"En los primeros cuatro meses de 2026, el precio medio mayorista de la electricidad en España fue de 44 € por megavatio-hora. En Italia, era de 127 €. En Alemania, 96 €. En el Reino Unido, 103 €. España es ahora más barata que Francia, muy por debajo del bloque centroeuropeo, y a poca distancia de los pesos pesados nórdicos de la energía hidroeléctrica y nuclear que siempre han encabezado la liga de la energía barata.
Este no es el lugar donde la mayoría de los observadores esperaban que estuviera España. Hace una década, España era un cuento con moraleja sobre la inversión solar varada y uno de los mercados eléctricos más caros de Europa. Hoy se sitúa cerca del final de la tabla de precios, y la brecha se está ampliando.
La historia detrás de ese ranking es, en la superficie, simple. España desplazó cada vez más el gas de su suministro eléctrico, y el precio de la electricidad siguió la misma tendencia.
La mezcla ha cambiado hasta ser irreconocible.
Hace veinticinco años, un tercio de la electricidad de España provenía del carbón. Hoy en día, el carbón ha desaparecido prácticamente. El gas, que se disparó en la década de 2000 como sustituto, alcanzó su punto máximo por encima del 30% de la generación a finales de la década de 2000 y desde entonces ha retrocedido hasta aproximadamente el 19%. La energía nuclear se ha mantenido estable en torno al 19%, la hidroeléctrica y la bioenergía juntas en torno al 14%, y la capacidad restante se ha cubierto de forma constante con energía eólica y solar.
Solo la eólica suministró el 20% de la generación española en 2025. La energía solar, que apenas existía a gran escala a principios de la década de 2010, alcanzó el 22%. Entre ambas, esas dos tecnologías generan ahora más electricidad que cualquier otra categoría única en el sistema, incluida la flota nuclear que una vez fue el caballo de batalla confiable de España.
2022 fue el punto de inflexión
Si se compara la generación solar y eólica con toda la generación fósil (gas más las últimas brasas de carbón y petróleo), las líneas se cruzaron en 2022. Ese fue el primer año en que la energía eólica y solar juntas generaron más electricidad que todas las fuentes fósiles combinadas. A lo largo del primer trimestre de 2026, la brecha se ha ampliado aún más. La energía solar y eólica aportaron el 44% de la generación, y los combustibles fósiles el 17%.
Esta es la historia estructural en torno a la cual giran muchos argumentos sobre la política energética. España no solo añadió renovables sobre una base fósil. Lo sustituyó. La curva de fósiles ha ido disminuyendo, año tras año, mientras que la curva de renovables ha ido aumentando.
2022 también fue un punto de inflexión para los precios mayoristas de la electricidad en España: La excepción ibérica limitó inicialmente los precios de la electricidad por debajo de la media de la UE27, pero incluso después de que el mecanismo finalizara, España amplió aún más la brecha de precios.
Por qué esto se refleja en el precio
En un mercado mayorista de electricidad, el precio en cualquier hora determinada lo establece la planta más cara que necesita funcionar para satisfacer la demanda. Para la mayor parte de Europa, durante la mayor parte de la última década, esa ha sido una planta de gas. La conexión de orden de mérito entre los precios del gas y los de la electricidad es la razón por la que los hogares europeos recibieron un choque en su factura de electricidad cuando el gasoducto ruso colapsó en 2022.
Lo que ha sucedido silenciosamente en España es que el gas ahora fija el precio con mucha menos frecuencia. En 2022, el gas fue la planta marginal en aproximadamente el 55% de todas las horas. En 2024 había caído al 27%. Para los primeros cuatro meses de 2026, era solo el 9%.
