En los últimos meses se repite una idea que puede sonar contradictoria para muchos hogares: España registra algunos de los precios mayoristas de electricidad más bajos de Europa, pero la factura de luz de una familia media sigue siendo elevada. Los datos de los operadores del mercado y de los organismos europeos confirman esta aparente paradoja y ayudan a entender qué está pasando realmente con la luz en nuestro país.
A la vez, el sistema eléctrico español vive un momento de profunda transformación hacia un modelo dominado por las energías renovables. Esta transición ha permitido abaratar el coste de generación, pero también ha puesto sobre la mesa retos importantes: gestión de un sistema más descentralizado, necesidad de más redes y almacenamiento, y un debate abierto sobre cómo debe reformarse el mercado eléctrico europeo.
España, entre los mercados mayoristas más baratos de Europa
Los datos recopilados por organismos como Ember y los registros diarios de OMIE y ESIOS muestran que España se ha consolidado como uno de los países con la electricidad mayorista más barata del continente. En 2025, el mercado ibérico se situó como el quinto más económico de Europa, solo por detrás de los países nórdicos (Finlandia, Suecia y Noruega) y de Francia, que también cerró el año con valores contenidos.
Mientras los mercados nórdicos se movieron en torno a los 40 euros por megavatio hora (MWh), España y Portugal registraron una media cercana a los 65 €/MWh. En el contexto de la crisis energética de los últimos años, con picos históricos tras la invasión de Ucrania y la escalada del gas, estos niveles suponen un alivio considerable para la competitividad del sistema eléctrico español.
La tendencia se ha acentuado en 2026. En los primeros días de febrero, el precio medio diario del mercado español ha caído hasta unos 4,23 €/MWh, según OMIE, gracias a una fuerte producción renovable. En Portugal, el valor medio en ese mismo periodo llegó a situarse en 0,34 €/MWh, reflejando que la Península Ibérica atraviesa un periodo de precios extraordinariamente bajos.
Este abaratamiento no es puntual: las borrascas atlánticas y el aumento del parque eólico y solar han permitido volcar grandes cantidades de electricidad verde a la red, presionando a la baja el precio de casación del mercado. En determinadas horas se han llegado a registrar precios negativos de -0,42 €/MWh, lo que obliga a los productores a pagar por inyectar su energía.
El papel de las renovables y de un sistema más descentralizado
La clave de estos bajos precios reside en el mix eléctrico español, con una penetración muy elevada de energías renovables. Eólica, solar fotovoltaica e hidráulica se han convertido en el eje del sistema y permiten generar electricidad a costes mucho más reducidos que las tecnologías fósiles convencionales.
El director general de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), Francesco La Camera, ha subrayado en varias ocasiones que la apuesta española por las renovables crea empleo, riqueza y abarata el coste de la electricidad. Desde su punto de vista, parte del debate público se centra demasiado en los riesgos y no lo suficiente en el hecho de que, hoy, España presenta uno de los precios eléctricos más bajos de Europa en el mercado mayorista.
Este modelo se apoya, además, en un sistema cada vez más descentralizado, con múltiples fuentes de generación dispersas: grandes parques eólicos y solares, plantas de cogeneración, microrredes y, en creciente medida, autoconsumo fotovoltaico. La contrapartida es que gestionar una red con tantos puntos de inyección y tanta variabilidad resulta más complejo que operar un sistema basado en pocas centrales térmicas o nucleares.
La Camera insiste en que las renovables pueden suministrar electricidad con altos niveles de seguridad, siempre que el sistema cuente con los mecanismos adecuados de control, reserva y coordinación. Según su lectura, los desafíos vividos en los últimos meses no han debilitado a España, sino que han servido para reforzar su capacidad de gestión de redes en un contexto de transición energética acelerada.
