Los vertidos renovables en España alcanzaron los 19,7 TWh en el sistema peninsular durante 2025, un 55,2% más que el año anterior. El dato llega en un ejercicio que batió el récord histórico de instalación de nueva potencia y que, a la vez, desaprovechó energía suficiente para abastecer a 6,3 millones de hogares durante doce meses.
La paradoja se explica con dos cifras que rara vez se leen juntas. El país incorporó 12.520 MW de nueva capacidad renovable, el mayor registro de su historia, pero la producción renovable apenas creció un 1,3%, hasta los 151,1 TWh. Instalar no es generar. Generar no es consumir.
El desglose del Estudio del Impacto Macroeconómico de las Energías Renovables en España 2025, elaborado por Deloitte para APPA Renovables y presentado este viernes, separa tres bolsas. Los vertidos técnicos, ligados a restricciones de red y necesidades de operación del sistema, sumaron 11,41 TWh y crecieron un 85,5% interanual. Los vertidos de mercado, energía ofertada que no encontró comprador, se quedaron en 7,19 TWh (+17,9%). Otros 1,09 TWh se perdieron en tiempo real.
Vertidos renovables en España: instalar mucho y aprovechar poco
La potencia renovable cerró 2025 en 104,5 GW sin contar el autoconsumo. La fotovoltaica concentró cerca del 90% de las incorporaciones, con 11,3 GW nuevos hasta 50,4 GW instalados; la eólica añadió 1,2 GW y se quedó en 33,3 GW; el autoconsumo sumó 1.214 MW y elevó su parque a 9.590 MW. Las renovables ya representan el 69% de la potencia del sistema, almacenamiento incluido, que alcanzó los 3.485 MW y fue mayoritariamente bombeo.
El calendario agrava el desajuste. Marzo, abril y mayo acumularon el 55% del volumen anual de vertidos de mercado, porque la producción solar punta coincide con una demanda todavía baja. Sin flexibilidad para desplazar consumo hacia esas horas, ni capacidad para transportar la electricidad desde los nudos con más generación, el excedente se queda en el camino. Las congestiones de determinados tramos y la concentración geográfica de las plantas completan el diagnóstico.
El sistema español ya tiene potencia de sobra para producir electricidad barata; lo que no tiene es red suficiente para llevarla hasta el consumo.
La operación reforzada posterior al apagón añade presión al sistema
El otro factor es operativo. Las condiciones adoptadas tras el apagón del 28 de abril de 2025 reforzaron el uso de generación síncrona gestionable, sobre todo ciclos combinados de gas natural, para sostener el control de tensión. El resultado se ve en el mix: la generación con ciclos combinados creció un 27,9% y la cuota renovable sobre la producción nacional bajó del 55,7% al 54,3%.
El coste de ese esquema también aparece en el informe. Los servicios de ajuste se llevaron 3.823 millones de euros, equivalentes al 19% de de los costes de energía y ajuste contabilizados, frente al 15% de 2024.
APPA considera que el mecanismo ya puede retirarse por fases. A comienzos de octubre había cerca de 15.000 MW renovables habilitados para prestar control dinámico de tensión, de los aproximadamente 37.000 MW con potencial identificado, algo más del 40%. Su director general, José María González Moya, defiende volver a una operación ordinaria siempre que se preserve la seguridad del suministro, y lamenta que no exista un calendario confirmado para ese cambio.
La asociación pide criterios técnicos transparentes, un calendario explícito y reglas que permitan a las renovables participar en los servicios de ajuste en condiciones equivalentes a las de las tecnologías convencionales. Con ese paso, sostiene, el sistema ganaría margen de operación sin renunciar a la estabilidad.
17.501 millones al PIB y récord de empleo en pleno atasco
El impacto económico del sector crece al margen del embudo. Las renovables aportaron 17.501 millones de euros corrientes al PIB en 2025, el 1,04% de la economía, con un avance real del 7,2% sobre 2024. La aportación directa fue de 9.958 millones (+8,2%) y la indirecta de 3.778 (+4,6%).
El empleo marcó un máximo histórico: 140.621 puestos, de ellos 90.797 directos y 49.824 indirectos, un 5,6% más. La fotovoltaica de venta a red añadió 3.793 empleos y la eólica 1.731.
González Moya advirtió de que esas cifras corresponden a un ejercicio de fuerte instalación y no reflejan todavía el deterioro de rentabilidad que provoca no poder vender toda la producción. El aviso importa: si los ingresos por proyecto caen, la financiación de la siguiente oleada se encarece y el ritmo de despliegue se frena por la vía del coste, no por la del permiso.
El efecto sobre el precio mayorista fue el contrario. La generación renovable redujo en 7.589 millones el coste de adquisición en el mercado diario, un 8,8% más; descontados los 3.249 millones de retribución específica, el ahorro neto se queda en 4.340 millones. El precio medio del pool subió, eso sí, de 63,03 a 65,28 euros/MWh.
El balance energético suma otras partidas. Las renovables evitaron importar 24,9 millones de toneladas equivalentes de petróleo en combustibles fósiles, con un ahorro estimado de 14.814 millones: 6.802 en generación eléctrica, 4.315 en usos térmicos y 3.697 en biocarburantes. También evitaron 69,2 millones de toneladas de CO2 equivalente, valoradas en 5.115 millones en derechos de emisión. El saldo comercial del sector fue positivo en 652 millones, con superávit de 886 en equipos eólicos y déficit de 988 en fotovoltaicos.
Cada teravatio hora vertido es una inversión que no se cobra: el récord de instalación empieza a tener un coste financiero que el mercado aún no ha descontado.
El cuello de botella que decidirá la próxima década
La lectura fácil es que España tiene un problema de red. La lectura exacta es más incómoda: tiene un problema de ritmo entre cuatro variables que deberían moverse a la vez —generación, transporte, almacenamiento y demanda— y solo una de ellas ha corrido. El parque renovable creció un 14% en potencia mientras la producción subía un 1,3%. Ese diferencial no es un accidente estadístico. Es la definición del embudo.
El riesgo tiene dos caras. La primera es financiera: un proyecto que no puede evacuar parte de su producción ve caer sus horas equivalentes y, con ellas, la caja disponible para servir deuda. La segunda es regulatoria: si la operación reforzada se consolida sin fecha de salida, el sistema paga más por seguridad y deja menos espacio a la tecnología que abarata la factura. Los 3.823 millones de servicios de ajuste son la factura visible de esa tensión, y el salto del 15% al 19% sobre el coste total marca una tendencia, no una anomalía puntual.
Conviene mirar el precedente. Otros sistemas con alta penetración solar han atravesado esta misma fase: primero se instala, después se descubren los límites de evacuación y solo cuando maduran los mercados de flexibilidad y el almacenamiento el desperdicio empieza a ceder. La particularidad española es la velocidad del despliegue frente a la lentitud de la electrificación industrial, del transporte y de la climatización. El país presume de tener una de las electricidades más baratas de Europa mientras tira parte de ella. La contradicción no es retórica: es contable.
El hito a vigilar es concreto. La habilitación de los 37.000 MW renovables para control dinámico de tensión y la publicación de los datos de vertidos del cierre de 2026 por parte de Red Eléctrica dirán si el sistema empieza a desatascar o si el récord de instalación solo sirvió para medir el límite. Si el porcentaje de energía desperdiciada no baja entonces, la conclusión será difícil de esquivar: España no tiene un problema de generación, tiene un problema de sistema.
