Servicios de ajuste eléctrico disparan costes a pesar de precios bajos ⚡
La alta integración de renovables no gestionables, como solar y eólica, está complicando la casación entre oferta y demanda en el sistema eléctrico, disparando los costes de los servicios de ajuste. Estos servicios, esenciales para mantener la estabilidad de la red, han elevado significativamente la factura de los consumidores incluso cuando el precio mayorista es bajo. Por ejemplo, el 13 de febrero, con un precio medio inferior a 5 €/MWh, los servicios de ajuste llevaron el coste real a unos 34-35 €/MWh durante gran parte del día, evidenciando cómo los ahorros por renovables no se reflejan plenamente en la factura final.
Además, la operación reforzada implementada por Red Eléctrica de España tras un apagón en abril ha supuesto costes acumulados significativos, estimados en 516 millones de euros hasta diciembre. Esto representa el 2,18% de los costes totales del sistema, traduciéndose en unos cuatro céntimos diarios para un consumidor medio con tarifa PVPC. Sin embargo, las eléctricas calculan sobrecostes de hasta 1.100 millones, incluyendo impactos más amplios. Este esquema, que implica mayor uso de tecnologías convencionales como ciclos combinados, se mantendrá hasta asegurar el cumplimiento normativo, mostrando las tensiones del sistema.
Exceso hidroeléctrico reduce precios y afecta a nucleares 💧
Las lluvias torrenciales en España han llenado los embalses hasta casi el 80% de su capacidad, generando una producción hidroeléctrica excepcionalmente alta que supera los 1.800 GWh en febrero. Esto ha convertido a la hidroeléctrica en la segunda fuente del mix eléctrico tras la eólica, con más de 200 GWh diarios que se acercan a récords históricos. La abundante energía ha provocado precios muy bajos en el mercado mayorista, con valores que no superan los 10 €/MWh de media y frecuentes precios cero o negativos, especialmente durante la noche y horas solares.
Esta situación ha afectado gravemente a otras fuentes de generación, como la nuclear, que ha reducido su capacidad de 7.100 MW a unos 5.770 MW, con paradas como la de Trillo el 8 de febrero por inviabilidad económica. En total, se han parado casi 1,5 GW de capacidad nuclear debido a los precios bajos. Expertos proyectan que los precios se mantendrán reducidos en los próximos meses, con una media anual estimada de 55 €/MWh para 2026. Mientras los consumidores con contratos indexados verán reducciones, las compañías propietarias, especialmente nucleares, enfrentan ingresos debilitados.
Redeia señala bloqueos administrativos y geopolíticos en inversiones eléctricas 🚧
En el Encuentro del sector energético del IESE y Deloitte, Roberto García Merino, consejero delegado de Redeia, explicó que Red Eléctrica de España no está invirtiendo más en redes porque 'no tiene permisos para invertir más', atribuyendo las limitaciones a trámites administrativos que pueden durar entre tres y doce años. Destacó que 2024 fue un año récord de inversión con más de 1.500 millones de euros, y que los permisos existentes permiten absorber 130 GW en generación y 20 GW en demanda, equivalentes al parque actual de España, con cerca del 70% de capacidad instalada renovable.
En relación a las interconexiones con Francia, García Merino afirmó que el bloqueo no es técnico sino 'pura geoestrategia', citando resistencias políticas y geopolíticas en el lado francés. Mencionó el proyecto de interconexión por el Golfo de Vizcaya, que duplicará la capacidad de intercambio y está previsto para 2027-2028. Aunque la Comisión Europea apoya estos proyectos, reconoció que se necesitan impulsos políticos y financieros adicionales de la UE para desbloquear infraestructuras, abogando por mayor homogeneidad regulatoria en Europa para facilitar la integración energética.
Termosolar crece de noche pero sufre limitaciones de red 🌞
La energía termosolar en España alcanzó una generación total de 3.691 GWh en 2025, con un 32% (1.199 GWh) producido durante la noche, superando los datos de 2024. Esto consolida su capacidad de generar energía renovable de forma constante las 24 horas gracias al almacenamiento térmico, aportando firmeza cuando más se necesita. Sin embargo, la producción se vio significativamente afectada por restricciones técnicas impuestas por el operador del sistema debido a la saturación de la red de transporte, que ascendieron al 20,1% de la energía que se habría podido generar, frente al 7,8% de 2024.
Estas restricciones obligaron a reducir la producción, impidiendo que las plantas aportaran toda la electricidad posible. Si se corrigen, la generación ajustada de 2025 habría sido de 4.434 GWh, prácticamente igual a la de 2024, representando el 3,7% del total de renovables en España. La termosolar, con 49 plantas y 2.300 MW de potencia instalada (un tercio de la capacidad mundial), aporta inercia síncrona y servicios esenciales para la estabilidad de la red, pero las limitaciones perjudican tanto a las plantas como al sistema eléctrico en su conjunto.
