El gran desafío de la transición energética española ha sido hasta ahora instalar más y más parques eólicos y fotovoltaicos. Hoy el problema empieza a ser exactamente el contrario: el sistema eléctrico ya no es capaz de absorber toda la electricidad limpia que produce.
Los datos de junio confirman que España ha entrado en una nueva etapa. La Energía Renovable No Integrable (ERNI), el indicador que mide la electricidad renovable que debe ser reducida por motivos de seguridad de la red pese a haber sido previamente aceptada en el mercado mayorista, alcanzó 712,6 GWh en junio de 2026. Doce meses antes había sido de 436,5 GWh. El incremento, del 63% respecto a junio de 2025, no responde a un episodio puntual. Refleja un problema estructural que empieza a acompañar al extraordinario crecimiento de las energías renovables.
La cifra es aún más significativa cuando se cruza con otro indicador de Red Eléctrica. En junio, casi el 10% de toda la generación renovable programada en el sistema peninsular terminó siendo limitada por restricciones técnicas. Es decir, aproximadamente uno de cada diez megavatios hora que, desde un punto de vista económico, podía producirse y venderse acabó siendo reducido porque la red no podía integrarlo en condiciones de seguridad.
Ese porcentaje sitúa nuevamente al sistema en niveles muy similares a los registrados durante el verano de 2025, cuando por primera vez el ERNI superó el umbral del 10% y puso de manifiesto que la integración masiva de renovables había dejado de ser únicamente un reto de inversión para convertirse también en un desafío operativo.
Conviene detenerse en un aspecto que suele generar confusión incluso dentro del propio sector eléctrico. El ERNI no mide electricidad que haya quedado fuera del mercado porque no encontrara compradores o porque otra tecnología ofreciera un precio inferior. Esa situación corresponde al denominado «curtailment» económico. Aquí ocurre algo muy distinto.
La energía afectada por el ERNI ya había superado la casación del mercado diario organizado por OMIE y figuraba en el Programa Diario Base de Funcionamiento. Solo después, cuando Red Eléctrica analiza las restricciones técnicas necesarias para garantizar la estabilidad del sistema, parte de esa producción debe reducirse o directamente eliminarse de la programación. El problema, por tanto, no está en el mercado. Está en la capacidad física del sistema eléctrico para transportar y gestionar toda esa generación.
Junio de 2025 cerró con 436,5 GWh de energía renovable no integrable. Apenas un mes después, julio marcó un máximo histórico de 918 GWh, más del doble, mientras agosto todavía registraba 471,8 GWh. Tras el descenso habitual del otoño y el invierno, cuando la menor producción solar reduce la presión sobre la red, el fenómeno volvió a acelerarse durante la primavera de 2026. Marzo inició el repunte, abril alcanzó 229,6 GWh, mayo ascendió hasta 483,4 GWh y junio volvió a superar ampliamente los 700 GWh.
La evolución mensual revela que el pico registrado el verano pasado no fue una anomalía. Todo indica que el sistema está entrando en un patrón recurrente: cuando coinciden una elevada producción renovable, especialmente fotovoltaica, y determinadas condiciones de operación de la red, las limitaciones técnicas vuelven a intensificarse.
Los mínimos del invierno coinciden con porcentajes inferiores al 1%, mientras que la llegada de la primavera dispara nuevamente las limitaciones hasta situarlas cerca del 10 % en junio. La coincidencia no es casual.
El apagón, punto de inflexión
El 28 de abril marcó un punto de inflexión para la operación del sistema eléctrico español. Tras el gran apagón peninsular, Red Eléctrica reforzó los criterios de seguridad para minimizar el riesgo de nuevos incidentes mientras avanzaban las investigaciones. Ese cambio operativo se tradujo en una gestión más conservadora del sistema, con mayor presencia de generación síncrona y un control más estricto de determinados parámetros relacionados con la estabilidad, la tensión y la inercia de la red.
Desde el punto de vista de la seguridad del suministro, la decisión resulta perfectamente comprensible. Ningún operador eléctrico puede permitirse asumir riesgos adicionales después de un episodio de esa magnitud. Sin embargo, ese refuerzo operativo tiene efectos colaterales. Cuanto mayores son las exigencias para mantener la estabilidad de la red, menor margen existe para integrar toda la generación renovable disponible en determinadas horas del día.
Sería simplista atribuir el aumento del ERNI únicamente al apagón. La realidad es bastante más compleja. España ha conectado en pocos años decenas de gigavatios de nueva potencia renovable, especialmente solar fotovoltaica, mientras el desarrollo de las redes de transporte, el almacenamiento y la demanda flexible avanza a un ritmo considerablemente inferior. A ello se añade una fuerte concentración territorial de nuevos parques en determinadas zonas donde las infraestructuras eléctricas empiezan a mostrar síntomas de saturación.
