Durante años, el debate energético en España ha girado alrededor del precio mayorista de la electricidad. Cuando subía el pool, subía la preocupación; cuando bajaba, parecía que el sistema recuperaba cierta normalidad.

Sin embargo, el mercado eléctrico actual ya no puede analizarse únicamente a través de ese indicador y hay otro componente del coste que ha ido ganando peso en los últimos años y que empieza a condicionar tanto la estabilidad del sistema como el precio final que paga el consumidor: los servicios de ajuste y las restricciones técnicas.

Históricamente, siempre ha existido cierta relación inversa entre el precio del mercado mayorista y los costes de ajuste. Cuando el pool bajaba, los servicios de ajuste tendían a encarecerse, y viceversa.

El problema es que esa componente, que durante años tuvo un peso relativamente reducido, ha crecido hasta niveles difíciles de asumir para muchos actores del sector.

Antes de febrero de 2022, estos costes se situaban alrededor de los 3 o 4 euros por megavatio hora. En 2023 terminaron cerca de los 10 euros y en marzo de 2026 han rondado ya los 30 euros por megavatio hora.

La situación ha adquirido otra dimensión desde el apagón del 28 de abril de 2025 y la posterior “operación reforzada” del sistema, que ha endurecido determinados parámetros operativos para evitar incidentes similares.

Garantizar la seguridad del sistema es prioritario y nadie cuestiona que una elevada penetración renovable exige mecanismos adicionales de control y estabilidad.

El problema aparece cuando esos costes dejan de ser residuales y pasan a tener un impacto comparable, en determinados periodos, al propio precio de la energía.

Además, se trata de un coste especialmente complejo porque, a diferencia del mercado mayorista, no existen herramientas eficientes para cubrir ese riesgo.

El precio del pool puede gestionarse mediante mercados de futuros o contratos bilaterales, pero los servicios de ajuste dependen en gran medida de previsiones, hipótesis operativas y variables regulatorias difíciles de anticipar, lo que obliga a las comercializadoras a trabajar en un entorno de enorme incertidumbre.

Y el problema es que, cuando una parte relevante del coste eléctrico no puede preverse ni cubrirse adecuadamente, el riesgo financiero se multiplica para cientos de empresas que comercializan energía en España.

Hasta ahora, buena parte de ese impacto no se ha trasladado completamente al consumidor final porque muchas comercializadoras han absorbido parte de los sobrecostes.

Pero, a medida que se renuevan contratos y se actualizan tarifas, esa situación resultará cada vez más difícil de sostener.

Paradójicamente, el crecimiento renovable sí ha tenido un efecto positivo sobre el precio de la electricidad en España durante los últimos años.

Frente a otros países europeos, el consumidor español se ha beneficiado de una mayor capacidad de generación renovable y de mecanismos que ayudaron a contener el impacto de la crisis energética.

Sin embargo, el propio desarrollo renovable también está generando nuevos desequilibrios que el sistema todavía no ha terminado de absorber.

Uno de ellos es la fuerte volatilidad intradiaria. Las horas centrales del día, especialmente las solares, registran precios muy deprimidos e incluso negativos, mientras que las primeras horas de la mañana y la tarde-noche concentran los precios más elevados.

Es la conocida “curva de pato”, cada vez más visible en el mercado español.

En paralelo, muchas comercializadoras están teniendo que rediseñar completamente su manera de construir ofertas y contratos. Durante años, el precio fijo fue una herramienta relativamente sencilla de ofrecer porque gran parte de los costes podrían estimarse con cierto margen de seguridad.

Hoy, esa previsibilidad prácticamente ha desaparecido. Cuando una parte creciente del coste eléctrico depende de componentes imposibles de cubrir en el mercado, el riesgo termina trasladándose de una forma u otra a toda la cadena: o mediante primas de riesgo más elevadas o mediante productos cada vez más complejos para el consumidor.

Tampoco puede ignorarse el efecto que esta situación tiene sobre la inversión renovable.

La combinación de precios negativos en determinadas horas, incertidumbre regulatoria, vertidos y mayores costes asociados a la operación del sistema dificulta la rentabilidad esperada de muchos proyectos.

Y eso ocurre precisamente en un momento en el que España necesita seguir incorporando generación renovable para cumplir sus objetivos energéticos y de descarbonización.

El problema no es únicamente la volatilidad. También empieza a ser evidente que el crecimiento de la generación renovable no está avanzando acompasado con el desarrollo de otros elementos fundamentales para el sistema.

El almacenamiento, la demanda flexible, las interconexiones o determinados refuerzos de red siguen evolucionando a un ritmo insuficiente para integrar toda la nueva capacidad renovable prevista.

Mientras eso no ocurra, seguirán produciéndose vertidos, tensiones operativas y episodios de precios extremos que afectan tanto a productores como a consumidores.

Porque la transición energética no es el problema, sino el camino imprescindible. El verdadero reto está en adaptar el sistema a la velocidad y complejidad de ese cambio. Y posponer ese ajuste no elimina las tensiones: solo las traslada —y las amplifica— en el tiempo.

En este contexto, revisar cómo se trasladan ciertos costes al sistema y adaptar la regulación a la nueva realidad energética no debería entenderse como una excepción, sino como una necesidad.

Del mismo modo que el mercado eléctrico ha cambiado radicalmente en los últimos años, también tendrán que evolucionar los mecanismos que permitan sostenerlo.

*** Jorge Gostanza Fernández es el director de Backoffice de Contigo Energía, comercializadora de energía 100% renovable y compañía de servicios eléctricos.