Las renovables todavía no abaratan la factura (y podrían hacerlo)

Cuando se habla de transición energética, solemos medir en megavatios mediante la potencia que aportan los distintos vectores energéticos. Pero ese enfoque no dice cuánta electricidad ni cuánta energía se puede producir. La producción fotovoltaica y la eólica dependen de condiciones que no siempre coinciden con las horas de mayor demanda. El interrogante es cómo guardar la energía cuando sobra y cómo hacerla llegar, en el momento necesario, allí donde se necesita.

La energía pesa cada vez más en los costes de las empresas y en los gastos de las familias. Hay que lograr que la abundancia renovable se traduzca en una electricidad más asequible, reducir la fuerte dependencia de variables geopolíticas que condicionan su precio y explicar mejor cómo se forma ese precio y cómo sus componentes acaban en la factura.

Solo en el primer trimestre de 2026 se registraron cerca de 400 horas con precios negativos en el mercado eléctrico, casi tantas como en todo 2025. En ciertos momentos, la producción renovable fue tan abundante que el precio mayorista cayó por debajo de cero. Eso no significa que la electricidad sea gratuita, solo que en esos intervalos esa energía no tiene demanda. Producción y demanda no encajan de manera automática.

El dato importa porque instalar más placas, aerogeneradores y capacidad hidráulica no garantiza que se pueda aprovechar toda su producción. Puede faltar demanda en las horas de mayor generación, o puede que la red no tenga capacidad para evacuar la electricidad hasta donde hace falta. La seguridad y la estabilidad de la red también imponen límites, como quedó de manifiesto en el apagón de abril de 2025.

La respuesta necesita varias acciones. La primera es ampliar y modernizar la red, con líneas, subestaciones y nodos de conexión suficientes, planificados con tiempo, y aprovechar mejor la energía que se produce cerca. Decidir dónde reforzar la red no es solo una cuestión técnica: es decidir qué actividades y qué territorios tendrán prioridad.

La segunda es almacenar. Las baterías absorben la electricidad cuando hay excedente y la devuelven con rapidez, cubriendo déficits de pocas horas. El bombeo hidráulico, con dos depósitos a distinta altura, almacena a mayor escala y puede suministrar durante intervalos más largos, de hasta diez horas, aunque necesita emplazamientos adecuados, grandes inversiones y plazos largos. No son soluciones intercambiables, sino complementarias. Para desplegarlas hace falta una planificación con objetivos que dé estabilidad a las inversiones y asegure la cobertura de todos los picos de demanda, 24 horas al día, todo el año, sin recurrir al gas de los ciclos combinados, que emite CO2 y encarece la electricidad. En muchos países, los ciclos combinados ya se programan solo como respaldo ante un posible apagón.

La tercera es reorganizar la demanda. Algunos procesos industriales, la recarga de vehículos, la climatización de edificios y ciertos usos digitales pueden trasladarse a las horas en que sobra electricidad. Así se suaviza la curva y se evitan picos que obliguen a sobredimensionar la capacidad de producción. Si esa flexibilidad reduce costes al sistema, debe recibir una señal económica clara: tarifas, contratos y mecanismos que paguen el servicio y protejan a quienes no pueden cambiar sus horarios.

La flexibilidad tampoco puede servir para trasladar riesgos al usuario u obligar a una empresa a detener un proceso esencial sin compensación. Hay consumos que pueden interrumpirse y otros que no. La regulación debe partir de esas diferencias, que también condicionan las inversiones en producción y almacenamiento. Una red flexible y eficiente permite ahorros significativos en capacidad. Pero la promesa de flexibilidad vale poco si no se demuestra cuándo se reduce la potencia, durante cuánto tiempo, con qué efecto sobre la red y a qué coste frente a otras opciones.

El debate económico también trata de cómo se reparten costes y beneficios. Si se refuerza una línea para conectar la nueva generación y después sirve a hogares, industria y transporte, su utilidad es amplia. Si una obra atiende una demanda concreta, habrá que analizar quién la paga y quién asume el riesgo si el proyecto no se materializa. No puede darse por supuesto que todos los costes recaigan siempre sobre el conjunto de los consumidores. Del mismo modo, baterías y bombeo solo serán viables si el mercado reconoce los servicios que prestan, y no solo los kilovatios hora que compran y venden.

Un sistema cada vez más renovable tendrá horas en que sobre electricidad y otras en que falte. Para cubrir esos huecos se necesita generación activable, almacenamiento, interconexiones con otros países o, en algunos momentos, reducir el consumo. El reto es combinar estas opciones con criterio y comparar su coste a largo plazo. Si levantamos parques solares sin red para evacuar su energía, esa producción queda aislada. Si instalamos baterías sin ingresos estables, será difícil atraer inversiones. Y si ampliamos infraestructuras sin un plan que las coordine, el sistema acabará siendo más caro para todos. La coordinación no es un detalle técnico que se añade al final, es una condición económica para que la transición funcione.

Disponer de electricidad limpia en abundancia puede reducir el precio de la energía y nuestra dependencia de los combustibles importados. Pero para que ese efecto llegue a la economía, la electricidad debe estar disponible cuando y donde se necesita. Eso exige reglas estables y una planificación que contemple a la vez generación, almacenamiento, redes, estabilidad y consumo. Está bien celebrar cada nuevo megavatio instalado, pero la pregunta decisiva es otra: ¿qué hace falta para que esa energía genere valor real? Las numerosas horas con precio negativo revelan una planificación insuficiente del sistema eléctrico. Su coste acabamos pagándolo entre todos los usuarios, cuando deberíamos ser los beneficiarios de un despliegue armónico de la transición energética.