Source: The Conversation – (in Spanish) – By Diego Peñarrubia, Profesor Titular, Universidad de Murcia
El 28 de abril de 2025, la España peninsular sufrió un apagón eléctrico total. Se inició a las 12:32 horas y también afectó a Portugal, Andorra y el sur de Francia. El restablecimiento del servicio tardó un número variable de horas, dependiendo de las zonas pero, en su conjunto, el suceso tuvo un fuerte impacto económico.
Sobre las causas, el reciente informe de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-e) ha acotado mucho (que no cerrado) el debate. Pero sobre las consecuencias es incluso más difícil establecer un consenso: primero, porque se miden y mezclan conceptos distintos, y segundo, porque el año transcurrido ha estado tan repleto de otros eventos con fuerte impacto en el sector energético que resulta complejo separar causalidades.
Leer más:
El gran apagón: lo que nos cuentan los datos
Los costes
En lo referente al coste del apagón, las primeras estimaciones, como las de la CEOE o Caixabank lo situaron en el entorno de los 1 600 millones de euros, un 0,1 % del PIB anual de España. Un año después, esa sigue pareciendo una cifra razonable.
La cara más visible de este coste son las indemnizaciones, reclamaciones y expedientes sancionadores que todavía no han terminado de concretarse pero que sumarán, en cualquier caso, varios cientos de millones de euros. A ese coste cuantificable en procesos administrativos y judiciales hay que sumar otros, como los aproximadamente 50 millones que costó reestablecer el servicio, y los cerca de 666 millones de la operación reforzada, que implica tener disponibles más centrales convencionales (ciclos combinados, nucleares o hidráulicas) para poder utilizarlas ante cualquier desequilibrio del sistema. Esto ha encarecido el precio de la factura eléctrica de los consumidores españoles.
Además, los costes siguen creciendo, ya que se mantiene el incremento de la aportación de las centrales de ciclo combinado en el mix eléctrico español.
Los precios
Recurrir más a las centrales de ciclo combinado para reducir los riesgos de un nuevo apagón tiene un coste. La propia Redeia lo cuantifica en un 4,7 % sobre un precio medio de 77,07 €/MWh, que es de donde se obtiene el coste global anterior de 666 millones. Quizás más relevante que ese efecto directo sea la perspectiva a más largo plazo de la evolución de los precios de la electricidad, que en los últimos tiempos ha estado marcada por la guerra de Ucrania y las respuestas que generó en cada país, los que ha llevado a una amplia dispersión en los precios de las cuatro mayores economías de la Unión Europea.
La interconexión
Estas diferencias responden tanto a diferencias en marcos regulatorios como a las barreras al flujo de energía entre países. Las interconexiones, que deberían contribuir a una producción más eficiente y una distribución más robusta, han avanzado poco este último año. ¿La razones? Estas inversiones requieren mucho más tiempo para diseñarse, aprobarse e implementarse, y, si nos referimos a la conexión con Francia desde el sistema ibérico, la parte que sufrió el apagón es la que ya tenía más interés en impulsar la conexión.
Dentro de ese marco hay que considerar como positivo el avance de la conexión por mar en el golfo de Bizkaia y los proyectos de conexión con Italia.
Leer más:
Los inconvenientes de que España y Portugal sean una isla energética
Los riesgos
La crisis de Oriente Medio ha afectado por múltiples vías a los mercados energéticos globales. Para entender su efecto sobre los mercados de electricidad hay que partir de que los combustibles fósiles son materia prima para la producción de electricidad y, a la vez, un sustituto final de la misma.
Como insumo, el aumento del precio del gas y el petróleo ha impactado más donde son más relevantes en la producción de electricidad y donde esa subida tiene mecanismos adicionales de contagio, como pueden ser los mercados marginalistas, en los que la fuente de energía más cara marca el precio del resto.
Un efecto secundario no desdeñable de ese aumento es el impulso que da a la instalación de fuentes renovables. En 2025 han superado, por primera vez en un siglo a nivel global, a la producción de electricidad con carbón. La generación de electricidad con fuentes limpias ya no es solo una cuestión de ecología, ni siquiera de economía, ahora es también una cuestión de soberanía y de seguridad nacional.
Esta crisis no solo afecta al coste de la electricidad según su origen, también afecta a la demanda de electricidad al ser, cada vez más, una energía sustituta de las energías fósiles, por ejemplo, en la movilidad. El crecimiento del mercado de vehículos eléctricos, los centros de datos y el propio crecimiento de la economía mundial incrementan la demanda global de energía eléctrica.
La eficiencia
Un elemento central en todo este proceso es el aumento en la eficiencia de los sistemas de almacenamiento eléctrico. Si las baterías de coche brindan más autonomía y son más baratas y fáciles de recargar, la mejora en las baterías estacionarias (instalaciones fijas diseñadas para soportar procesos profundos y reiterados de carga y descarga) son un espaldarazo al cambio a las energías renovables.
El gran problema al que se enfrenta el crecimiento de las energías renovables –en particular la eólica y la fotovoltaica– es el de una oferta no gestionable, que implica que cuanta más energía limpia generan menos vale, lo que las atrapa en un bucle que limita su cuota en el conjunto del sistema.
Las baterías estacionarias, junto con otros sistemas de almacenamiento como las centrales reversibles, permiten acumular energía cuando el sistema ofrece precios cercanos a cero para luego verterla. Incluso dos veces al día, porque con frecuencia los precios diarios tienen dos valles: uno por exceso de oferta a plena luz y otro (menor y más aleatorio) por falta de demanda en la noche.
Un último elemento a considerar es la enorme capacidad inversora china en el sector de la energía eléctrica. Sus empresas han acumulado un importante exceso de capacidad (en plantas de producción de células fotovoltaicas, baterías y coches), lo que ayuda a la transición energética global sin graves tensiones en los precios ni el suministro.
La lección
Aunque la experiencia del apagón eléctrico de hace un año ha tenido un precio en la factura eléctrica de los españoles –el 5 % de sobrecoste asociado a la producción reforzada y el 0,1 % del PIB asociado directamente al apagón– ha quedado ensombrecido por la crisis energética actual. No obstante, todos estos eventos reiteran la necesidad de contar con un suministro eléctrico seguro.
Diego Peñarrubia es miembro de Greenpeace, PSOE y UGT, sin ocupar ni haber ocupado ningún puesto en la dirección de ninguna de estas organizaciones.
– ref. El mercado eléctrico español doce meses después del apagón – https://theconversation.com/el-mercado-electrico-espanol-doce-meses-despues-del-apagon-281405