Mientras el estrecho de Ormuz sigue tensionando petróleo y gas, el mercado eléctrico español está enviando una señal distinta. Para sorpresa de muchos, la luz no se ha disparado de forma sostenida, como ocurrió durante el inicio de la guerra en Ucrania.

La clave, no obstante, no es que España sea inmune a lo que ocurre en Oriente Próximo o al mercado mayorista, sino que el mix eléctrico del país permite amortiguar durante unas semanas parte del shock.

Nadie queda al margen de la geopolítica

La referencia internacional sigue siendo muy delicada. Reuters apuntaba esta semana que el Brent seguía moviéndose en niveles altos, cerca de los 95 dólares, en un contexto de tráfico muy restringido por Ormuz y de gran incertidumbre sobre el suministro regional.

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En paralelo, el sistema español sigue apoyándose en un factor que hoy marca diferencias, pese a las suspicacias internacionales que despertaron hace algo menos de un año con el apagón masivo en la península.

Según datos de Red Eléctrica, la demanda eléctrica cayó un 1,8 % este pasado marzo y las renovables aportaron el 63,1% de la generación. Una combinación que ayuda a entender por qué España puede convivir, al menos por ahora, con un entorno energético internacional tenso sin trasladarlo automáticamente al pool.

La clave no es que España esté al margen de la geopolítica. La clave es que, durante muchas horas del día, manda el sol antes que el gas. El mercado mayorista español sigue mostrando un patrón muy claro: precios hundidos en las horas centrales y repuntes acusados cuando desaparece la fotovoltaica.

El Operador del Mercado Ibérico de Energía, OMIE, situó, el 14 de abril, el precio medio diario en España en 45,97 euros por MWh, con un mínimo de -0,60 y un máximo de 117,21 euros. La media todavía parece contenida, pero oculta una brecha enorme entre el mediodía y la noche.

El dato resume bien la “anomalía española”. El mismo mercado que paga por colocar electricidad a mediodía puede rozar las tres cifras cuando cae el sol: la crisis existe, pero entra por horas.

Ese comportamiento se ha intensificado en las últimas semanas. De hecho, a finales de marzo el mercado mayorista había caído a uno de sus mínimos históricos, con varias horas en negativo, gracias a una combinación de alta producción renovable y baja demanda. Llegaba en plena crisis energética asociada al conflicto entre Israel, EE. UU. e Irán.

Hoy, España no está evitando el golpe del exterior, pero sí lo está repartiendo de forma desigual a lo largo del día: muchas horas en las que las renovables toman la delantera frente al gas, que permiten capear el conflicto a nivel energético.

Cuando cambia la estación

Por si no queda claro, el alivio no es permanente. Los expertos apuntan a un margen limitado: a medida que avance junio, y se nos escape la primavera, confluirán factores que complican el escenario: más demanda en determinadas franjas (durante el día), menos holgura para las renovables en las horas sin sol y una mayor necesidad de recurrir a ciclos combinados.

En pocas palabras, cuanto más peso recupera el gas, más difícil será mantener el desacople. Hay margen para encarar el golpe mejor, pero, como suele ser habitual, la primavera y el verano son épocas para la compra y almacenamiento de gas, con unas reservas europeas en torno al 28 %, claramente por debajo de los últimos años y con la preparación para el próximo invierno condicionada por el contexto geopolítico.

No es una crisis inmediata, pero sí un entorno más frágil si el conflicto se prolonga o vuelve a endurecerse. A la vez, el mercado ibérico del gas no refleja hoy un escenario de pánico, pero tampoco uno especialmente cómodo.

MIBGAS (Mercado Ibérico del Gas) situaba los productos de abril, mayo, junio y julio en una banda de algo más de 41 a 42 euros por MWh. No es una explosión de precios, pero sí una señal de que el gas sigue en cotas relativamente elevadas para una época del año en la que el sistema respiraría con más tranquilidad.

España gana tiempo, pero no se blinda

Toca evitar la idea de que España “ignora” Ormuz en sentido literal. No puede. El mercado eléctrico español gana tiempo gracias a su estructura de generación, y puede amortiguar durante unas semanas parte del golpe que llega del petróleo y del gas, pero los ciclos combinados y la propia estructura del mercado siguen haciendo que España dependa también del gas cuando cambian las condiciones del sistema.

Si el estrecho sigue tensionado, el barril de Brent continúa caro y Europa afronta la campaña de inyección de gas con menos reservas de las habituales, el verano puede devolver al gas una mayor capacidad para marcar también el precio eléctrico en España. Y el invierno, en este contexto, plantea un escenario todavía más exigente. 

El gran apagón eléctrico que el pasado 28 de abril dejó sin suministro a millones de personas en la Península Ibérica ha abierto una disputa a tres bandas entre los tres grandes actores del sistema energético español: el Gobierno, Red Eléctrica y las compañías eléctricas.

Cada uno ha publicado su propio informe. Y lejos de aportar claridad, lo que ha surgido es un cruce de acusaciones que evidencia más un juego de culpas que una voluntad real de resolver las fallas estructurales que permitieron el incidente. Y de momento, otra vez, los ciudadanos con más dudas que certezas.

A medida que han salido a la luz los distintos informes y comparecencias, se ha hecho evidente que estamos inmersos en un blame game. Nadie asume una responsabilidad completa y todos se defienden señalando a los otros como los verdaderos culpables. En este escenario, la resolución de los problemas parece menos prioritaria que salir bien parado en el relato de los hechos.