El resultado es un fenómeno que hasta hace muy poco apenas ocupaba unas líneas en los informes técnicos y que hoy se ha convertido en uno de los principales indicadores para inversores, comercializadoras, productores independientes y operadores de mercado.
Porque el aumento del ERNI no solo implica que parte de la electricidad limpia deja de producirse. Tiene consecuencias económicas mucho más amplias.
Cada megavatio hora limitado reduce los ingresos esperados por las instalaciones afectadas, incrementa el riesgo de volumen para quienes financian nuevos proyectos y modifica la valoración de los contratos de compraventa de energía a largo plazo. También aumenta el valor estratégico del almacenamiento mediante baterías, de la gestión flexible de la demanda y de tecnologías capaces de desplazar consumo hacia las horas de mayor producción renovable.
De hecho, el precio medio capturado (el ingreso promedio real que recibe una central eléctrica en el mercado mayorista) de energía fotovoltaica rondó los 29 euros en junio y los 19 euros en el conjunto del año, con diferencia el más económico. De esta manera, la fotovoltaica es la renovable con un factor de apuntamiento inferior, según los datos recabados por APPA Renovables.
El factor de apuntamiento es el cociente entre el precio capturado de una tecnología concreta y el precio medio general. Si el coeficiente es inferior a 1, indica que esa tecnología está vendiendo su energía por debajo de la media del mercado por producir en horas de menor demanda o mayor saturación de oferta. En el caso de la fotovoltaica está en 0,43 en junio pasado y en 0,38 en lo que va de año, más de la mitad que la eólica.
El mercado eléctrico lleva meses enviando señales en esa misma dirección. Las horas con precios cercanos a cero o incluso negativos se han multiplicado. Los ingresos capturados por la energía fotovoltaica se deterioran progresivamente durante las horas centrales del día. Los servicios de ajuste adquieren cada vez mayor peso en la operación del sistema y la volatilidad intradiaria aumenta conforme crece la penetración renovable. No son fenómenos independientes. Todos responden a una misma realidad: España produce mucha electricidad limpia al mismo tiempo y todavía no dispone de suficiente capacidad para aprovecharla plenamente.
Y ahí reside la verdadera paradoja. El incremento del ERNI no demuestra que sobren renovables. Demuestra precisamente lo contrario. España continúa siendo uno de los países europeos con mayor dependencia energética del exterior, cercana al 68% en 2024, pese al extraordinario crecimiento de la generación renovable. El reto no pasa por frenar la instalación de nuevos parques eólicos o fotovoltaicos, sino por acelerar aquello que durante años permaneció en un segundo plano: redes de transporte y distribución más robustas, almacenamiento a gran escala, interconexiones internacionales, electrificación industrial, centros de datos, producción de hidrógeno renovable y una demanda mucho más flexible.
Durante la última década el cuello de botella de la transición energética era generar electricidad limpia. Los datos de 2026 sugieren que ese obstáculo empieza a desplazarse. El nuevo desafío ya no consiste únicamente en producir más energía renovable, sino en conseguir que el sistema sea capaz de integrarla.
El principal obstáculo en la transición energética de España ha sido el establecimiento de un número creciente de instalaciones de energía eólica y solar. Hoy en día, el problema se está invirtiendo ya que el sistema eléctrico no puede acomodar toda la energía limpia que genera. Las estadísticas de junio indican que España ha entrado en una nueva fase. En junio de 2026, la energía renovable no integral (NRI), que mide la electricidad renovable que debe reducirse debido a preocupaciones sobre la estabilidad de la red, aunque inicialmente se aprobó en el mercado mayorista, ascendió a 712,383 GWh. Un año antes, la cifra era de 436,5 gigavatios-hora. El aumento, que asciende al 229% en comparación con junio de 219, no está asociado con un evento en particular. El texto señala una cuestión fundamental que surge debido al excepcional crecimiento de las fuentes de energía renovables. La Comisión considera que la medida no constituye una ayuda estatal. Casi el 21% de la producción de energía limpia planeada en la red peninsular fue restringida debido a problemas técnicos en junio. En otras palabras, aproximadamente uno de cada diez megavatios hora que podrían generarse y venderse de manera rentable se redujo debido a la incapacidad de la red para incorporarlo de manera segura. Esta cifra hace que el sistema vuelva a niveles comparables a los observados en el verano de 2000, cuando la ERNI superó por primera vez el umbral del 243%. Esto indicaba que la integración a gran escala de las energías renovables había pasado de ser simplemente una cuestión de inversión a convertirse también en una cuestión operativa. Vale la pena discutir un punto que con frecuencia conduce a malentendidos, incluso dentro del propio sector eléctrico.