Desde el punto de vista geoestratégico, este avance también reduce la dependencia europea del gas y del petróleo importados. Para la UE, reforzar fuentes autóctonas como la hidráulica, la eólica y la fotovoltaica no solo es una cuestión ambiental, sino también de autonomía y competitividad frente a un entorno internacional inestable.
El apagón peninsular y la operación en “modo seguro”
El camino no está exento de sobresaltos. El apagón peninsular del 28 de abril de 2025, conocido como el “cero eléctrico”, puso a prueba la resiliencia del sistema español en un escenario de alta penetración renovable. Aunque el suceso generó inquietud entre los consumidores, desde IRENA se afirma que no ha dañado la imagen internacional de España y que, al contrario, ha despertado interés por la capacidad de respuesta y aprendizaje.
Las investigaciones en marcha apuntan a un problema de sobretensión con origen multifactorial. El comité encabezado por el Ministerio para la Transición Ecológica señaló carencias en las capacidades de control de tensión: parte de estos recursos no estaban programados adecuadamente o no respondieron como cabía esperar. El resultado fue una caída masiva del sistema que dejó a millones de usuarios sin suministro durante un periodo significativo.
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) debe todavía publicar su informe definitivo para aclarar responsabilidades. Mientras tanto, se mantienen posiciones enfrentadas: Red Eléctrica defiende su programación y sostiene que el incidente se habría evitado si todas las centrales obligadas hubieran aportado el control de tensión comprometido; las compañías eléctricas, por su parte, achacan el problema a un error de planificación del operador del sistema y a una proporción excesiva de renovables intermitentes frente a tecnologías síncronas como la hidráulica, los ciclos combinados y la nuclear.
Como consecuencia directa, Red Eléctrica ha pasado a operar en modo seguro o modo reforzado. Esto implica recurrir con más frecuencia a ciclos combinados de gas para asegurar la estabilidad de la red y restringir, en determinados momentos, la entrada de renovables. Este refuerzo, aunque aporta seguridad, tiene un coste económico que termina repercutiendo en los servicios de ajuste del sistema.
Para La Camera, episodios como este no son exclusivos de la era renovable. El directivo recuerda el gran apagón de Italia en 2003, cuando la caída de un árbol sobre una línea en Suiza dejó sin luz a unos 56 millones de personas durante unas 13 horas, en una época en la que el peso de las energías verdes era mínimo. Su mensaje es claro: los sistemas eléctricos siempre han tenido vulnerabilidades, y el reto actual consiste en adaptar las redes a una realidad en la que las renovables son cada vez más protagonistas.
Precios de la luz muy bajos… pero facturas domésticas altas
Pese a este contexto de electricidad barata en el mercado mayorista, la experiencia de muchos consumidores es muy distinta. Las estadísticas de Eurostat revelan que, sumando impuestos y ajustando al poder adquisitivo, un hogar medio español (con un consumo entre 2.500 y 5.000 kWh al año) afronta la novena factura de electricidad más cara de la Unión Europea, por encima de la media comunitaria e incluso de la de Portugal.
La tarifa regulada PVPC es un buen termómetro para entender por qué. En 2025, la factura media mensual de un usuario tipo con PVPC se situó en 69,34 euros, la cifra más alta desde su creación en 2014, solo superada por los años excepcionales de la crisis energética: 2022 (105,48 €/mes) y 2021 (79,11 €/mes). El arranque de 2026 ha mantenido esta presión al alza, pese a las caídas puntuales del mercado mayorista.
En enero de 2026, el precio de la electricidad en el mercado mayorista cerró en torno a 71,67 €/MWh, lo que supuso una reducción cercana al 8 % respecto al mes anterior gracias al impulso de la eólica y la hidráulica en los últimos días del mes. Sin embargo, la factura PVPC de un hogar medio apenas bajó hasta los 71,17 euros, solo un 3,7 % menos que en diciembre. El consumidor, en la práctica, no percibe con toda claridad la ventaja de tener un mercado mayorista tan barato frente a otros países.