El Gobierno apunta a Red Eléctrica

El Ministerio para la Transición Ecológica ha sido el primero en mover ficha. Su informe sobre el apagón del 28A concluye que el origen del incidente fue una reacción en cadena causada por una serie de sobretensiones mal gestionadas por Red Eléctrica.

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Según el documento, el operador de la red actuó con una programación insuficiente y no corrigió a tiempo la baja capacidad de control de tensión que presentaba el sistema ese día.

Además, el Gobierno subraya que Red Eléctrica cometió el error de seguir ciertos protocolos que, en vez de estabilizar la red, la descompensaron aún más.Las decisiones técnicas de ese día, como reconectar líneas de 400 kV o reducir las exportaciones, contribuyeron a agravar la situación. En este relato, Red Eléctrica queda como el actor que no supo anticiparse ni responder adecuadamente a una red ya frágil.

El blame game se intensifica porque, si bien el Ejecutivo reparte culpas entre todos los agentes implicados, en sus declaraciones públicas ha sido especialmente crítico con la gestión de Red Eléctrica, a quien acusa de no haber sustituido un grupo térmico en el sur que estaba fuera de servicio desde el día anterior y que resultó ser clave en la caída del sistema.

Red Eléctrica se defiende y señala a las eléctricas

La respuesta de Red Eléctrica no se ha hecho esperar. En su propio informe, la empresa rechaza la idea de una planificación deficiente y redirige la culpa hacia las compañías eléctricas, a las que acusa de no cumplir con su obligación legal de regular la tensión. Según su análisis, si las plantas hubieran actuado correctamente, no se habría producido el colapso.

Desde Red Eléctrica argumentan que el plan operativo previsto para ese día era el adecuado, siempre y cuando los grupos de generación hubiesen actuado conforme a la normativa. A su juicio, fueron estas centrales las que fallaron al no absorber la energía reactiva necesaria para estabilizar la red, incumpliendo los compromisos técnicos por los que además reciben una retribución.

Red Eléctrica incluso ha acusado a las eléctricas de dificultar la investigación al no proporcionar datos técnicos completos o hacerlo con información de calidad insuficiente, lo que ha generado aún más tensión en un clima ya caldeado.

Las eléctricas niegan errores y denuncian opacidad

Por su parte, las grandes eléctricas —Endesa, Iberdrola, Naturgy y EDP— rechazan de forma tajante cualquier responsabilidad en el apagón. Argumentan que sus sistemas funcionaron tal como establece el reglamento eléctrico y que las desconexiones que se produjeron fueron automáticas y necesarias para proteger sus equipos ante una red que ya se encontraba en estado crítico.

No solo eso, sino que acusan tanto al Gobierno como a Red Eléctrica de falta de transparencia y de lanzar acusaciones públicas infundadas que solo entorpecen el análisis técnico. Según ellas, avisaron con antelación de los problemas de tensión que estaban detectando y que sus advertencias no fueron tomadas en serio.

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El blame game al que nos referimos, alcanza aquí un punto álgido: las eléctricas no solo se defienden, sino que devuelven la pelota, acusando al operador de actuar como juez y parte. Cuestionan que el informe de Red Eléctrica ignore los eventos ocurridos antes de las 12:03 del 28 de abril, cuando ya había señales de inestabilidad. Para las compañías, se está intentando reescribir lo ocurrido con fines políticos y mediáticos.

Pero fue un fallo múltiple de gestión

Más allá de los informes y las declaraciones, lo que se desprende de esta crisis es que el apagón fue resultado de una cadena de errores en todos los niveles. Había capacidad para evitar el cero eléctrico, pero la gestión fue deficiente.

Las plantas generadoras no respondieron como debían, Red Eléctrica no se anticipó ni supo reaccionar, y el Gobierno, además de señalar, también carga con su parte de responsabilidad por no haber reforzado los mecanismos de supervisión y control técnico del sistema.

Un cruce de “yo no tengo la culpa”, que no solo impide esclarecer las causas con transparencia, sino que además diluye el foco sobre las medidas urgentes que deberían implementarse.

Y es que el apagón del 28A puso de manifiesto que el sistema eléctrico español tiene puntos débiles que no pueden seguir ignorándose. Si pudiera volver a pasar, ¿cómo evitarlo si las tres partes siguen culpándose unas a las otras?

El gran apagón tuvo consecuencias. La Confederación Española de Organizaciones Empresariales (CEOE) calculó un impacto de 1.600 millones de euros, equivalente al 0,1% del PIB. Aunque otros análisis elevaron las cifras hasta los 4.500 millones. También murió gente. Pero nadie asume la culpa. Todos se la echan unos a otros.

Los expertos son claros; nadie asume de verdad el liderazgo en solucionar estos problemas, por lo que el próximo apagón podría no tardar en llegar.

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El apagón que oscureció a la Península Ibérica el pasado 28 de abril sigue generando consecuencias y tensiones entre Portugal y España. Aquel día, durante varias horas, amplias zonas de ambos países y del sur de Francia se vieron afectadas por una interrupción del suministro eléctrico, cuyos efectos inmediatos y posteriores han puesto a prueba la cooperación energética entre los dos países.

El gobierno portugués, a través de su operador eléctrico Redes Eléctricas Nacionales (REN), ha exigido explicaciones a España, señalando de forma implícita a la generación solar como uno de los posibles factores del colapso.

