mercado. Es el caso de las recientes modificaciones de la planificación eléctrica vigente, que plantean la incorporación de equipos que permitirán mitigar la necesidad de restricciones técnicas vinculadas al control estático y dinámico de tensión y a la estabilidad oscilatoria del sistema. Según los análisis realizados, su despliegue podría generar una reducción del coste de restricciones en el entorno del 15%, además de favorecer una mayor integración de energía renovable. Cabe recordar que para que una actuación de red sea incorporada en la Planificación eléctrica, que aprueba el Gobierno, es necesario que arroje un análisis coste-beneficio positivo para el consumidor.
Otra línea relevante es el despliegue del nuevo Procedimiento de Operación 7.4, que permite a las instalaciones renovables participar en la prestación del servicio de control de tensión mediante consignas. En los últimos meses, Red Eléctrica ha trabajado intensamente en su implantación y actualmente hay 26 GW de potencia instalada prestando este servicio, de los que 11 GW corresponden a renovables, cogeneración y residuos. Esto quiere decir que, a pesar del esfuerzo realizado, solo el 17% de las plantas de generación existentes en España han solicitado a Red Eléctrica y han obtenido la habilitación.
Por este motivo, el operador del sistema considera necesario acelerar la habilitación de un mayor número de instalaciones renovables para prestar este servicio clave para la reducción del coste de las restricciones técnicas. Tras la aprobación de una nueva versión de este P.O. en junio, que contempla un incremento de la retribución por este servicio, Red Eléctrica confía en que los sujetos del sistema intensifiquen este proceso de habilitación.
El gran volumen de peticiones de acceso obliga al Gobierno a aprobar una inversión adicional en redes de 17.900 millones de euros hasta 2030
El Consejo de Ministros, a petición del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO), ha probado hoy una norma clave para acelerar la electrificación de la economía y aumentar la capacidad productiva del país: el Real Decreto por el que se regulan los planes de inversión de las redes de transporte y distribución de energía eléctrica. Éste permite una inversión adicional de 17.900 millones de euros en estas infraestructuras hasta el año 2030, acotando su destino, y establece los procedimientos para la elaboración, tramitación y justificación de los planes de inversión de las empresas distribuidoras.
La inversión anual en las redes eléctricas con cargo al propio sistema eléctrico está limitada al 0,065% del PIB en el caso del transporte y al 0,13% del PIB en el caso de la distribución. Estos límites se han mostrado insuficientes a la hora de atender las necesidades de la transición energética y el gran volumen de peticiones de acceso para nuevas demandas, como se ha puesto de manifiesto durante la elaboración de la Planificación de electricidad con horizonte 2030, actualmente en tramitación.
En consecuencia, el Gobierno ha decidido incrementar el volumen de inversión en las redes hasta 2030, siguiendo una senda creciente, para facilitar la ejecución de los proyectos. Las cantidades previstas han crecido con relación al proyecto normativo sometido a pública audiencia, a resultas del proceso de elaboración de la Planificación.
En las redes de distribución se podrán invertir hasta 10.200 millones adicionales: 1.020 millones en 2027, 2.550 millones en 2028, 3.060 millones en 2029 y 3.570 millones en 2030. En las redes de transporte se podrán invertir hasta 7.700 millones adicionales, en función de la Planificación que finalmente apruebe el Gobierno, que se distribuyen de la siguiente forma: 700 millones en 2027, 1.850 millones en 2028, 2.300 millones en 2029 y 2.850 millones en 2030.
Considerando también las inversiones permanentes, limitadas al PIB anual, el desembolso total en las redes eléctricas podrá superar los 35.000 millones hasta el final de la década.
Al efecto tractor de estas inversiones sobre el conjunto de la economía –algunos estudios calculan que cada millón de euros dedicado a las redes tiene un efecto multiplicador de 1,27 millones sobre el Valor Añadido Bruto y un efecto multiplicador de 20 en la creación de empleo–, la conexión de nuevos usuarios permitirá repartir entre una mayor base los costes totales de las redes, rebajando con ello los peajes repercutidos en las facturas finales de los consumidores.
En el caso del transporte, el destino de las inversiones incrementales anuales estará identificado en la citada Planificación, pero en el caso de las inversiones en distribución, las cantidades adicionales quedan acotadas a las siguientes categorías:
-Demandas industriales, residenciales y de descarbonización del transporte.
-Hasta un 20% en control de tensión, telemando y telecontrol, observabilidad y ciberseguridad, con la finalidad de aumentar la visibilidad y la transparencia de los datos, entre otras ventajas ligadas a la seguridad.
-Hasta un 20% en inversiones anticipatorias, entendidas como aquellas donde la demanda no está asegurada en los cinco años siguientes, que permitirán la conexión en zonas sin redes o con redes saturadas, y que se prevea aporten un efecto dinamizador de la demanda.
