¿Han conseguido las renovables bajar la factura de la luz de los españoles en los últimos 25 años?

La política energética española, basada durante años en la instalación masiva de energías renovables por ser la opción más barata según el Coste Nivelado de la Electricidad (LCOE), ha derivado en un sistema más frágil y difícil de operar, con un riesgo creciente de apagones y unos costes ocultos que terminan pagando los consumidores. Esta es la principal conclusión del informe “¿Vamos realmente hacia una electricidad más barata?”, elaborado por el Centro Peter Huber de la Universidad de las Hespérides.

El documento, cuyos autores son Daniel Fernández Méndez y Manuel Fernández Ordóñez, analiza cómo el uso del LCOE como criterio único ha ignorado los costes de integrar la energía solar y eólica —intermitentes y no gestionables— en la red. El estudio desvela que, lejos de abaratarla, la penetración renovable no ha logrado reducir el precio final de la electricidad para los hogares, que en España era a finales de 2024 un 72 % más caro que en 2007, pese a que la generación solar y eólica se había multiplicado.

“El LCOE es una herramienta útil, pero incompleta. Un precio bajo de generación no garantiza un precio bajo para el consumidor final”, señalan los autores, para quienes “si seguimos midiendo solo el coste de planta y no el coste total del sistema, corremos el riesgo de construir un modelo energético frágil y más caro de lo previsto”.

Tras el apagón

El estudio alerta de que, tras el Gran Apagón del 28 de abril de 2025, el coste de las restricciones técnicas se ha disparado hasta los seis millones de euros diarios, obligando a desconectar plantas renovables ya programadas y comprometiendo las inversiones futuras. Además, propone sustituir el LCOE por métricas más robustas como el Coste Total del Sistema (TSC), que incorporan no solamente los costes de inversión y operación, sino también los derivados de la integración, la seguridad y la flexibilidad de la red.

Según los autores, adoptar estas métricas permitiría orientar mejor las subastas renovables, reforzar la planificación de redes y asegurar un despliegue de generación más equilibrado, en línea con lo que ya reclaman varios países de la Unión Europea.

El informe recuerda que el colapso eléctrico del pasado 28 de abril, cuando España quedó aislada de la red europea y se perdieron más de 15 GW de generación en cuestión de segundos, fue una “prueba de estrés sistémica sin precedentes” que puso en evidencia las debilidades de un sistema sobredimensionado en renovables intermitentes y con insuficiente respaldo de potencia firme. Desde entonces, Red Eléctrica se ha visto obligada a operar la red bajo un régimen de “operación reforzada”, con sobrecostes diarios millonarios.

Las restricciones técnicas aplicadas tras el apagón han llevado a expulsar del sistema un volumen creciente de energía renovable, llegando a suponer en julio un 11 % de la generación total. Esta situación, advierten los autores, “erosiona la rentabilidad real de los proyectos y genera incertidumbre para las futuras inversiones”, poniendo en riesgo el cumplimiento de los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).

Ante este escenario, el informe propone redefinir las subastas eléctricas para que valoren atributos como la firmeza, el almacenamiento o la estabilidad de la red, en lugar de centrarse únicamente en el precio por MWh. Asimismo, reclama acelerar las inversiones en redes y alinear la política energética con la industrial para acompañar el crecimiento de la generación con una mayor electrificación de la economía. “Sin una reforma que priorice la resiliencia sobre el precio teórico, la transición energética española podría enfrentarse a un cuello de botella histórico”, concluyen los autores.