En este contexto, Portugal ha decidido restringir las importaciones de electricidad desde España durante las horas centrales del día, cuando la producción solar alcanza su punto máximo.

El apagón del 28 de abril y sus repercusiones

El fallo eléctrico que afectó a millones de usuarios en la península ibérica dejó en evidencia la fragilidad de las interconexiones y la dependencia mutua en materia energética.

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Aunque la causa técnica exacta aún está, casi un mes después, bajo análisis, en Portugal se ha generado un debate intenso en torno al papel de la energía solar en el sistema eléctrico español, especialmente en horas de alta producción.

REN ha sido clara en su postura: el apagón ocurrió en un momento en que Portugal estaba importando electricidad desde España. Esta situación se debía a que, durante ese período, el precio de la energía española era más competitivo, lo que llevó a las autoridades portuguesas a optar por ese suministro.

Sin embargo, esa dependencia momentánea hizo que el país también se viera arrastrado por el apagón.

Medidas tomadas por Portugal tras el incidente

Después del incidente, Portugal optó por suspender de manera inmediata los intercambios eléctricos con España. Aunque las interconexiones físicas se restablecieron poco después, el comercio energético no se reanudó hasta el 8 de mayo, y lo hizo con restricciones. Esta decisión fue tomada como una medida de precaución, con el objetivo de evitar nuevos riesgos mientras se analizaban los motivos del fallo.

REN anunció la reanudación parcial de las importaciones el pasado jueves. Según el comunicado, entre el 12 y el 19 de mayo, Portugal solo aceptó una capacidad de 1.000 MW de importación entre las 9:00 y las 19:00 horas, una franja que coincide con el pico de generación solar en España. Fuera de esas horas, el límite se elevó a 2.200 MW.

Una estrategia que refleja una desconfianza en la estabilidad del suministro durante los momentos de mayor penetración solar, ya que es precisamente cuando más fluctuaciones puede haber si no se acompaña de una adecuada gestión del almacenamiento y la demanda.

Las renovables en el centro del debate

España ha avanzado de forma significativa en su transición energética, con un crecimiento acelerado de la energía solar fotovoltaica en los últimos años aupado por las apetencias del gobierno de coalición.

Esto ha permitido reducir la dependencia de combustibles fósiles y abaratar el precio de la electricidad en determinados momentos del día. Pero ojo, también ha generado desafíos en términos de estabilidad de la red, especialmente en días de alta producción y baja demanda.

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Portugal, aunque también apuesta por las renovables, ha sido más cauteloso en su implementación. Esta diferencia de ritmo podría estar generando fricciones a nivel técnico y político, especialmente cuando una red depende parcialmente de otra para cubrir su demanda.

El ya famoso apagón ha puesto sobre la mesa la necesidad de revisar la forma en que se gestiona la interdependencia energética entre ambos países. La posibilidad de que una alta producción renovable en un país pueda contribuir a una inestabilidad regional es motivo de preocupación, sobre todo si se combina con factores externos como condiciones meteorológicas extremas o picos de demanda inesperados.

El equilibrio entre integración y seguridad energética

La reacción de Portugal es lógica: no solo busca proteger su red eléctrica, sino también presionar para que se revisen ciertos aspectos del modelo energético compartido. Limitar las importaciones durante las horas solares apunta directamente al corazón de la política energética española, que ha apostado con fuerza por esta fuente limpia pero intermitente.

Este episodio también pone sobre la mesa los retos que supone una transición energética acelerada, en la que la coordinación entre países vecinos se vuelve crucial. Sin una planificación conjunta y mecanismos eficaces de respuesta ante fallos los expertos apuntan: los beneficios de las renovables pueden verse empañados por los riesgos inherentes a su variabilidad.

Tanto España como Portugal han manifestado su compromiso con una red eléctrica moderna, limpia y segura. Pero el país luso es firme. Y ha dejado claro que priorizará la estabilidad de su sistema antes de retomar completamente la normalidad en los intercambios eléctricos, al menos a corto plazo.

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¿Has notado que, poco a poco, sigue aumentado tu recibo de la luz? No, no eres el único. Ni tampoco es algo exclusivo de tu compañía eléctrica. En los últimos meses los hogares españoles han experimentado un incremento sostenido en la factura de la luz. Algo que se ha acrecentado con el cambio de año.

Una subida que, como es evidente, genera preocupación entre los ciudadanos y con el temor a que vuelvan los altos precios de la electricidad que se dispararon a niveles nunca antes vistos entre 2022 y la primera parte de 2023. Sin embargo, hay una mala noticia: no se espera que, a corto plazo, los precios la electricidad bajen en España.

Este aumento no es casualidad, sino que es el resultado de varios factores que confluyen en un contexto económico y regulatorio complejo.

Adiós a la fiscalidad reducida

Uno de los principales factores detrás de la subida es el fin de la fiscalidad reducida que se aplicaba a la electricidad. Durante los últimos años, el Gobierno había establecido medidas como la reducción del IVA de la luz al 5% para aliviar la presión sobre los consumidores.

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Sin embargo, a partir de 2025, estas medidas han sido eliminadas como parte de un esfuerzo por normalizar los ingresos fiscales del Estado. Esto significa que el IVA ha vuelto a subir al 21%, encareciendo automáticamente las facturas de electricidad.

Además, otros impuestos relacionados con la generación y distribución eléctrica han sido reactivados. Esto ha afectado especialmente a los hogares con consumos más altos y a las pequeñas empresas que dependen de una mayor intensidad energética.

