El mercado eléctrico español opera en modo seguridad desde el día posterior al apagón del 28 de abril de 2025. Esta situación se prolongará durante varios meses más, a pesar de que han transcurrido un año y medio desde el incidente que dejó al país sin luz casi un día completo. La adaptación del sistema para lograr una aportación estable de las renovables requiere aún mucho tiempo. «Hasta que esa solución no funcione como un reloj suizo, estamos abocados al modo reforzado», explica Luis Rouco, coautor del primer informe preliminar del apagón. Desde entonces, la red ha dependido de centrales de ciclo combinado extra para controlar la tensión dinámica y limitar la participación renovable en los servicios de balance.
Coste por hogar y presión del gas natural
La primera consecuencia clara es que el consumidor final paga más por la electricidad. Garantizar el suministro tiene un coste que aparece incluido en las facturas, aunque no exista un epígrafe específico que lo detalle. Entre mayo de 2025 y septiembre de 2026, un hogar estándar con 4,6 kilovatios de potencia y 3.500 kilovatios de consumo anual ha abonado 123 euros de más. Ese importe cubre las actuaciones para asegurar el suministro, no la energía consumida. Con el coste medio del año anterior al apagón, ese mismo hogar habría pagado 45 euros menos. En lo que va de año, hasta el 31 de octubre, las facturas asumieron un sobrecoste total de 4.350 millones de euros para evitar un nuevo shock energético.
El precio medio en el mercado mayorista alcanzó esta semana los 246 euros/MWh, un máximo anual que supone un encarecimiento del 400% en el último año. Ocho millones de hogares con tarifa PVPC ven multiplicado por ocho el precio de generación en apenas 12 meses. Los ciclos combinados son la tecnología que aporta la seguridad del sistema, pero utilizan gas natural como materia prima. La cotización del TTF superó los 100 euros/MWh, una referencia no vista desde la invasión rusa de Ucrania. El inicio de otoño, más seco de lo habitual, ha reducido la generación eólica y solar en horas pico.
| Fuente | Aportación al mix eléctrico (noviembre) |
|---|---|
| Ciclos combinados | 27,5% |
| Fotovoltaicas | 19,0% |
| Nucleares | 18,4% |
| Eólicas | 15,8% |
| Hidráulicas | 7,5% |
Luis Rouco señala que la flota de ciclos es formidable pero ya tiene 20 años, lo que exige mantenimiento mayor y grandes inversiones. Por ello, el mecanismo de capacidad retribuye a estas centrales para que estén disponibles rápidamente cuando la red lo necesite. El Gobierno aprobó inversiones superiores a 1.300 millones de euros en equipos de control de tensión, aunque su incorporación efectiva se demorará varios años debido a los plazos de entrega y la adaptación de las instalaciones. La norma PO 7.40 busca integrar renovables, almacenamiento y demanda para mantener la estabilidad del voltaje, pero su implantación compleja impide fijar una fecha exacta para abandonar el modo reforzado. Diversas fuentes del sector confirman pruebas en curso, pero la incertidumbre persiste mientras el gas mundial sigue disparado por las guerras de Irán y Ucrania.
