Fotomontaje de una factura de la luz con el fondo de unas redes de alta tensión.
El coste de la luz se multiplica hasta 30 veces en horas solares pese a que el precio en el mercado mayorista es casi cero
Los ciclos combinados, con pico de producción el día después del apagón, llegaron a producir unos 600 GWh, más del 36% de la generación total.
Más información: El gas presume de que es "imprescindible" en España: fue hasta el 48% de la electricidad que levantó la red tras el apagón
El apagón total que vivió la Península Ibérica el pasado 28 de abril no solo ha abierto incógnitas sobre el funcionamiento de la red eléctrica. También ha resurgido el debate sobre el sistema de tarifas que se puso en marcha en 2021 y que penaliza el consumo durante las horas solares y favorece las nocturnas.
Un sistema que tenía como objetivo aumentar el consumo eléctrico nocturno por ser el más barato e incentivar la instalación de fotovoltaica y autoconsumo, pero que ahora no tiene sentido, porque lo más barato es consumir en las horas centrales del día.
De hecho, este sábado 10 de mayo, desde las 11 de la mañana hasta las seis de la tarde, el mercado mayorista ha marcado precios negativos, con un mínimo de -10 euros/MWh a las cuatro de la tarde.
"En plena crisis de seguridad de suministro, no debemos olvidar el coste de la electricidad, que es hoy un verdadero obstáculo para la competitividad en España", remarca Joaquín Coronado, experto energético y cofundador de la consultora Digital Five Investment, en redes sociales.
"Penalizamos el consumo en plena generación solar cobrando por el uso de la red 30 veces más que en la madrugada", añade. Y pone como ejemplo precios y costes del viernes 9 de mayo entre la una y las dos de la tarde.
"Los consumidores cobran [a esa hora] 0,13 euros/MWh a los generadores por producir energía. Es decir, es un precio negativo", pero a la factura de la luz se le añaden otros costes como son "92,54 euros/MWh por peajes y cargos, 21,71 euros/MWh por servicios de ajuste y 22,39 euros/MWh por cobertura a plazo", detalla.
"Esto dificulta que la demanda tenga un comportamiento flexible, penaliza el almacenamiento y desincentiva el consumo solar a mediodía", añade el experto. Y propone simplificar los periodos tarifarios y concentrar la penalización de red entre las ocho y las 11 de la noche en verano.
Aportación de los ciclos
También en estos días tras el apagón se ha visto incrementada la participación de los ciclos combinados en el mix eléctrico. En las horas siguientes al 'cero eléctrico' llegaron a representar más del 40% de la potencia operativa durante la fase de recuperación del sistema. Es decir, entre el lunes 28 y el martes 29.
Incluso llegaron a aportar un pico del 48% del suministro total de electricidad a las 6.30 horas del martes 29, y un 36,5% de la generación total de energía producida durante esa misma jornada. Mucha de esa generación fue solicitada por Red Eléctrica (REE) para garantizar el equilibrio entre la energía que se necesita (la demanda) y la que se produce, y para dar más firmeza al sistema. A este mecanismo se le conoce como 'restricciones técnicas' y se utiliza diariamente en mayor o menor medida.
Peso de las 'restricciones técnicas' en el precio final de la electricidad
Pero en esos días no sólo se ampliaron esas medidas de refuerzo exponencialmente, también se disparó su retribución. Prácticamente las restricciones técnicas eran el principal coste de la generación de energía, con un pico el 2 de mayo de más de 70 euros/MWh y un mínimo de 50 euros/MWh.
El coste de restricciones de cada hora se divide por la demanda de esa hora para determinar el coste unitario y todos los clientes lo pagan en función de su consumo. "El coste de resolución de restricciones está disparado de enero a abril de 2025", añade Coronado. Las diarias suben a los 474 millones de euros y las de restricciones a tiempo real a 654 millones.
Más 'curtailments'
Según explica Carlos Batlle, del Instituto de Investigación Tecnológica (ITT) de la Universidad Pontificia de Comillas, en su informe 'Que el apagón nos ilumine', el lunes 28, alrededor de las 10:30 de la mañana, la demanda era relativamente baja (alrededor de 24 GW), y la producción solar crecía con una rampa por encima de 4 GW/h. La tensión, por tanto, empezó a subir y oscilar.
A las 11:30 horas, una hora antes, se estaban produciendo cerca de 1.000 MW con ciclo combinado y algo más de 3.000 MW con plantas nucleares. Y añade que "lo excepcional fue que, por motivos todavía por determinar, en esta ocasión, la capacidad de control contratada no fue suficiente para corregir esta oscilación. El operador del sistema, Red Eléctrica, trató de programar de urgencia nuevos grupos, pero no dio tiempo".
La combinación de tecnologías de aquel día era muy similar a la de días atrás. De hecho, según señala en redes sociales Rodrigo García Ruiz, Energy and Risk Management Analysis manager en la consultora Optimize Energy, "el rápido crecimiento de la capacidad renovable, combinado con ciertas limitaciones en la red de transporte y periodos de baja demanda, está provocando un aumento del vertido de energía en zonas específicas".
Es lo que se conoce como curtailments, pérdidas de energía renovable que no se pueden verter a la red eléctrica debido a limitaciones del sistema, pero que se vendieron previamente en el mercado mayorista, y que no van a ser finalmente retribuidas.
"En lo que llevamos de 2025, rompemos récords de curtailments fotovoltaicos respecto a 2023 y 2024 (en las mismas fechas), ya son más de 177 GWh recortados", concluye García Ruiz.