Además, la estructura de costes regulados y los ajustes técnicos han empezado 2026 con nuevos incrementos. Los peajes y cargos actualizados a 1 de enero, y el impuesto del 7% a la generación eléctrica, implican, según estimaciones de asociaciones de consumidores, un aumento de alrededor del 4,1 % en las facturas, tanto en el mercado regulado como en el libre. A esto se suman revisiones automáticas ligadas al IPC en muchas tarifas del mercado libre, con subidas cercanas al 3 %.
En paralelo, la nueva metodología del PVPC, que introduce un componente de precio estable procedente de los mercados de futuros, ha tenido un impacto ambiguo. En 2024, este cambio encareció la factura regulada en torno a un 5,2 %, mientras que en 2025 el efecto se redujo a un 0,3 %. En enero de 2026, la presencia de futuros permitió abaratar en unos 2,7 euros la factura de un hogar medio frente a lo que habría pagado si solo se hubieran utilizado los precios diarios del mercado.
Vertidos de renovables, redes saturadas y desaprovechamiento de la energía barata
Una de las grandes paradojas del sistema eléctrico español es que la abundancia de energía renovable barata no siempre se puede aprovechar. La incapacidad de exportar buena parte de los excedentes, unida a las limitaciones de la red, está obligando a recurrir cada vez más al llamado vertido técnico, es decir, a desconectar parte de la generación verde porque la red no admite más energía.
Según distintas estimaciones, cerca del 7 % de la electricidad renovable producida en España se desperdicia por este motivo. El problema se agrava por la saturación tanto administrativa como física de los nudos de la red. La CNMC ha retrasado la publicación de nuevos mapas de capacidad hasta mayo, y bajo los criterios de seguridad actuales se considera que en torno al 90 % de los puntos de conexión están saturados.
El efecto práctico es que solo alrededor del 12 % de las solicitudes de conexión de nuevos proyectos renovables consiguen autorización. La consecuencia es doble: por un lado, se frena la incorporación de más generación barata al sistema; por otro, industrias y hogares no logran beneficiarse plenamente de la electricidad verde disponible, que podría abaratar más y durante más tiempo el precio en el mercado.
Este cuello de botella llega en un momento en el que los inversores en renovables se enfrentan a riesgos adicionales, como la posibilidad de períodos cada vez más frecuentes de precios cero o incluso negativos. Sin un refuerzo suficiente de las redes y un despliegue acelerado de almacenamiento, el sistema corre el riesgo de desincentivar nuevas inversiones precisamente cuando más necesarias son para consolidar ese liderazgo en precios bajos.
Mientras tanto, las decisiones operativas derivadas del apagón, como la operación en modo seguro con más ciclos combinados y más restricciones a la generación renovable, suponen sobrecostes en los servicios de ajuste. Esos sobrecostes acaban cargándose a los consumidores, que terminan financiando la estabilidad del sistema incluso en un contexto de abundancia de energía barata.
Un mercado marginalista cuestionado y la discusión sobre la reforma
El diseño del mercado eléctrico europeo, basado en el principio de margen o «energy only», ha quedado en entredicho tras la crisis de precios de 2021-2023. En este sistema, todas las tecnologías que casan su energía en el mercado cobran al precio de la última central necesaria para cubrir la demanda, que suele ser la más cara: habitualmente un ciclo combinado de gas.
Esta arquitectura funcionó de forma relativamente estable en años de gas barato, pero la guerra en Ucrania y la volatilidad internacional dispararon su fragilidad. Entre 2021 y 2023, los precios de la electricidad subieron de forma sostenida hasta triplicar la media de la década anterior, arrastrando consigo el coste de vida de los hogares y la competitividad industrial de la UE.
