precio electricidad
Las renovables permiten que el precio de la luz en España haya sido hasta 7 veces más barato que en Italia tras la guerra en Irán
En el primer aniversario del apagón ocurrido el 28 de abril de 2025, la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) ha subrayado que con la nueva regulación que permite a las renovables participar en el control de tensión y con el avance del almacenamiento, contamos con un sistema eléctrico más seguro y estable del que había hace un año. Sin embargo, recuerda que quedan ajustes y normativa pendiente por actualizar, como la relativa al “grid-forming”, que permitirá a las renovables proporcionar servicios de ajuste de inercia en la red, como ya están capacitadas para hacer.
Según todos los informes técnicos conocidos tras el incidente -ENTSO-E, MITECO, REDEIA, la Universidad de Comillas y otros institutos internacionales- el apagón no estuvo provocado por una falta de inercia, sino por problemas en el mecanismo de control de tensión de la red. En este sentido, UNEF destaca que las energías renovables, estando plenamente capacitadas para aportar este servicio de forma eficiente, precisa y distribuida territorialmente, no tenían permitido hacerlo en aquel momento por la desactualización del Procedimiento de Operación 7.4.
UNEF valora positivamente los avances regulatorios que se han ido produciendo tras el incidente, como la actualización del procedimiento de operación 7.4 que permite ya a las renovables participar en el control de tensión y reclama que puedan participar en este servicio no solo los puntos conectados a la red de transporte sino también los que lo están a la red de distribución. UNEF lamenta que esta actualización normativa del PO 7.4, que han venido reclamando desde hace más de cuatro años, no haya llegado hasta después del incidente y llama a la responsabilidad institucional de todos los actores implicados para que las actualizaciones normativas que afectan al sistema eléctrico se realicen a tiempo.
La asociación recuerda que las energías renovables no solo pueden contribuir al control de tensión de forma más eficaz incluso de lo como lo venían haciendo las tecnologías térmicas -por la distribución geográfica y capacidad de respuesta rápida con la que cuentan las tecnologías renovables-, sino que también pueden “formar red” eficazmente y a dar servicios de inercia, funciones clave para la seguridad del sistema eléctrico. Para ello, recuerdan desde UNEF que es imprescindible avanzar ahora en la regulación de “grid forming” para que las tecnologías renovables puedan también proporcionar este servicio. La aplicación de esta tecnología está solo pendiente de la aprobación de sus criterios técnicos de implementación por parte de ENTSO-E.
UNEF destaca también en la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico, el papel del almacenamiento energético como herramienta fundamental para equilibrar generación y demanda. En este sentido, aplaude los avances regulatorios de los últimos meses, que están posibilitando su desarrollo, aunque señalan la necesidad de buscar soluciones para superar los cuellos de botella en las tramitaciones actuales por la falta de recursos humanos suficientes en la administración.
“El apagón puso de manifiesto que la regulación no puede ir por detrás de la tecnología. Si determinadas medidas, como el control de tensión por parte de las renovables y una regulación adecuada para el almacenamiento se hubieran aprobado cuando el sector las solicitó, probablemente se habría evitado el incidente”, señala José Donoso, director general de UNEF.
Según el director de UNEF, en el actual contexto internacional, las renovables han demostrado su capacidad para reducir el precio de la electricidad, proteger a los consumidores frente a la volatilidad de los mercados energéticos y contener el crecimiento de la inflación por la subida de los precios eléctricos.
“Con el impacto del conflicto en Oriente Medio, estamos viendo cómo el precio de la electricidad en España ha sido entre 3 y 5 veces menor que en Alemania y 7 veces menos que en Italia, gracias a que las renovables, sobre todo en horas solares, nos están protegiendo”, subraya Donoso.
Y los precios podrían ser aún más bajos gracias a las renovables. En 2025, antes de que las renovables pudieran participar en el control de tensión, el coste de las restricciones técnicas para el Control de Tensión alcanzó los 2303 M€, de los que 725 M€ correspondieron al sobrecoste de la Operación Reforzada para el control de tensión. “Con la participación de las renovables en las restricciones técnicas para el Control de Tensión, se puede más de un 90% del total de este coste”, comenta Donoso. Sin embargo, aunque ya hay 4,5 GW de renovables participando en el control de tensión, lo que ya ha disminuido considerablemente el coste de este servicio; se podrían llegar hasta los 32,5 GW. El problema para acelerar estas habilitaciones es la baja retribución que actualmente se ofrece a las renovables para ello.
La CNMC recuerda a las comercializadoras con contratos de suministro de electricidad a precio fijo que no pueden modificar el precio
La CNMC ha adoptado un Acuerdo sobre la posibilidad de modificar de forma unilateral los contratos de suministro de electricidad por parte de los comercializadores.
