Redeia, la matriz del operador del sistema eléctrico español, Red Eléctrica, registró un beneficio neto de 410,3 millones de euros hasta septiembre, un 5,3 % más en comparativa interanual, ha informado el grupo este miércoles a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). El resultado bruto de explotación (ebitda) se incrementó en el mismo periodo un 5,3 % y superó los 1.000 millones de euros (en concreto, 1.001,4 millones), mientras que la cifra de negocio avanzó un 7,8 %, a 1.312,9 millones.

Los ingresos acumulados en los tres primeros trimestres del año (resultado de la suma de la cifra de negocio y la participación en beneficios de sociedades) escalaron hasta los 1.352,4 millones, un 7,2 % más que a cierre del pasado septiembre, cuando esa cifra fue de 1.218,1 millones.

Dividendo el 7 de enero 2027

La compañía ha anunciado un dividendo bruto por acción de 0,204 euros, que pagará el 7 de enero de 2027 y que, según la empresa, está en la línea con la política de dividendos establecida dentro de su plan estratégico 2026-2029, que establece un crecimiento anual del 2 % hasta alcanzar los 0,87 euros por acción en 2029.

La deuda financiera neta a cierre de septiembre se situó en 5.600,8 millones, un 2,3 % por encima de la de diciembre de 2025, un incremento que responde "al fuerte ritmo inversor y parcialmente compensada por la generación de caja de las operaciones y por los fondos procedentes de la emisión del bono híbrido del 15 de abril por 500 millones de euros, así como por el cobro de subvenciones".

Desglosado por actividad, la gestión y operación de infraestructuras eléctricas nacionales ha alcanzado una cifra de negocio de 1.176,8 millones de euros, un 9,7 % más que la registrada en el mismo periodo de 2025.

Las inversiones aumentan un 19,3 %

Por su parte, el conjunto de inversiones de la compañía alcanzó 1.139 millones en los primeros nueve meses, un 19,3 % más, de los que 1.092 millones, prácticamente el 96 %, se destinaron a la filial Red Eléctrica.

En un comunicado, la empresa ha destacado que los principales avances se observan en la construcción de la interconexión eléctrica entre España y Francia a través del golfo de Bizkaia, con el tendido del 100 % de los cables submarinos en la costa vizcaína, al tiempo que avanza el tendido de los cables subterráneos entre Gatika y Lemoiz, en Bizkaia.

En esa línea también destaca el segundo enlace entre la península y Baleares, con el inicio este octubre de las obras para soterrar el tramo final de la línea Sant Martí-Alcudia, el primer proyecto vinculado a la futura interconexión.

A estos desarrollos se suma la puesta en servicio durante el mes de julio de la nueva interconexión a 400 kilovatios (kV) entre Portugal y Galicia que refuerza el sistema eléctrico peninsular y contribuye a una mayor integración del mercado ibérico de la electricidad.

El refuerzo empieza a ser una factura costosa y un lastre para muchas plantas renovables. El incidente del 28 de abril de 2025 encendió las alertas en el operador de la red eléctrica, que optó por blindarse. Lo hizo activando el llamado ‘modo reforzado’, con el que se está recurriendo a fuentes de control de tensión más sólidas como los ciclos combinados y perjudicando con ello a sistemas con menor capacidad de control como la fotovoltaica y la eólica. La situación empieza a alargarse demasiado en el tiempo y sin fecha aún de retornar a la normalidad.

Por ello, sectores como el fotovoltaico alzan ya la voz para exigir al operador Red Eléctrica que vaya desescalando este modo de operar, que está suponiendo pérdidas económicas e inestabilidad para su sector y un sobrecoste en la factura de hogares e industria. El director general de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), José Donoso, reclama que se den nuevos pasos para evitar este mecanismo de operación de la red eléctrica que obliga, en gran medida, a limitar la generación de energía limpia en aras de un mejor control de la tensión y la inercia. UNEF recuerda además que el llamado ‘modo reforzado’ en realidad no existe como estado de operación en los procedimientos aprobados y que su falta de regulación específica lo sitúa en un escenario excepcional sin fecha de conclusión.

