Se trata de un mercado fuertemente regulado y dirigido en el que se toman decisiones que no siempre están basadas en los incentivos y la información que dan los precios. Esta dinámica ha llevado a que el sistema eléctrico español presenta vulnerabilidades, inconsistencias y riesgos que pueden terminar saliendo muy caras para el consumidor. Como no podía ser de otra forma, la fuerte inversión en renovables (sin la adecuación de la red) está detrás de esta curiosa situación que quedó patente durante el gran apagón.
Un nuevo estudio de Fernández y Fernández Ordóñez, profesores e investigadores de la Universidad de la Hespérides pone de relieve que España ha abrazado con fuerza la eólica y la solar guiándose por una métrica (el LCOE o levelized cost of electricity)— que, siendo útil, no captura los costes ni los riesgos de sistema. El resultado es un mix más barato sobre el papel, pero caro e inestable.
Según los autores del estudio, el levelized cost of electricity (LCOE) ha sido la guía de la planificación. Y por ello se planificó cierres de carbón y nucleares y una expansión masiva de renovables «sobre la premisa de su competitividad económica». Sin embargo, esta vara de medir tiene ciertos problemas que están apareciendo ahora.
Además, el LCOE no pondera la estabilidad. El informe es tajante: «A pesar del consenso… este indicador solo captura parcialmente la realidad y la complejidad del sistema eléctrico». No mide coincidencia con la demanda, ni costes de integración (redes, servicios de ajuste, reserva, inercia, control de tensión), ni riesgo sistémico. De hecho, «los servicios de estabilidad tienen un coste que el LCOE no contempla.
España cambió el mix… y cambió la física de la red. Entre 2010 y 2024 la cuota renovable (incluida hidráulica) pasó del 35% al 59%, mientras el carbón se extinguía (del ~8% al 1,1%). La nuclear, ~20%, encara un calendario de cierres (2027–2035). Esa sustitución acelerada por generación no gestionable exige cada vez más «viabilidad técnica» más allá de la casación económica del mercado diario: lo que casa por precio a menudo no es operable por límites de red, falta de inercia o problemas de tensión.
La factura invisible son unas restricciones técnicas (expulsan renovables del sistema para reducir riesgos) disparadas. Tras el Gran Apagón del 28 de abril, Red Eléctrica opera en «modo reforzado». Las cifras son elocuentes: «Los 197 millones de euros de coste por restricciones técnicas (RRTT) de abril se convirtieron en 405 millones en mayo». En visión anual, «hasta 2022 las RRTT rondaban 450 millones; se duplican en 2023, crecen otro 35% en 2024 y en 2025 ‘en los ocho primeros meses… ya hemos superado con creces’ el total de 2024, rozando 1.500 millones». Traducido: «Aproximadamente 6 millones de euros al día».
Cuando el operador necesita potencia firme (gas, hidráulica, nuclear) para sostener la estabilidad, redespacha y saca eólica/solar que había casado. «El porcentaje de energía renovable que no puede ser integrado… alcanzó un máximo del 11% en julio». En agosto, con 55% de producción renovable en ambos años, el curtailment 2025 fue un 250% superior al de 2024.
El resultado es un exceso de oferta en horas valle (precios hundidos, curtailment) y necesidad de respaldo firme en los momentos críticos. La política energética, concluyen los autores, debe alinearse con la política industrial para traer consumo eléctrico intensivo —procesos, data centers, cadena de hidrógeno donde tenga sentido, electrificación de calor— que absorba los MWh baratos cuando se producen y mejore la economía de los proyectos.
Todo esto ha generado una suerte de espejismo con precios mayoristas de cero o negativo en horas solares que oculta costes fuera del LCOE. «La consecución de altos porcentajes de generación con tecnologías renovables de bajo LCOE no asegura una disminución de los precios finales». La tendencia europea «sugiere que cuantas más renovables intermitentes tenemos en el sistema, más caro es el precio de la electricidad» (vía peajes, redes, servicios de sistema y restricciones).
La moraleja del informe es: «un precio bajo por MWh calculado con el LCOE no se traduce necesariamente en un precio bajo para el sistema en su conjunto». Mientras se planifique con una métrica incompleta, se seguirán acumulando costes ocultos, fragilidad operativa y señales de inversión erróneas. Solucion: medir valor y coste de sistema, y no solo LCOE
