El refuerzo del sistema eléctrico tras el apagón sube el coste de la energía un 58 % en septiembre
ECONOMÍA
La integración de generación renovable variable (eólica y fotovoltaica) pasa a situar su límite en el 60%
02 oct 2025 . Actualizado a las 13:07 h.Los componentes del precio final de la energía o costes del sistema se situaron en los 17,56 euros por megavatio hora (MWh) en septiembre, lo que supone un incremento del 58% sobre el mismo mes del año pasado, cuando ascendieron a 10,24 euros/MWh, debido, principalmente, a la operación reforzada que el operador del sistema -Red Eléctrica- aplica desde el apagón del pasado 28 de abril, según datos de la consultora grupo ASE.
De enero a septiembre, estos costes del sistema promedian unos 16,48 euros/MWh, con lo que se han elevado casi un 43% con respecto a los 11,53 euros/MWh a que ascendían en los nueve primeros meses del 2024.
Los analistas de la consultora destacan así que los componentes del precio final de la energía -restricciones PBF, restricciones TR, reserva de potencia, banda secundaria y coste de desvíos- «se han incrementado extraordinariamente» desde el 28 de abril, día del blackout del sistema eléctrico peninsular, «como respuesta a la política de seguridad de REE para dar más estabilidad al sistema con la mayor presencia de los ciclos combinados de gas».
En lo que va del 2025, los ciclos combinados han incrementado su producción un 33%, especialmente a partir de abril, coincidiendo con el apagón. «Y es que REE parece haber puesto un suelo del 8% de generación procedente de los ciclos combinados para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico», añadieron.
De esta manera, destacaron que esta intervención de REE provoca que el porcentaje de energía renovable no integrable en el sistema eléctrico por restricciones técnicas «se haya disparado en los últimos meses».
Asimismo, los analistas de la consultora consideraron que el sistema eléctrico español parece haber alcanzado un límite en la integración de generación renovable variable (eólica y fotovoltaica), situado en torno al 60% de la generación total, un umbral observado en los meses de julio y agosto, y que se ha vuelto a registrar también en septiembre.
En concreto, indicaron que el día del apagón, la generación renovable variable alcanzó el 66% y, desde entonces, REE «ha reforzado el control de las condiciones de frecuencia y tensión en la red, incrementando la participación de generadores síncronos, como los propios ciclos combinados».
Además, grupo ASE estimó que, con una demanda muy estancada y con la señal de precio hundida, «la generación renovable podría enfrentarse a una notable ralentización de las inversiones durante los próximos años».
«Sin embargo, el ritmo de incorporación de nueva potencia renovable a la red no se reduce, sino que se ha intensificado. En septiembre se conectaron 1.765 MW de nueva capacidad fotovoltaica, el equivalente a casi dos centrales nucleares, lo que anticipa que en 2025 podría alcanzarse un nuevo récord de generación renovable instalada», añadieron.
Mercado de gas a la baja
En lo que respecta al mercado gasista, los analistas de la consultora señalaron que los fundamentos bajistas «siguen fortaleciéndose», con unos niveles de las reservas de gas en Europa que ya superan el objetivo establecido para diciembre del 80% y con una oferta de GNL estadounidense que sigue incrementándose, mientras la demanda china de gas se debilita, lo que reduce la competencia entre Europa y Asia y los precios del GNL al contado.
Por ello, apuntaron que si en octubre se cumplen las previsiones de temperaturas superiores a la media en el noroeste de Europa y se confirma el restablecimiento programado de los flujos del gasoducto noruego, tras la finalización de las tareas de mantenimiento, «no puede descartarse una corrección a la baja de los precios del gas hasta final de año, un comportamiento poco habitual en el mercado una vez iniciada la temporada invernal».
Por otra parte, en septiembre, los precios de la electricidad mantuvieron su senda bajista, pese a la concurrencia de factores que, en principio, habrían podido ejercer una presión alcista, como el incremento de la demanda eléctrica por efecto de las altas temperaturas (+3,6%), la indisponibilidad de una central nuclear debido a una parada programada y el descenso del 12,9% en la generación eólica.
Así, el precio diario del mercado mayorista promedió 61,04 euros/MWh en el mes, anotándose una caída del 10,83% sobre el mes anterior -68,45 euros/MWh-. Respecto a hace un año, el precio registró un descenso del 15,9% -72,62 euros/MWh-