Los precios del mercado mayorista no ayudan

Otro factor clave es la volatilidad del mercado mayorista de la electricidad, donde los precios se han mantenido elevados debido al coste de las materias primas como el gas. Aunque el precio del gas se ha estabilizado ligeramente en comparación con 2022, sigue siendo considerablemente alto, lo que repercute directamente en el coste de generación eléctrica.

La dependencia de España de fuentes no renovables para complementar la producción energética también juega un papel importante. A pesar del aumento en la capacidad instalada de energías renovables, aún no es suficiente para cubrir la demanda durante los picos de consumo, lo que obliga a recurrir a centrales de gas que tienen un coste elevado.

Impacto en el bolsillo de los consumidores

El encarecimiento de la electricidad tiene un impacto directo en los hogares españoles, donde la electricidad representa un gasto fijo importante. Según datos recientes, el coste medio mensual de la factura de luz en España ha aumentado un 15% en comparación con el año anterior, situándose en torno a los 80-90 euros por hogar.

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Además, este incremento afecta a otros sectores, como la alimentación, ya que el aumento en los costes energéticos para las empresas se traslada al precio final de los productos. Por ejemplo, el transporte y la refrigeración de alimentos dependen en gran medida de la electricidad, lo que ha llevado a un encarecimiento del 12% en productos básicos como la leche y los huevos.

¿Qué medidas pueden tomar los consumidores?

Ante este panorama, los consumidores tienen pocas opciones inmediatas para reducir sus facturas. Sin embargo, algunas medidas pueden aliviar parcialmente el impacto. Optar por tarifas indexadas, que reflejen el coste real del mercado mayorista, puede ser beneficioso en momentos de baja demanda. Además, mejorar la eficiencia energética del hogar, como instalar iluminación LED o electrodomésticos de bajo consumo, puede generar ahorros significativos a largo plazo.

Por otro lado, es fundamental revisar el contrato eléctrico y considerar un cambio de comercializadora si existen ofertas más competitivas en el mercado libre. Aunque estas medidas no resolverán el problema de raíz, pueden minimizar el impacto económico.

¿Es tiempo es de apostar por las renovables?

Para reducir la volatilidad y el coste de la electricidad, España necesita avanzar en su transición energética. Esto implica incrementar la inversión en energías renovables y mejorar la capacidad de almacenamiento energético para reducir la dependencia de combustibles fósiles. También se requiere una reforma del mercado eléctrico que incentive un precio más justo para los consumidores finales.

Los expertos coinciden en que la electrificación de sectores como el transporte y la industria, combinada con una generación renovable sólida, es clave para garantizar precios estables en el futuro. Sin embargo, estos cambios requieren tiempo y una planificación a largo plazo.

Un futuro inmediato de subidas constantes

Aunque el Gobierno ha anunciado medidas para mitigar el impacto de la subida, como bonificaciones para los hogares más vulnerables, la realidad es que no se espera una bajada significativa de los precios en el corto plazo para nadie. La combinación de factores regulatorios, económicos y de mercado seguirá influyendo en el coste de la electricidad durante los próximos meses.

Mientras tanto, los consumidores deberán adaptarse a esta nueva realidad, buscando formas de optimizar su consumo y ajustando sus presupuestos para hacer frente a un gasto energético que, lamentablemente, parece haber llegado para quedarse. El Gobierno necesita más ingresos fiscales.

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A partir de 2024, los sustos con la factura de la luz por parte del mercado van a reducirse. ¿Son buenas noticias? Desde la OCU se afirma que vamos hacia una tarifa eléctrica (PVPC) más estable, que tendrá en cuenta el precio diario, pero también el mercado de futuros (el coste mensual, trimestral y anual).

Sin embargo, el problema clave es que la reforma del PVPC (Precio Voluntario al Pequeño Consumidor) sigue sin modificar los altos precios de la electricidad producida con renovables, y se le suman el mercado marginalista y la futura falta de incentivos para el ahorro.

Mercado libre y regulado

En agosto de 2022, el precio de la luz en el mercado regulado alcanzó un récord, y no uno de los buenos: fue el mes más caro de la historia. Y, entre otras razones, se señaló cómo las hidroeléctricas, cuyo coste de producción por megavatio/hora es de tres euros, fijaron el precio de la luz en 201,96 euros durante el 30 de agosto.

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Como recordatorio rápido, la tarifa regulada (PVPC) por el Ministerio, cambia cada día según lo que marca el mercado mayorista de electricidad, por lo que su precio es variable y puede personalizarse (relativamente) según el consumo del hogar. Tiene un máximo de 10 kWh de potencia.

Por el contrario, las comercializadoras del mercado libre tienen libertad de tarifas, pueden ofrecer otros servicios, suelen tener disponible energía verde y combinar suministros (además, cuentan con permanencia, a diferencia del mercado regulado).

Comparando la oferta energética

La PVPC ha dado buenos sustos y, a menudo, ha dejado pocas alternativas a las familias que se mantienen en el mercado regulado. La principal culpable ha sido la crisis energética, que disparó los precios sin tiempo de reacción a los más de 10 millones de españoles que tienen contratada esta tarifa, que es condición obligatoria para acceder al bono social eléctrico.