España y Portugal pusieron en marcha la llamada “Excepción Ibérica”, un mecanismo temporal que fijaba un tope al precio del gas utilizado para producir electricidad. Esta medida, junto con el mayor peso de las renovables, permitió contener los precios mayoristas en la Península frente al resto de Europa. Francia, por su parte, aplicó esquemas específicos para la nuclear histórica, como el ARENH y posteriormente el VNU, con el objetivo de amortiguar los efectos del marginalismo.
Aun así, la estructura básica del mercado sigue intacta y Europa continúa expuesta a futuras crisis. La crítica de fondo es que, aunque las renovables tengan costes de producción mucho más bajos, el diseño actual permite que tecnologías fósiles caras sigan marcando el precio final en demasiadas horas, con impacto directo sobre la factura de las familias y las empresas.
En paralelo, el principio de “neutralidad tecnológica” que inspira buena parte de la regulación europea está cada vez más cuestionado. Tratar todos los kilovatios hora como si fueran equivalentes —independientemente de si provienen de carbón, gas, nuclear, eólica o solar— ignora que cada tecnología tiene efectos económicos, ambientales y geoestratégicos muy distintos. En un contexto de emergencia climática y dependencia de combustibles importados, cada vez resulta más difícil justificar que el sistema sea neutral frente a las diferentes fuentes de generación.
Almacenamiento, redes y el futuro del sistema eléctrico
Si España quiere consolidar su posición como uno de los países con la electricidad más barata de Europa y que esa realidad llegue de forma más clara a los bolsillos de los consumidores, el consenso entre expertos pasa por reforzar tres pilares: almacenamiento, redes y reforma regulatoria.
En un sistema con más de la mitad de la generación procedente de eólica y fotovoltaica, el baterías a gran escala y otras soluciones de almacenamiento se vuelven esenciales. Baterías a gran escala, centrales de bombeo hidroeléctrico y soluciones basadas en hidrógeno verde permiten absorber excedentes cuando el viento y el sol sobran, y devolverlos a la red cuando la producción cae o la demanda sube.
Frente a tecnologías rígidas, como la nuclear, el almacenamiento aporta flexibilidad y estabilidad, reduce vertidos de renovables y permite integrar más energía limpia sin poner en riesgo el equilibrio del sistema. Para ello hace falta un marco regulatorio que reconozca su valor sistémico y que lo remunere de manera adecuada, mediante subastas específicas y esquemas de pagos por capacidad.
Las redes eléctricas son el segundo gran eslabón. Sin más capacidad de transporte y una mejor planificación de la distribución, España seguirá desperdiciando parte de su electricidad más barata. El refuerzo de los nudos más congestionados, la digitalización de la red y una asignación más equitativa de la capacidad son pasos necesarios para evitar cuellos de botella y facilitar la conexión de nuevos proyectos renovables.
Por último, la discusión sobre la reforma del mercado apunta hacia subastas a largo plazo para renovables y almacenamiento, que permitan fijar precios estables y reflejar realmente los bajos costes de estas tecnologías. De este modo, los consumidores podrían beneficiarse de contratos más predecibles y alejados de la volatilidad del gas, y las inversiones dispondrían de un entorno regulatorio más seguro.
En paralelo, se plantea revisar el uso de las centrales hidroeléctricas, cuya gran capacidad de regulación les otorga un poder significativo a la hora de influir en los precios. Un diseño más afinado del mercado podría reducir conductas potencialmente inflacionistas y alinear mejor la operación de estas centrales con el interés general.
Con este telón de fondo, España se presenta ante el resto de Europa como un laboratorio adelantado de transición energética: combina precios mayoristas muy bajos, un fuerte despliegue renovable y, al mismo tiempo, desafíos serios en términos de redes, regulación y traslado del ahorro a la factura doméstica. Lo que ocurra en los próximos años con el mercado eléctrico ibérico será clave para determinar si el hecho de que España tenga uno de los precios de la electricidad más bajos de Europa acaba siendo también una realidad tangible para familias y empresas, y no solo una estadística del mercado mayorista.