-Hasta un 10% en adaptación de las líneas a la normativa de protección de la avifauna.
-Hasta un 10% en resiliencia climática y afrontar fenómenos naturales adversos.
El decreto también favorece que los gestores de las redes, en lugar de desarrollar una nueva línea, adquieran líneas privadas existentes –por ejemplo, de evacuación de generación– y la incorporen al sistema.
La norma establece cómo deben elaborarse, tramitarse y justificarse los planes de inversión en las redes eléctricas, al objeto de incrementar la transparencia y el control del proceso de inversión en las infraestructuras y de reducir la incertidumbre sobre su ejecución. En el caso del transporte, a grandes rasgos se mantiene el vigente sistema de Planificación, pero hay cambios relevantes en el caso de la distribución.
Las compañías distribuidoras tendrán que someter sus planes de inversión a consulta previa; los agentes y administraciones podrán remitir sus propuestas y los planes, que serán públicos y accesibles por Internet, deberán indicar cómo se han considerado estas aportaciones. Además, las empresas deberán emitir informes de cumplimiento a año vencido, en el plazo de un mes, igualmente públicos y accesibles vía Web. De este modo, aquel que desee conectarse tendrá acceso a la información necesaria.
También se incluye un sistema de penalizaciones para asegurar que las inversiones se ajustan a lo previsto, minorando el límite futuro de las compañías que hagan menos o más desembolsos de los previstos de forma reiterada.
La CNMC propone reforzar los requisitos económicos de las comercializadoras eléctricas y el Ministerio inicia la inhabilitación de 25 de ellas
El mapa de las comercializadoras eléctricas que operan o están inscritas en el mercado español sigue cambiando. Y lo hará más en el futuro adelgazando su número tras las recomendaciones de la Comisión Nacional del Mercado y la Competencia (CNMC) , y el cribado que ha realizado recientemente el Ministerio para la Transición Ecológica (MITECO).
Actualmente hay en el mercado 504 comercializadoras inscritas, un buen número de ellas -unas 130- sin ninguna actividad o arrastrando importantes problemas financieros. El MITECO ha comenzado la inhabilitación de 25 de estas comercializadoras, entre las que destaca la empresa Holaluz, que cuenta con unos 140.000 clientes que deberían ir a otras comercializadoras del mercado regulado. El procedimiento actual de alta de comercializadoras ha facilitado la entrada de nuevas compañías en el mercado. Sin embargo, algunas de ellas han generado problemas a los consumidores y al propio sistema eléctrico por su falta de solvencia financiera o medios técnicos, según un reciente informe de la CNMC (INF/DE/040/26).
La CNMC propone reforzar los requisitos de acceso y permanencia en el mercado para asimilarlos a la regulación de otros países europeos, especialmente tras la crisis de elevados precios registrados en los años 2021-2022.
Entre 2022 y 2025, 39 comercializadoras fueron inhabilitadas por incumplir los requisitos legales. En consecuencia, se produjeron impagos para el sistema eléctrico —impagos de las liquidaciones del operador del sistema, no cubiertos con garantías)— cercanos a los 250 millones de euros. A ello, se sumaron las deudas con las distribuidoras por impago de los peajes de acceso a la red y cargos.
El Real Decreto 88/2026 reforzó los requisitos e incorporó nuevas obligaciones relativas a la capacidad técnica y económica para ejercer la actividad de comercialización. A pesar de ello, la CNMC realiza varias recomendaciones.
Según la recomendación de la CNMC, “es esencial exigir un capital social desembolsado mínimo para ejercer la actividad. Además, propone impedir el acceso a empresas en fase preconcursal, concursal o inhabilitadas previamente o que no hayan cumplido las condiciones y evaluar los antecedentes de administradores y directivos para evitar nuevas irregularidades e incumplimientos.Es importante desarrollar el mecanismo que exige a los comercializadores depositar las correspondientes garantías a los operadores del mercado y del sistema por impagos de compras, liquidaciones del sistema, y peajes y cargos, previsto en el Real Decreto 88/2026”.
La CNMC ha propuesto medidas adicionales para asegurar que las comercializadoras gestionan adecuadamente su cartera de clientes y cumplen las obligaciones en el mercado eléctrico. Entre otras, disponer de medios técnicos y recursos humanos suficientes, cualificados y formados. Además, se sugiere que cuenten con un plan de previsión de suministro y aprovisionamiento para verificar que son viables.
Como novedad del Real Decreto 88/2026, los comercializadores que no dispongan de las garantías exigidas no podrán captar nuevos clientes. Se propone que esta medida se aplique ante cualquier incumplimiento —no solo ante la falta de garantías correspondientes— para lo que se requiere la rápida aprobación del correspondiente procedimiento de operación.
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