España ha logrado que cada euro que sube el gas apenas mueva 0,089 euros el precio de la luz. Es la mitad que hace tres años. Pero mientras celebramos, abril de 2025 desperdició 2,3 TWh de energía renovable por falta de flexibilidad. Algo chirría.
El contraste lo ha puesto negro sobre blanco el centro de investigación energética CREA. Su análisis, basado en el paper ‘EU countries with cleanest energy mix will save 58% more on bills than counterparts still hooked on fossil fuels’, revela que la sensibilidad del mercado ibérico a las variaciones del gas se ha reducido un 53% entre 2022 y 2025. En la práctica, si el precio del gas sube un euro por megavatio hora, la electricidad mayorista solo se encarece 0,089 euros. Es una de las respuestas más robustas de toda la Unión Europea.
El dato es especialmente valioso porque la sacudida geopolítica no ha cesado. A finales de febrero de 2026, los ataques conjuntos de Israel y Estados Unidos sobre Irán llegaron a disparar el índice TTF del gas europeo un 68% en apenas dos días, hasta los 52,8 €/MWh. Sin embargo, el sobresalto no se ha trasladado con la misma violencia al recibo de la luz. La UE afronta este nuevo envite con un colchón de renovables que no existía durante la crisis de 2022. En 2025, la participación de tecnologías limpias en la generación eléctrica europea había crecido un 14% respecto a aquel año negro, diluyendo el poder del gas sobre los precios.
El despegue de las renovables y la menor sensibilidad al gas
España y Portugal han protagonizado uno de los desacoplamientos más pronunciados de Europa. Dentro del mercado ibérico MIBEL, la cuota de energías limpias escaló un 21% entre 2022 y 2025, impulsada sobre todo por la fotovoltaica. La generación solar ha aumentado un 74% en ese período y ya aporta cerca del 20% de toda la electricidad producida, prácticamente la misma proporción que el gas. Esa nueva realidad desploma la influencia del fósil: si en 2022 cada euro de subida del gas empujaba el precio mayorista en 0,189 €/MWh, en 2025 el traslado es solo de 0,089 €/MWh. Una rebaja que se traduce en miles de millones de ahorro para hogares y empresas.
El mérito es innegable. Pero hay una rendija que empieza a ser una grieta. El sistema ha construido mucha capacidad de generación limpia, pero la misma velocidad de despliegue ha dejado al descubierto limitaciones profundas en la red y en los mecanismos de flexibilidad. Los números de abril de 2025, recopilados por APPA Renovables, son un aviso serio.
El desperdicio renovable: 2,3 TWh perdidos en un solo mes
Entre el Programa Base de Funcionamiento y el Programa Horario Final, el sistema dejó de integrar alrededor de 2,3 TWh de generación renovable que habían sido programados inicialmente. Una cifra que merece un paréntesis: 2,3 TWh es más de lo que consume Extremadura en dos meses. O lo mismo que producen todas las calderas de gas de un millón de hogares durante un año entero. La energía no voló; simplemente nunca llegó a entrar porque la red dijo basta.
El desglose por tecnologías muestra que no es solo un problema de la eólica o de la termosolar. La solar termoeléctrica vio cómo un 33,2% de su energía prevista quedó fuera del horario final. En la eólica, el 22,3% se esfumó; en la hidráulica, UGH, el 14,7%; y en la fotovoltaica, un 13,5%. La mayoría de esa electricidad programada se perdió por restricciones técnicas vinculadas a congestiones de red, saturación de nudos y falta de capacidad de almacenamiento o de respuesta del lado de la demanda.
El dato es contundente porque refleja un cambio de fase en la transición. Ya no se trata solo de instalar más megavatios. El sistema ha empezado a toparse con un muro de flexibilidad que amenaza con convertir el excedente renovable en un desperdicio crónico.
El cuello de botella de la transición: inversión en redes o fracaso energético
Aquí está la paradoja que nadie debería aplaudir a ciegas. España ha hecho un buen trabajo bajando su sensibilidad al gas, pero está empezando a quemar energía limpia en el vertedero de la ineficiencia. El enemigo ya no es solo el precio del Brent o del TTF; ahora también está en casa: una red que no fue diseñada para este volumen de generación distribuida e intermitente.
Creo que es un error celebrar el 53% de desacoplamiento sin poner al lado los 2,3 TWh que se tiraron. Porque detrás del desperdicio hay facturas más altas (alguien paga la diferencia), peor calidad del suministro y, sobre todo, un freno al despliegue de nueva potencia renovable que ya está empezando a encontrarse con precios canibalizados y menores rentabilidades. Si el sistema no puede digerir lo que ya tiene, cada nuevo parque solar adicional se enfrentará a un mercado mayorista que a las horas centrales del día vale cero o negativo. Inversores e industriales lo están mirando.
La solución no es nueva, pero exige voluntad política y dinero. Las líneas de alta tensión entre comunidades autónomas llevan años de retraso. Los proyectos de bombeo y baterías a gran escala se eternizan en trámites. Y el lado de la demanda, incluyendo los grandes consumidores industriales que podrían ajustar sus procesos al sol y al viento, apenas está incentivado. La transición energética necesita músculo de red, y sin él el milagro renovable se queda a medias.
El verano de 2026 se acerca y con él las horas punta solares. Si la situación de la red no ha cambiado, volveremos a ver vertidos récord y más titulares contradictorios. 2,3 TWh en abril fueron solo un aviso. La cuestión ahora es si se invertirá lo suficiente en flexibilidad antes de que el coste de oportunidad se vuelva insostenible.