Una nota sobre la metodología: La cuota de mercado del fijador de precios del gas se estima utilizando el método de Zakeri et al. (2023). Por cada hora, se verifican dos condiciones: ¿se está generando gas realmente, y el precio de mercado es igual o superior al costo marginal a corto plazo calculado para operar una planta de gas? Si ambos son ciertos, el gas se considera el probable fijador de precios. El coste marginal se calcula a partir de los precios mensuales del TTF y del EU ETS, asumiendo una turbina de gas de ciclo combinado moderna con una eficiencia del 52%. El gráfico cuenta las horas en las que el gas se despacha directamente y el precio de mercado alcanza el costo marginal a corto plazo calculado para la generación de gas, y probablemente subestima la verdadera influencia de los precios del gas en el mercado español. La retroalimentación que he recibido sobre el análisis anterior sugiere que no se capturan dos efectos: las centrales hidroeléctricas a menudo no pujan por sus costos operativos cercanos a cero, sino por el costo de oportunidad, esencialmente lo que podrían ganar cuando los precios son altos, que suelen estar fijados por el gas. Y las plantas de cogeneración queman gas pero sus costos se calculan según una fórmula regulatoria española específica en lugar del precio spot del gas, por lo que no aparecen en la prueba estándar que utiliza la metodología. El gas está realmente marcando el precio en esas horas, pero el método no lo tiene en cuenta. La afirmación más precisa es que la generación de gas en el margen está disminuyendo rápidamente, pero la influencia del precio del gas en el mercado sigue siendo más amplia de lo que sugiere la cifra principal.
Lo que esto no es
Cuatro cosas que esta historia no es.
No es una afirmación de que el gas haya desaparecido. El gas sigue suministrando alrededor de 1/5 de la electricidad española, aproximadamente la misma proporción que la nuclear. Su papel en el margen (la parte de fijación de precios) se ha reducido más rápido que su papel en la combinación energética (la parte de megavatios-hora quemados).
Es solo el precio al por mayor. La cifra de 44 €/MWh es lo que se paga a los generadores en el mercado intradiario. No es lo que pagan los hogares. Los cargos de red, los costos del sistema, los márgenes de los proveedores, los impuestos y las tasas políticas se suman, y pueden duplicar o triplicar fácilmente la cifra subyacente para cuando llega a una factura doméstica. Moverse al por mayor más barato es necesario para que bajen las facturas minoristas, pero no es suficiente.
A pesar de tener la electricidad mayorista más barata de Europa, los hogares españoles pagan por encima de la media de la UE, 0,265 €/kWh en 2025, ocupando el puesto 16 de 25 países. Eso sitúa a España como más cara que Francia, Países Bajos, Dinamarca y la mayor parte de Europa Central y Oriental. Parte de esto tiene que ver con la cantidad de impuestos y gravámenes que se aplican a la electricidad.
El gráfico de abajo descompone una factura típica de electricidad de un hogar español en sus principales componentes de costo. El total (0,27 €/kWh, Eurostat, diciembre de 2025) y la amplia proporción de impuestos y gravámenes (~31%) están anclados en datos oficiales; el desglose entre energía, cargos de red y costes del sistema es una estimación del modelo coherente con ese total, en lugar de una cifra extraída de una única fuente. (...)
Tres advertencias vale la pena tener en cuenta:
Primero, el componente mayorista de energía, la porción más grande, se mueve diariamente con el mercado eléctrico, por lo que la proporción mostrada refleja un promedio de diciembre de 2025 y puede oscilar mucho más allá de ese rango a lo largo del año.
Segundo, España ha ajustado los impuestos sobre la electricidad repetidamente en los últimos años: el IVA cayó del 21% al 5% durante la crisis energética de 2022 antes de ser restaurado por completo al 21% para enero de 2025 - la tasa que se muestra aquí - mientras que el impuesto especial sobre la electricidad (IEE) se redujo nuevamente al 0,5% en marzo de 2026. Un gráfico dibujado para un mes diferente puede verse significativamente distinto.
Tercero, las tarifas de mercado libre y las reguladas presentan los mismos costos subyacentes de manera diferente: en un contrato comercial a precio fijo, los peajes de red suelen estar incluidos en la tarifa de energía en lugar de mostrarse por separado, por lo que las porciones relativas cambian incluso aunque la economía subyacente sea idéntica.
