España se enfrenta a una paradoja energética que desafía los dogmas de la transición verde promovida por el gobierno. El nuevo informe del Centro Peter Huber de la Universidad de Las Hespérides, titulado ¿Vamos realmente hacia una electricidad más barata?, revela que la política basada en el Coste Nivelado de la Electricidad (LCOE) —el indicador estrella del gobierno para justificar la expansión de renovables— ha traído como resultado un sistema más caro, más frágil y menos fiable de lo prometido.
Los datos son contundentes. Entre 2010 y 2024, la participación de la energía renovable en el mix eléctrico español pasó del 35 % al 59 %, tras experimentar un crecimiento vertiginoso de casi 29.000 MW en la potencia solar y más de 11.000 MW en la eólica. Subastas recientes llegaron a adjudicar 3.000 MW solares a apenas 24 €/MWh o 2.000 MW eólicos a 25 €/MWh, cifras que en apariencia suponían un notable abaratamiento en los costes de tecnologías como el carbón o la nuclear.
Sin embargo, este aparente "éxito" no se tradujo en tarifas más bajas para el consumidor. Según la agencia estadística oficial europea, Eurostat, entre los años 2007 y 2018 el precio minorista de la electricidad en los hogares españoles subió un 67 %, mientras la cuota de solar y eólica escalaba del 9 % al 23 %. Hoy, pese a que las renovables copan más de la mitad de la generación, las facturas siguen encareciéndose y no muestran signo alguno de abaratarse.
El informe identifica el talón de Aquiles: el LCOE, un indicador que ignora los costes de integración, respaldo y estabilidad. Las tecnologías intermitentes, como el sol y el viento, requieren servicios de ajuste y potencia firme para garantizar el suministro, costes que no aparecen en los titulares - pero que pagan en última instancia los consumidores.
El ejemplo más dramático fue indudablemente el Gran Apagón del 28 de abril de 2025, cuando un fallo masivo dejó a España "a oscuras". Desde entonces, el coste de las llamadas "restricciones técnicas" (ajustes para mantener la red estable) se ha disparado: de 197 millones de euros en abril se saltó a 405 millones en mayo, y en los ocho primeros meses de 2025 el gasto ya supera los 1.500 millones, es decir, unos 6 millones de euros al día.
La consecuencia es paradójica: en pleno boom de las renovables, Red Eléctrica se ve obligada a expulsar energía solar y eólica del mercado para así garantizar la estabilidad de la red, dando entrada a ciclos combinados de gas y otras fuentes. Solamente en el mes de julio, el porcentaje de energía renovable no integrado por estas restricciones (curtailment) alcanzó el 11 %, y el pasado mes de agosto, el recorte fue un 250 % superior al aplicado el año anterior - pese a que la producción renovable era la misma.
Los autores del estudio, Daniel Fernández Méndez y Manuel Fernández Ordóñez, proponen reemplazar el LCOE como brújula de la política energética por métricas que reflejen el Coste Total del Sistema (TSC), que sume inversión, operación, respaldo, almacenamiento y red. Países como Suecia, Noruega o Canadá ya integran estos criterios, incluso justificando inversiones en tecnologías de mayor coste unitario —como nuclear o gas con captura de CO₂— cuando reducen el coste global del sistema. La lección es clara: no importa solo cuánto cuesta producir un megavatio hora, sino cuánto cuesta que ese megavatio llegue cuando y donde se necesita.
Para una España que aspira a liderar la descarbonización, el informe de la Universidad de Las Hespérides supone un jarro de agua fría. Las cifras desnudan un modelo que premia la apariencia de barato a costa de fiabilidad, y que termina socializando costes ocultos que encarecen la luz. El mercado necesita menos dirigismo, más competencia real y un marco que valore la capacidad firme y la flexibilidad, en lugar de seguir apostando por una métrica que, como advierten los autores, puede resultar tan engañosa como peligrosa para la seguridad energética y el bolsillo de los hogares.