Hay cifras que solo se entienden cuando se traducen. Entre junio de 2025 y junio de 2026, los consumidores españoles pagamos 4.160 millones de euros para que Red Eléctrica corrigiera, hora a hora, lo que el mercado había casado y la red no podía sostener. Lo acaba de calcular FEDEA. Con ese dinero, a los costes de construcción actuales, se levantarían entre 16.000 y 21.000 viviendas públicas. Cada año. Es más de lo que Casa 47 aspira a poner en el mercado en todo 2026.
Conviene no hacer trampas con el dato. En 2021 las restricciones técnicas costaron 724 millones, y una parte del salto es el peaje lógico de haber integrado 39 GW renovables en apenas cinco años, que han dejado el precio final de la electricidad en torno al 60 % del de entonces. Comparado con 2021, el sobrecoste ronda los 3.400 millones. Sigue siendo mucho dinero, pero no es el apocalipsis renovable que algunos titulares venden esta semana.
Tampoco el apagón del 28 de abril explica la factura por sí solo. La operación reforzada, que obliga a mantener más ciclos combinados encendidos para sostener la tensión, encarece el sistema, aunque el propio operador reconoce que en 2025 fue una parte menor del coste total. El problema de fondo está en otro sitio: en cómo se paga.
Las restricciones se retribuyen pay as bid: cada central cobra lo que oferta. En 2025 la energía programada por Red Eléctrica creció un 47 %, mientras su coste subió un 63 %. Los generadores la cobraron a 165 €/MWh cuando el mercado diario promedió 65. Pagamos dos veces y media. No es un misterio. Cuando el operador necesita una máquina concreta en un nudo concreto, hay pocas candidatas y todas lo saben. Allí no hay mercado; hay escasez con precio.
A esa escasez se suma un diseño que la protege. El coste se reparte como una media entre todos los consumidores, de modo que nadie recibe una señal: ni quien oferta caro, ni quien consume en las horas que más tensionan la red. Una factura sin dueño es una factura que solo crece. En lo que va de 2026 ya se acerca a 22 €/MWh, casi un tercio del precio del mercado diario.
Lo frustrante es que la solución técnica existe y está aprobada. El nuevo procedimiento de operación 7.4 permite que las plantas renovables, cuya electrónica de potencia responde más rápido que cualquier turbina, controlen la tensión. Hoy prestan ese servicio 26 GW, de los que solo 11 son renovables, cogeneración o residuos. Apenas el 17 % del parque se ha habilitado. La CNMC ha duplicado la retribución, de 1 a 2 €/Mvarh, y aun así la respuesta es tibia. Mientras sea voluntario, a muchos promotores les compensa más mirar hacia otro lado.
Quien ha construido subestaciones sabe que esto no exige milagros. Pediría tres cosas. La primera, que la habilitación en el 7.4 sea obligatoria para toda planta nueva y, con un calendario razonable, para las existentes por encima de cierto tamaño. La segunda, que compensadores síncronos, STATCOM y baterías entren en la red como activos regulados, con retribución conocida y sin la volatilidad de las ofertas; el operador estima que los equipos ya incluidos en la planificación recortarían en torno a un 15 % la factura, y ese porcentaje puede crecer. La tercera, la que propone FEDEA: señales de precio horarias que hagan visible quién causa el coste.
En Extremadura conocemos bien la otra cara de esta historia. Somos tierra de sol y de megavatios instalados, y cada hora en que una planta se desconecta por razones técnicas es energía barata que se pierde y una factura que otro paga. La región que más produce no debería ser la que más sufre los defectos del sistema.
La transición energética no ha salido cara porque sea renovable. Está saliendo cara porque seguimos operando una red del siglo XXI con reglas pensadas para la del siglo XX. Cuatro mil millones al año es el precio de esa pereza regulatoria. Medido en viviendas, cuesta todavía más explicarlo.
Añadir La Portada de Extremadura como fuente preferida de Google de forma gratuita.
Mantente informado con las últimas noticias de actualidad.