Ante el contexto de incremento de los costes de la operación del sistema eléctrico que se ha registrado tras el incidente del 28 de abril, hay algún comercializador que está planteando a la CNMC la posibilidad de modificar las condiciones de sus contratos a precio fijo para trasladar al consumidor el incremento de esos costes.
Este comportamiento estaría soportado, supuestamente, en la existencia de unas cláusulas en el contrato que habilitan a los comercializadores a modificar las condiciones de suministro en cualquier momento durante la vigencia del contrato, con la única condición de que esa modificación sea comunicada al consumidor con un preaviso determinado ofreciéndole la posibilidad de rescisión del contrato.
De acuerdo con la normativa de la Unión Europea, el derecho de información transparente al consumidor sobre precios y condiciones del suministro implica que le debe ser proporcionada información adecuada y transparente sobre los motivos y las cuantías por los que pueden variar los precios del contrato, sin que la falta de dicha información al tiempo de la celebración del contrato de suministro pueda ser suplida luego por una información posterior sobre esos motivos y cuantías de la modificación.
Por tanto, cualquier modificación de un contrato a precio fijo, más allá de la que corresponda a una variación prevista de los componentes regulados de la factura, no sería acorde a las cláusulas del contrato.
El coste de los servicios de ajuste de la operación del sistema no puede considerarse un componente regulado y, por tanto, en este tipo de contratos a precio fijo, el traslado de posibles incrementos al consumidor de este término antes de la finalización o prórroga del contrato no es acorde al mismo.
La CNMC está supervisando estas actuaciones de las empresas comercializadoras. Con respecto a las reclamaciones de los consumidores que pudieran surgir en este ámbito se recuerda que, si el consumidor se encuentra acogido a un contrato de suministro a precio fijo, puede dirigirse a los Juzgados o Tribunales del lugar donde se ubique el suministro. Otra opción de la que disponen los consumidores para resolver sus reclamaciones es la de acudir al sistema alternativo de resolución de conflictos, que debe ser ofrecido por las comercializadoras tal y como indica la ley.
También se recuerda que se encuentra disponible en las facturas de electricidad, un QR con el que acceder al comparador de ofertas de la CNMC y comparar la propia factura con otras opciones disponibles.
El precio medio spot español de la electricidad se situó en 2023 en 87,10 €/MWh, frente a 167,53 €/MWh en 2022
El año 2023 cerró con un incremento del volumen negociado de contratos a plazo con subyacente español del 12,1 % respecto a 2022, según los datos del Boletín Anual de Mercados a Plazo de Energía Eléctrica en España.
El mercado no organizado (OTC) siguió concentrando el grueso de la liquidez. La recuperación de la liquidez del mercado a plazo de electricidad en España, especialmente en los mercados organizados y en los contratos de menor vencimiento, comenzó a partir de mayo de 2023.En 2023 aumentó la liquidez en los mercados a plazo alemán y francés, aunque dicha recuperación se inició antes y fue más rápida que la del mercado español.
El precio medio spot español se situó en 2023 en 87,10 €/MWh, frente a 167,53 €/MWh en 2022, aunque aumentó su volatilidad respecto al año anterior (del 15,5 % de 2022 al 37, 4% de 2023) debido a la mayor producción a partir de fuentes de energía renovable, según ha informado la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).
El precio medio del volumen negociado de contratos a plazo con subyacente español —OMIP, EEX y el mercado OTC— se situó en 100,22 €/MWh, 77,07 €/MWh menos que en 2022.
En un contexto de menores precios y volatilidades en 2023 respecto al año anterior, en el mercado español aumentó la negociación de los contratos a más corto plazo (respecto a los de largo plazo), cuya liquidez había disminuido en mayor proporción en 2022. No obstante, los volúmenes de los contratos trimestrales y anuales con liquidación a un año vista concentraron el grueso del total negociado. Los precios a plazo de electricidad en España no previeron la intensidad de la senda descendente de los precios spot, siendo positivas las primas de riesgo ex post de los contratos liquidados en 2023.
Las últimas cotizaciones disponibles en el mercado a plazo para los contratos anuales de 2024 anticipaban unos precios medios del mercado diario en España inferiores a los registrados en 2023 (87,10 €/MWh), siendo también inferiores a las cotizaciones equivalentes con subyacentes alemán y francés, por lo que se consolida la expectativa de spread de precios por el impulso renovable del mercado español con respecto a dichos mercados.
Por su parte, las rentas de congestión en la interconexión España-Portugal en 2023 se redujeron por las subastas de asignación de capacidad a plazo, ya que los precios de adjudicación infraestimaron el diferencial medio de precios spot en 2023 (1,17 €/MWh). Por el contrario, las rentas de congestión en la interconexión España-Francia en 2023 aumentaron por las subastas de asignación de capacidad a plazo, que sobrestimaron el diferencial de precios spot en 2023 (9,76 €/MWh).
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