En España, se dio un panorama complejo en 2018, así como en 2022-2023, en un momento en el que los precios fueron al alza —lo cual choca con el gran auge de las renovables—, mientras que también existen periodos, tanto durante el año, como en función de la estación o de la producción energética, a la baja, como las cifras de 2016.

En cualquier caso, la fuerza del mercado regulado en España supuso que el peso de la crisis energética haya sido muy superior en nuestras fronteras que en otros países europeos, donde la presencia de tarifas indexadas en el mercado mayorista es mínima.

Desde el Gobierno, han establecido un portal comparador de la oferta energética que nos permite una lectura o análisis más sencillo con el que  poder escoger entre la oferta del mercado libre o regulado, según la potencia de la instalación, las necesidades en hora punta y valle, el consumo o la búsqueda de servicios adicionales.

La excepción ibérica

Para que Europa aceptase la llamada excepción ibérica (poner un "precio-tope" al gas en España y Portugal) y controlar la inflación en la península, se propusieron algunos cambios de medidas, que entrarán en vigor entre 2024 (ya se han aplicado) y enero de 2026.

En concreto, un cambio gradual en el cual:

• el 1 de enero de 2024 empezó a aplicarse un 75 % del precio determinado por el coste diario y un 25% repartido entre el mercado de futuros: mensual, trimestral y anual;
• en enero de 2025, esta proporción pasará a ser 60-40 %;
• por último, en enero de 2026, se establecerá una proporción definitiva, que dependerá un 45 % del mercado diario y un 55 % del reparto de los otros tres mercados.

Esto supone:

• El PVPC tendrá en cuenta los precios negociados durante los meses anteriores, lo cual hace más sencillo evitar subidas abruptas
• Se reducirán las diferencias entre el precio mínimo y máximo, por lo que las horas punta y valle no serán tan importantes
• Lo anterior también implica que el precio mínimo de la electricidad subirá de 68 a 79 (kWh), generando menos alicientes para cambiar hábitos y priorizar el consumo

También debemos tener en cuenta que las personas físicas tienen una potencia de contratación máxima de 10 kW en mercado regulado (incluyendo comunidades de propietarios), mientras que las pequeñas empresas deberán justificar el consumo.

Críticas al modelo

Desde la OCU, además, se ha denunciado la falta de transparencia de tarifas indexadas en el mercado libre, cuyos próximos cambios en el PVPC pueden dificultar todavía más utilizar este último como referencia.

Además, se señala que siguen sin abordarse los problemas enquistados en el mercado eléctrico español: el pago de la energía diaria al precio que alcance la tecnología más cara (mercado marginalista), la falta de incentivo en el ahorro y el posible riesgo de manipulación, puesto que los mercados de futuros suelen ser malos predictores del precio diario.

En cualquier caso, y en la medida de nuestras posibilidades, podemos agarrarnos a la idea de un mercado eléctrico algo más estable y cierta mejora en la transparencia energética, que nos debería permitir comparar con más seguridad entre el mercado libre y regulado.

España es de los países de Europa que mejor ha sabido aprovechar su capacidad para generar electricidad a partir de fuentes renovables. De hecho, desde 2008, ha multiplicado por dos su potencial eólico y por ocho su capacidad solar. No obstante, se genera un importante excedente que acaba por potenciar un desequilibrio importante entre la oferta y la demanda, especialmente en las horas de mayor producción solar.

El sector se aferra a las ideas de flexibilizar la red y electrificar la economía. La energía eólica se ha convertido en la primera fuente energética del país, incluso, por delante de la energía nuclear.

Y es que España, tras Suecia, es el país de la UE con mayor capacidad de renovables, motivada por la introducción de subsidios para la instalación, así como la eliminación de obstáculos regulatorios.

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Pese a esta situación, el Gobierno dio a conocer el nuevo Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) con el que se marca como objetivo duplicar la capacidad instalada de energías renovables en 2030.

Una decisión cuanto menos controvertida, ya que en España existe un exceso de capacidad renovable que el sistema eléctrico no puede absorber. Solo hay que analizar los datos de 2023 para comprobar que se utilizó tan solo el 68,7% de la capacidad de producción fotovoltaica y el 59,6% de la eólica.

Un problema latente: el exceso de producción

A pesar del aumento del PIB, el consumo de electricidad ha ido descendiendo paulatinamente durante los últimos años, llegando en 2023 a ser inferior a la de 2020 y la más baja desde 2003.

Es evidente que existe una desvinculación entre la demanda energética y la economía, especialmente como consecuencia de los altos precios en los años posteriores a la invasión de Ucrania. También existe una mayor eficiencia energética, pero a su vez un importante excedente.

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De mantenerse los excedentes y, por ende, los desequilibrios entre la oferta y la demanda, los precios llegarían a bajar hasta cifras negativas, incluso. Es cierto que los precios muy bajos benefician a los consumidores, pero representan un grave problema para atraer a nuevos inversores a la industria. Se ve mermada la transición energética.

España no consigue dar con la solución

Pese a que la electrificación de la economía ayuda a solventar la dependencia del país por los combustibles fósiles, el Ejecutivo de Sánchez fija el objetivo de que el 34% de la economía dependa de la electricidad en 2030.

Y es que la electricidad puede ser concebida como el método más barato y competitivo de producir energía limpia, aunque es necesario renovar muchas instalaciones para aplicarla a sectores como los químicos y los metales.

El territorio nacional continúa a la cola de la lista de otros vecinos europeos en la instalación de bombas de calor y en el uso de coches eléctricos (que solo representan el 6% de los que circulan actualmente).

