La entrada masiva de renovables pasa factura a Red Eléctrica: empeora sus predicciones diarias y pierde incentivos
El operador ha elevado su porcentaje de error para anticipar cuánta electricidad producen las instalaciones solares y eólicas en los últimos dos años
La presidenta no ejecutiva de Redeia, Beatriz Corredor; el CEO de Redeia, Roberto García Merino, y la directora general de Operación de Red Eléctrica, Concha Sánchez, ofrecen una rueda de prensa en la sede de Red Eléctrica en Tres Cantos
La incorporación masiva de renovables que España ha protagonizado genera cada vez más dificultades a Red Eléctrica. El operador del sistema ha perdido precisión en sus previsiones de generación de este tipo de tecnologías en los dos últimos años, coincidiendo con una transformación acelerada del sistema eléctrico español y con el aumento de las necesidades para garantizar su estabilidad. El aumento del porcentaje de error hace que la compañía perciba menos dinero por los incentivos a los que aspira en materia de eficiencia.
Los errores de previsión de energía eólica y fotovoltaica aumentaron en 2024 y 2025, después de varios ejercicios en los que la compañía que preside Beatriz Corredor había conseguido las bonificaciones máximas por sus bajos errores en el horizonte diario.
Así se desprende de las últimas resoluciones de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) que fijan los incentivos variables de la empresa consultadas por este medio.
En la del año 2025, el regulador ha reducido a 251.454,84 euros la retribución variable de Red Eléctrica para ese ejercicio, frente a los 1,544 millones que se habían provisionado inicialmente bajo la hipótesis de cumplimiento máximo.
Destaca especialmente uno de los indicadores por los que se ha visto penalizada, el relacionado con la precisión en sus previsiones de generación renovable que realiza para anticipar cuánta electricidad producirán las instalaciones eólicas y solares fotovoltaicas.
Con este método puede organizar con antelación el funcionamiento del sistema eléctrico y ver qué otras tecnologías (gas, nuclear, hidráulica) serán necesarias programar para cubrir la demanda y mantener el equilibrio entre lo que las eléctricas producen y lo que los hogares y empresas consumimos.
La compañía trabaja con dos horizontes temporales: el diario, que calcula la generación esperada para cada hora del día siguiente y publica antes de las 11.00 horas, y el intradiario, que actualiza las estimaciones con tres horas de antelación para incorporar las condiciones más recientes.
Para elaborarlas utiliza principalmente variables meteorológicas, como el viento y la radiación solar, además de datos de las instalaciones y registros históricos de producción.
Además, Red Eléctrica también necesita distinguir entre el potencial renovable y la electricidad que finalmente llegará a la red, ya que la producción efectiva puede verse limitada por restricciones técnicas, indisponibilidades de las instalaciones o decisiones económicas de los productores ante las condiciones del mercado.
Red Eléctrica aumenta su porcentaje de error desde 2024
Desde que la CNMC puso en marcha este esquema retributivo en 2020, Red Eléctrica había logrado mantener el error diario por debajo del umbral que daba derecho a la bonificación máxima durante los tres primeros años: registró un 7,36% en 2020, un 7,32% en 2021 y un 7,14% en 2022.
En 2023, el regulador cambió la metodología añadiendo una franja «neutra» en la que no se recompensa ni se penaliza al operador si mantiene su porcentaje de error dentro de unos márgenes determinados.
La reforma también buscaba adaptar el sistema a un escenario marcado por el crecimiento de las energías renovables y las nuevas necesidades de gestión de la red. Red Eléctrica mejoró su indicador ligeramente, hasta el 7,11%, y todavía permitió obtener una bonificación, aunque inferior a la máxima.
El cambio llegó en 2024, cuando el error diario escaló hasta el 8,70%, frente al 7,11% del año anterior, y se mantuvo elevado en 2025, cuando alcanzó el 8,61%, en un ejercicio marcado por el apagón eléctrico que dejó sin luz a toda la península ibérica.
Aunque estos porcentajes no activaron una penalización en el horizonte diario —ambos quedaron dentro de una banda neutra establecida por la CNMC en la que ni gana ni pierde—, sí reflejan un deterioro respecto a los registros de los primeros años del sistema de incentivos.
Los errores han crecido en las previsiones intradiarias, pasando del 5,12% en 2022 al 5,85% en 2023, el 6,88% en 2024 y el 6,94% en 2025. En estos dos últimos ejercicios, las desviaciones se tradujeron en penalizaciones de 72.634 y 78.422 euros, respectivamente.
Red Eléctrica pidió más inversión al Gobierno por el aluvión de renovables
En cualquier caso, la evolución de sus previsiones coincide con el fuerte crecimiento de la generación renovable en España. En 2024, la producción procedente de estas tecnologías alcanzó los 148.999 gigavatios hora (GWh), un 10,3% más que el año anterior y el 56,8% de toda la electricidad generada.
Durante ese ejercicio se incorporaron 7,3 nuevos gigavatios de potencia eólica y fotovoltaica, la mayor cantidad registrada hasta entonces en un solo año.
La expansión continuó en 2025, cuando se instalaron cerca de otros 10 GW renovables, de los que 8,8 GW correspondieron a solar fotovoltaica. Las renovables aportaron el 55,5% de la generación nacional, porcentaje que se elevó al 56,6% al incluir el autoconsumo.
Esta entrada masiva de renovables está modificando los flujos de electricidad y elevando las exigencias sobre la red de transporte y la operación del sistema, tal y como la propia Red Eléctrica reconoce.
En la tercera modificación de aspectos puntuales del Plan de Desarrollo de la Red de Transporte 2021-2026, la empresa advierte de que la concentración de nueva generación fotovoltaica en Andalucía, Extremadura y Castilla-La Mancha ha provocado flujos eléctricos de potencia desde el sur hacia el centro y el norte significativamente superiores a los contemplados en la planificación inicial.
Red Eléctrica reconoce que esta situación ha incrementado la necesidad de acoplar ciclos combinados de gas mediante restricciones técnicas para estabilizar el sistema como respuesta a las variaciones de producción y a los cambios en los programas de intercambio con Francia.
La advertencia, que vino incluida con la petición de más dinero para adaptar la red, ha servido de base para solicitar nuevas inversiones en la infraestructura. El Gobierno aprobó en julio de 2026 una modificación del plan con 51 actuaciones y una inversión adicional de 615 millones de euros.
El objetivo es amortiguar las oscilaciones en la red y poder reducir el uso de ciclos combinados, generando ahorros anuales de entre 440 y 460 millones de euros.
Y es que, el coste de tener disponibles a las centrales de gas y ordenar su arranque cuando se les requiera se ha disparado desde el apagón, en parte por la denominada operación reforzada, pero también por la saturación renovable del sistema y cuya inestabilidad obliga al operador a protegerse con centrales convencionales y más contaminantes.
Con este panorama, los errores de Red Eléctrica para calcular cuánta energía solar y eólica se producirá diaria y horariamente son cada vez mayores y reflejan un sistema cada vez más complejo de operar en España.
Un comentario en “La entrada masiva de renovables pasa factura a Red Eléctrica: empeora sus predicciones diarias y pierde incentivos”
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Sería positivo que en instalaciones fotovoltaicas residenciales, se impulsará la instalación de baterías de bajo voltaje, con el fin de aumentar los porcentajes de autoconsumo de los hogares y por otro lado, ayudar a estabilizar la red eléctrica.