Una simplificación adicional: parte de cada factura española es un cargo diario fijo basado en la capacidad contratada en kilovatios, independientemente de la energía consumida. Expresando esto como una cifra por kWh, como necesariamente hace el gráfico, se sobreestima el costo unitario para los hogares de bajo consumo y se subestima para los de alto consumo.
Otros costos del sistema están aumentando. La otra cara de obtener energía barata es pagar más en otros lugares para mantener el sistema estable. España está adquiriendo más servicios de equilibrio, más potencia reactiva y soporte de tensión, y en última instancia, más transmisión para trasladar la energía eólica y solar desde donde los recursos son buenos hasta donde está la demanda. Esos costos recaen en los consumidores a través de cargos de red y políticas en lugar del precio mayorista. Aún no son lo suficientemente grandes para compensar las ganancias mayoristas, pero están aumentando.
La energía nuclear sigue funcionando, y la política es apagarla. Aproximadamente una quinta parte de la electricidad española proviene de una flota de reactores programados para ser retirados entre 2027 y 2035. Si esos reactores salen del sistema sin un reemplazo equivalente de bajas emisiones de carbono, el gas volverá a subir en el orden de mérito y la cuota de gas volverá a aumentar.
Lo que es
A pesar de todas esas advertencias, este es el ejemplo más claro en Europa del efecto precio que los defensores de las energías renovables han estado describiendo durante años, finalmente llegando a los datos. Más energía eólica y solar en la red significa menos horas en las que el gas es la planta marginal. Menos de esas horas significa un precio mayorista desacoplado del mercado del gas durante la mayor parte del día. Y un precio mayorista desvinculado del gas, en 2026, es un precio barato.
España es ahora una demostración práctica de que se puede tomar un sistema eléctrico que hace una generación era 33% carbón, hace una década más del 30% gas, y hacerlo funcionar con aproximadamente un 44% de energía eólica y solar, con los precios mayoristas resultantes entre los más bajos de Europa. Las preguntas restantes son sobre resiliencia, sobre quién captura realmente los ahorros y sobre hasta dónde puede llegar la sustitución antes de que los retiros nucleares reabran la brecha. Otra pregunta clave es también si el aumento de los costes del sistema energético (redes, equilibrio, etc.) se verá compensado por la bajada de los precios mayoristas.
El apagón de abril de 2025 no fue lo que decían los titulares.
El 28 de abril de 2025, toda la península ibérica se quedó sin electricidad durante la mayor parte de un día laboral, y casi 60 millones de personas perdieron el suministro. Ese día, varios medios de gran alcance culparon inmediatamente a las energías renovables sin ninguna evidencia. La investigación final de ENTSO-E, publicada casi un año después, concluye lo contrario. Damian Cortinas, presidente de la junta directiva de ENTSO-E, dijo al Financial Times que "el problema no son las energías renovables", sino la capacidad de la red para gestionar "variaciones rápidas de voltaje" que pueden desestabilizar el sistema. Oscilaciones inusuales desencadenaron una cascada de desconexiones de plantas, y los gestores de la red perdieron el control. La verdadera lección no es que España haya ido demasiado lejos en eólico y solar, sino que cada país de Europa necesita modernizar la forma en que gestiona la estabilidad de tensión. España, en el marco de Cortinas, es "pionera" al encontrarse con cosas que "todos los demás podrían encontrar en algún momento". Las soluciones existen hoy en día: statcoms (amortiguadores de tensión), mejores protocolos de desconexión y capacidades de control de tensión requeridas para todos los generadores, no solo para las energías renovables. "No hay nada en las recomendaciones que no se pueda hacer mañana", dijo Cortinas al FT. La pregunta abierta es quién paga la actualización de la flota existente, y eso, dijo, "tendrá que ser analizado en cada país"."
(Jan Rosenow, Un. Oxford, blog, 10/05/26, traducción Quillbot, enlaces y gráficos en el original)
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