La generación real de energía solar fotovoltaica fue el pasado año del 68,7% de la capacidad teórica frente al 71,4% de 2018. En la eólica, fue del 59,6% frente al 60,9% de 2018. Por tanto, se deduce que la capacidad instalada crece más rápido que el ritmo de absorción del sistema (que gestiona Red Eléctrica).

Hay varias razones que explican la caída de la demanda, entre ellas, la crisis energética provocada por la invasión rusa de Ucrania en 2022. Esto provocó que empresas y hogares de toda Europa redujeran su uso por los altos precios.

¿Qué plantea ahora el Gobierno?

En la energía solar han invertido unos 15.000 millones de euros, con los que la generación renovable ha pasado de suponer el 29% del total de potencia instalada en 2018 al 42% en la media de 2022. El nuevo plan de la ministra, Teresa Ribera, consiste en aumentar ese porcentaje hasta el 81% en 2030.

¿Cuál es la solución?

Ante el inesperado problema energético de producir demasiada electricidad con energías renovables, todo pasa por aumentar la capacidad de almacenamiento de energía, instalando baterías a gran escala.

Si estas baterías irrumpen tanto en la oferta como en la demanda energética, se aseguraría una importante flexibilidad que haría coincidir la generación y la demanda durante el día y la noche.

Otra posibilidad sería la de exportar energía renovable sobrante a países como Francia y al resto de Europa. El problema reside en que el resto de países quieren proteger sus productos nacionales y no quieren aumentar, por el momento, las conexiones comerciales con España.

El problema del excedente de electricidad con renovables es a escala europea. Sin ir más lejos, en Alemania, que no es un país excesivamente soleado, los precios mayoristas fueron negativos en 301 de las 8.760 horas comercializables del año pasado.

Las plantas de gas no funcionan continuamente y los costes se compensan aumentando los precios de la luz. Con la incorporación de baterías a gran escala se podría equilibrar la carga residual en toda Europa.

La transición energética que ha planteado Europa se basa en descarbonizar completamente el consumo energético en 2050. Es decir, en dicho año todo nuestro consumo energético tendría que ser neutro desde el punto de vista de emisión de gases de efecto invernadero.

Una de las bases fundamentales de esta descarbonización es la electrificación de los procesos energéticos. Es decir, donde ahora se consumen directamente hidrocarburos (por ejemplo, en los vehículos o en las calefacciones), pasan a ser eléctricos. Lograr que la producción eléctrica sea neutra desde el punto de vista de emisiones es otro escollo.

Por los datos que tenemos la descarbonización de la producción eléctrica va, en general, bien. Para ello se está instalando mucha energía solar y eólica, y ya se avanza en los planes de almacenaje. El problema es que si la electrificación del consumo energético no acompaña, hay un excedente de energía eléctrica.

Precios negativos como síntoma

Este mes hemos visto por primera vez precios eléctricos negativos en España por falta de demanda. Pero es que el pasado 13 de abril se vieron precios negativos por toda Europa, mucho más negativos que en España. Y eso que era un día sin mucho viento.

Alucinante lo del día de hoy. Viento casi nulo, nucleares a medio gas, la hidráulica al mínimo posible en horas solares, y aún así el precio en negativo y miles de MW solares sin producir.
Y mañana, más negativo aun en las horas de mayor radiación solar. pic.twitter.com/FDa1uJRiGn

— Pedro Fresco (@PedroFresco) April 13, 2024

La falta de demanda eléctrica, que todavía en muchos puntos no llega a la de 2019 es muy curiosa pues lo normal es que si se estuvieran electrificando usos energéticos, como industriales, de calefacción o de automoción, deberíamos ir viendo incrementos en la demanda.

Desgraciadamente esto no es así. Electrificar los procesos industriales no es sencillo, por ello se habla mucho del hidrógeno verde (que puede requerir mucha electricidad para generarse), pero todavía no está. Electrificar calefacciones es bastante costoso y complicado para viviendas existentes. El despligue del coche eléctrico todavía es lento.

En algún momento la electrificación despegará, pero de momento lo que estamos viendo es un exceso de oferta eléctrica que hunde los precios y no atrae las inversiones. Y eso es un problema.

La electricidad registra los niveles más bajos de la última década, llegando a pagarse una media de 0,59 euros/MWh, sucediéndose momentos en los que se sitúa en el entorno de los cero euros. Tras los máximos históricos desorbitados registrados durante la crisis energética, ahora se alcanzan nuevo récords pero a la baja. Esto afecta de lleno a las energías renovables, que se enfrentan a una producción que supera con creces la demanda.

Con los precios energéticos de febrero y marzo por los suelos, los productores no pueden sobrevivir a cero euros, sino que necesitan promover el almacenamiento como principal objetivo. Hay que tener en cuenta que la política energética en España mantiene desde hace años los mismos objetivos: reducir las emisiones contaminantes, garantía del suministro con reducción de la dependencia exterior y desarrollo de las infraestructuras de interconexión.

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La política energética española parece que comienza a funcionar, pues sus métodos de ahorro y eficiencia energética están dando buenos resultados y garantizando una reducción de la intensidad energética del 10%.

Un problema para las empresas verdes

El problema reside en que se llevan viendo varios días en los que se registran periodos de más de 15 horas seguidas a un precio de cero euros. Una situación que viene derivada del mayor peso en la producción de electricidad por parte de las energías renovables, aunque a su vez un gran problema para las empresas verdes que no son capaces de cubrir los costes de producción.