Desde el sector fotovoltaico recuerdan que esta fórmula y los ajustes técnicos que se están aplicando en los últimos meses están provocando que se disparen no solo los periodos en los que se les obliga a detener o limitar su producción, sino que la falta de capacidad de almacenamiento energético está impidiendo aprovechar mucha de la energía que se genera y finalmente no se puede aportar al sistema, obligando a vertidos forzosos de energía. A este respecto el responsable patronal insistió en criticar las trabas burocráticas que paralizan el avance del almacenamiento energético en el ámbito administrativo. Donoso considera "inadmisible" que los trámites institucionales continúen dilatándose entre seis y siete meses, una demora que impide acelerar las soluciones técnicas en un momento en que el sistema sigue registrando precios elevados en las horas en las que se pone el sol.

Sobrecoste en las facturas: 783 millones

La patronal fotovoltaica insiste en que la energía fotovoltaica cuenta ya con capacidad técnica suficiente para aportar soporte de tensión y estabilidad a la red. El sector recuerda que la madurez técnica de las plantas permite ya gestionar la estabilidad del sistema sin castigar la generación de energía limpia, como ahora se hace. Recuerdan que las restricciones técnicas están obligándoles a detener su generación y sin que al mismo tiempo se esté favoreciendo una extensión de sistemas de almacenamiento ni el refuerzo de la red, actualmente colapsada en gran parte de su infraestructura.

Hasta ahora Red Eléctrica ha reconocido que aplicar el modo reforzado le ha supuesto un coste directo que estima en 783 millones de euros. El año pasado fueron 516 millones y entre enero y agosto de este año han alcanzado los 267 millones de euros. Una factura que pagan los consumidores, hogares y empresas, a través de su factura.

En su última aparición en el Congreso, la directora de operaciones, Concepción Sánchez, aseguró que ya se ha comenzado a rebajar el ‘modo reforzado’ iniciado en mayo de 2025. Sin embargo, por ahora Red Eléctrica se resiste a avanzar cuándo lo suspenderá por completo y retornará a la situación anterior a la crisis de abril. En este tiempo transcurrido se han programado más centrales síncronas, principalmente de gas, con las que se ha buscado dotar de mayor estabilidad a la red y evitar riesgos de sobretensión.

Restricciones técnicas disparadas

Sin embargo, más allá de las medidas propias del modo reforzado, en los últimos años las restricciones técnicas para operar la red han sido cada vez mayores y más costosas. Si en 2021 suponían un coste de 724 millones de euros, en 2026 rozaban en agosto los 3.600 millones, un 34% más que los ocho primeros meses del año anterior.

Otro de los cambios que se activó tras la alerta en el sistema fue la modificación del sistema de control dinámico de la tensión en la red. Hasta entonces no se permitía que las plantas de generación solar o eólica pudieran participar de este mecanismo con el que se controla la tensión y por el que las plantas participantes son remuneradas. Tras aquel episodio, la CNMC aprobó la modificación de la normativa y se abrió la puerta a que plantas renovables, previa homologación, pudieran sumarse a este mecanismo hasta ahora limitado a plantas como los ciclos combinados, las instalaciones hidráulicas o las nucleares.

Sin embargo, la apertura de este mecanismo avanza a un ritmo mucho más lento del esperado. En la práctica, se ha generado un cuello de botella técnico y administrativo: menos del 10% de la potencia renovable peninsular ha completado las exigentes pruebas de campo para homologar sus controladores de planta y operar en tiempo real bajo consignas de Red Eléctrica. Actualmente cerca de un centenar de proyectos siguen atascados en fases de tramitación.

Bajo incentivo económico

A este retraso operativo se suma la falta de atractivo económico que denuncia el sector. A pesar de que la CNMC aprobó un marco retributivo específico -fijando pagos de 0,7 €/MW-día por disponibilidad y 2 €/Mvarh por energía reactiva aportada-, para muchas instalaciones medianas y pequeñas la compensación apenas cubre el coste de certificar y adaptar sus equipos, lo que desincentiva la inversión voluntaria y perpetúa el recurso al gas en los nudos críticos.

Durante su XIII Foro Solar, Donoso también apeló a las ventajas del autoconsumo como "motor para la industria, pero también para los ciudadanos", que se benefician con "más de 2.700 millones de euros menos de costes que no se cargan sobre las facturas de los consumidores". Recordó que se trata de una tecnología que permite tener "una energía un 80% más baja que si no tuvieras fotovoltaica": "Con la fotovoltaica ganamos todos, igual que con el autoconsumo, que se quiere presentar como algo para ricos, pero no es verdad. Más del 50% es industria, es un motor para la industria y también una manera de que todos paguemos la energía más barata".