De hecho, los parques eólicos han pasado a producir más energía eléctrica que la demandada. En 2022, según datos de Red Eléctrica (REE), la energía fotovoltaica aumentó en casi 4 GW su capacidad instalada, alcanzando los 19,5 GW, o lo que es lo mismo, unas 62.406 instalaciones en todo el territorio nacional. De hecho, el autoconsumo superó los 2 GW, siendo un año de récord para la instalación solar.

En este sentido, José María González Moya, director general de la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA Renovables) ha asegurado públicamente que las renovables siempre han reivindicado su papel como depresor de los precios. Pero la existencia de precios a cero euros no es positiva, ya que los costes de generación no llegan a cubrirse.

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Según estimaciones de APPA, la producción de energías renovables permitió reducir en 2022 el precio del mercado eléctrico en 43,10 euros por MWh. De no existir, hubiese sido de 210,62 euros/MWh, en lugar de los 167,52 euros/MWh registrados.

La rentabilidad de las energías renovables peligra si no se fomenta el almacenamiento de manera eficiente. Hay que tener en cuenta que el mercado eléctrico fija los precios mediante un sistema marginalista, que hace que la tecnología más cara necesaria para cubrir la demanda marque el precio de todas cada una de las horas del día.

De este modo, las energías inframarginales (renovables, nuclear e hidroeléctrica) entran al mercado a precio cero, por lo que cuando la producción es suficiente para cubrir todo el consumo previsto, la cotización se queda en cero euros.

Paralización de la inversión

De consolidarse esta dinámica, el sector de las renovables verá cómo se generaliza la canibalización de los precios eléctricos, poniendo en riesgo la rentabilidad de las plantas verdes debido a la caída de los precios eléctricos y frenando las inversiones en este sentido.

De frenarse las inversiones, sería más complicado alcanzar los objetivos de expansión fijados para el Gobierno para el final de la década. El borrador del nuevo Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) ha elevado su meta de penetración de las renovables del 42% al 48% en el uso de energía y la producción del 74% al 81% de toda la generación eléctrica. España va mal y tarde, pues para conseguir el objetivo del Gobierno sería necesario implantar 11.000 MW nuevos cada año de manera constante hasta 2030.

El almacenamiento como clave

Si hay exceso de producción en determinadas horas, lo conveniente sería fomentar el almacenamiento para cuando exista déficit. Según el Análisis del Estado Actual del Almacenamiento en España del IDAE, el sector eólico cuenta con 8,3 GW disponibles actualmente. La Estrategia de Almacenamiento aprobada en 2021 determina que España debería llegar a los 20 GW en 2030 y a los 30 GW en 2050 de potencia de almacenamiento, incluyendo un mínimo de 400 MW de baterías tras el contador.

Un reciente informe de la Asociación Europea para el Almacenamiento de Energía (EASE) ha destacado que el almacenamiento es fundamental para maximizar la utilización de las energías renovables, pero también para reducir la dependencia de las importaciones externas del gas y aliviar los actuales precios del mercado eléctrico. De este modo, se lograría evitar los periodos de ‘vertidos’ de energía limpia, que se suceden con frecuencia en el sistema eléctrico nacional. Sin ir más lejos, el bombeo hidroeléctrico reversible se encuentra bloqueado en España, debido a la falta de acceso a la red eléctrica y por considerarse como infraestructuras generadoras únicamente.

España debe trabajar en la integración de los mercados europeos, pero también en el almacenamiento como clave para mantener un sistema bajo en emisiones de carbono que haga que toda la industria conectada pueda considerare de bajas emisiones. El almacenamiento tendrá que estar para conseguir el ansiado 81%, independientemente de cuál fuese la demanda final.

La gran apuesta por las energías renovables debe entenderse dentro de un conjunto formado por un mix energético equilibrado que se sustente, para dar respuesta a la demanda, con el apoyo por las nucleares y/o las centrales de ciclo combinado con socios comerciales confiables. De lo contrario, la absoluta apuesta por las renovables puede acarrear alguna problemática, tanto desde el punto de vista de niveles de precios como de la seguridad del suministro.

Un buen ejemplo de un mix energético con un error de planeamiento es Alemania. La locomotora europea ha impulsado una fuerte apuesta por las energías renovables y contra las nucleares que no está dando sus frutos en el contexto actual. Su modelo se ha basado en un mix formado por una capacidad instalada de Alemania de 228 GW, con un 28% de energía eólica (64 GW), un 26% de energía solar (58 GW), un 17% de gas (39 GW) y un 16% de carbón (37 GW).

Las centrales de ciclo combinado le daban la flexibilidad al sistema eléctrico. En este caso, la primera economía europea apostó por el modelo de "renovables + ciclo combinado", a través de la dependencia del gas ruso, por ser la alternativa de menor coste entre sus potenciales proveedores.

La excesiva dependencia del gas importado es la principal causa de la actual crisis energética de Alemania, con una escasez de energía nuclear debido a las interrupciones en la mitad de la flota nuclear francesa como factor secundario que contribuye a los precios más altos de la electricidad.

Como resultado tenemos datos de Alemania que llaman poderosamente la atención. El primero de todos es que en los últimos 30 días, el 39,62% de la electricidad disponible proviene del carbón (24,4GW de los 61,6GW), siendo el responsable del 74,47% de las emisiones de carbono del país.

Como hemos visto, la capacidad de la solar y la eólica suman un peso del 54% sobre el mix energético. Sin embargo, en estos 30 últimos días han representado el 21% (0,05% solar y 20,69% eólica). Definitivamente, el carbón ha llevado la electricidad a los hogares alemanes. El gas en su línea ha contribuido al 15,96% de la generación de electricidad.

¿Y qué ha sucedido con el precio de la electricidad en estos 30 días en Alemania? Los precios de la electricidad se situaron a 280 euros/MWh a principios de este mes, casi un 300% más que los 72 euros de principios de noviembre. El viento no ha soplado, incluso Hamburgo alcanzó la velocidad mínima del viento requerida para la generación de electricidad en alrededor de 5 metros por segundo. Y a ello se une que los precios del gas natural también aumentaron a medida que las reservas comenzaron a retirarse junto con las temperaturas más bajas.

Otro ejemplo interesante es el modelo francés que mantiene una firme apuesta por las nucleares que suponen el 61,4 GW de una potencia instalada de 139,1 GW, el 44%. Puede parecer que Francia estuviera en una mejor situación que Alemania para sortear la crisis energética, ya que importa el 55% de su gas de Rusia, las importaciones rusas representan solo el 17% del suministro de gas de Francia, y la mayor parte proviene de Noruega.

Pero esta gran apuesta también tiene su riesgo. Hoy se encuentra lidiando con sus peores apagones nucleares en décadas, después de que Électricité de France SA prolongara los cierres de varios reactores nucleares clave debido a problemas de corrosión cerca de los núcleos de varios reactores llevó a Francia a desconectar más de la mitad de ellos a principios de este año, lo que provocó una fuerte caída en la generación nuclear. Los apagones han agravado los problemas energéticos de Europa occidental mientras la región se enfrenta a un fuerte recorte en las entregas de gas natural desde Rusia en medio del conflicto por Ucrania: 22 de los 56 reactores nucleares de Francia están actualmente fuera de servicio. El precio de la electricidad es incluso superior a la alemana con 452,31 euros/MWh.

Tener una combinación energética diversa en el mix, y no una gran apuesta en una fuente energética determinada generalmente se considera una parte importante de la seguridad energética, tener múltiples fuentes permite que un país continúe sin interrupciones si falla una fuente de energía.

El coche eléctrico ha estado incrementando la tasa de ventas año tras año. Y es que uno de los atractivos que estaba teniendo para los compradores son los costes asociados al vehículo tras formalizar la compra.

Si bien la autonomía de un coche eléctrico con carga completa suele ser menor que la de un coche de combustión con carga completa, la mejor manera de comparar el coste de repostar un automóvil de combustión con el coste de cargar completamente un automóvil eléctrico es comparar el coste de conducir la misma distancia. En este caso, usamos 100 kilómetros como base de medición.

Y en este punto, hay novedades: El coche eléctrico ha perdido la ventaja de coste por km recorrido. En Europa, el coste por 100km de un BMW serie 4 es de 12 euros, mientras que el coste para el vehículo Tesla Model 3 es de 16 euros, un 33% más caro. Esta medición se realiza agregando los precios de Francia y Alemania.

Si nos desplazamos a principios de año, las diferencias no eran tales y el coche eléctrico gozaba un gran atractivo en su carga. Llegamos a ver un diferencial de precios notorio, cuando el precio de 100 km para el Tesla era de 2 euros frente a los 10 euros del BMW Serie 4.

Para ponernos en contexto, Europa está al borde de una crisis energética, ya que los suministros limitados de energía hidroeléctrica y gas natural de Rusia elevan los precios del combustible para las centrales eléctricas del continente.

Se espera que los suministros continúen cayendo desde el 31 de agosto, cuando PJSC Gazprom de Rusia planea cerrar el oleoducto Nord Stream a Alemania durante tres días de mantenimiento, lo que genera preocupaciones de que los suministros no se reanuden. Por esa razón, Europa está preparando una batería de medidas para ahorrar gas.

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Estas son las medidas que se usarán en Europa para ahorrar gas

Y dado que una quinta parte de la electricidad europea es generada por centrales eléctricas de gas, inevitablemente las caídas en el suministro nos llevan a precios más altos de la electricidad.

Los precios europeos del gas alcanzaron el viernes 341 euros por MWh, cerca del máximo histórico de 345 euros que alcanzaron en marzo.

Como consecuencia, el contrato anual de electricidad en Alemania alcanzó los 995 euros (995 dólares) por megavatio hora, mientras que el equivalente francés superó los 1.100 euros, un aumento de más de diez veces en ambos países respecto del año pasado. En el Reino Unido, el regulador de energía Ofgem dijo que aumentaría el tope del precio de la electricidad y el gas casi al doble desde el 1 de octubre a un promedio de £3549 por año.

No obstante, en Europa hay diferencias notables en el coste de la electricidad que debemos tener en cuenta. Y es que el precio de la electricidad de España frente al coste de la energía alemana en el mercado en agosto es la mitad, ya que se benefició de un tope en los precios del gas natural, según la asociación de grandes usuarios de energía de España.

El precio medio de la electricidad en el mercado mayorista de España en agosto fue de 154,89 euros por megavatio hora, sin incluir un coste relacionado con el tope, dijo el grupo AEGE. Eso fue un 67% menos que en el mercado alemán y un 69% menos que en el mercado francés.