España registró un precio máximo de la electricidad en 2024 de 193 euros el megavatio hora. Fue en noviembre. En 2025, ha habido picos de 240 euros en febrero, antes del apagón de abril, y en octubre de 230 euros. Todo ello con precios mínimos muy superiores, de hasta –15 euros MWh. Las fluctuaciones del coste de la luz han dejado los precios medios del pool eléctrico en 63 euros el megavatio hora (MWh) en los nueve primeros meses del año, lo que supone un incremento interanual del 21%.

A esta cantidad hay que sumar, de media, otros 17 euros de costes por servicios auxiliares derivados de la denominada «operación reforzada» aprobada por el operador del sistema (Red Eléctrica de España) desde el apagón del 28 de abril. El precio medio de la electricidad es de 80 euros el MWh de enero a septiembre.

El incremento de los precios de la luz está ligado no sólo al operativo reforzado aplicado por el gestor de REE desde el apagón, sino también a la recuperación de todos los impuestos que fueron suspendidos o reducidos debido a la crisis energética derivada de la invasión rusa a Ucrania.

El pasado mes de enero finalizó la medida que mantenía un IVA reducido del 10% para los contratos de hasta 10 kilovatios. Desde entonces, todos los consumidores, independientemente de su potencia contratada, pagan el 21% por la luz. Además, el Impuesto Especial sobre Electricidad (IEE) desde el 0,5% al ​​que se redujo en 2023, al actual 5,11%y el Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica (IVPEE), que también está de vuelta en el 7% tras su suspensión en 2021.

La suma ha resultado en diluir la ventaja que habían obtenido los sectores con un alto consumo de energía eléctrica respecto a sus competidores más directos en la Unión Europea, donde el precio medio de la electricidad era superior a los 80 euros MWh. «Uno tiene que actuar sobre los precios de la energía Si no queremos perder inversiones en el primera industria exportadora de España, que emplea a 240.000 personas de forma directa, el 7,3% del empleo asalariado, y casi un millón a través del empleo indirecto e inducido», explica a LA RAZÓN. Juan Antonio Labatdirector general de la patronal Industria Química Española (Feique).

La situación es preocupante para la química básica, base de toda la industria, ya que abastece el 98% de la misma, y ​​que aglutina a las grandes plantas. La industria química básica acumulará una caída del 8,9% desde 2020, frente al crecimiento del 16,5% esperado para el conjunto del sector. El descenso es especialmente crítico a partir de 2022 por el fuerte incremento de los costes energéticos, un 40% en el caso de la electricidad desde 2019, multiplicándose por dos en el caso del gas. El impacto sobre el empleo de la subida de la energía es automático: de enero a septiembre de 2025, el La química básica ha perdido el 3% de los puestos. trabajadores cualificados con una retribución media de 45.000 euros brutos.

Las industrias química y de automoción, las segundas más potentes de la UE después de Alemania, creen que la creciente capacidad renovable de España es capaz de ofrecer precios incluso por debajo de los 40 euros MWh. Sin embargo, el 28-A ha propiciado una estrategia que bloquea las renovables para asegurar el servicio. Ante la parálisis del Gobierno ante la subida de los precios de la electricidad y sin conocer la fecha en la que REE retirará su operación reforzada, Las eléctricas proponen una batería de medidasalgunos de ellos fáciles de implementar, según aseguró a este diario el director de regulación de la patronal eléctrica. Aelec, Marta Castro.

Más reactivo, más renovable

Para empezar, en España falta energía reactiva, que no se consume pero es necesaria para mantener la tensión estable. En este control participan los generadores –convencionales y renovables– de acuerdo con las órdenes de REE. Pero, además, el operador puede utilizar sus propias herramientas para estabilizar la red: reactores, Statcom, compensadores síncronos o desconexión de líneas. Sin embargo, estas infraestructuras aún son insuficientes en España. De hecho, de los seis Statcom previstos en el planeamiento eléctrico, sólo dos estaban en servicio en la 28-A. Italia, por ejemplo, tiene el doble de potencia que estos convertidores de fuentes de voltaje. Los Statcoms son soluciones electrónicas capaces de generar o absorber energía reactiva de forma ultrarrápida. Al inyectar potencia reactiva a la red, la tensión en el punto de conexión puede aumentar. De manera similar, al absorber potencia reactiva, se puede reducir el voltaje. Esta capacidad es crucial en caso de perturbaciones en el sistema.

Para mitigar también la importante disminución tanto de la inercia del sistema (asociada a la frecuencia) como de su potencia de cortocircuito (asociada a la tensión) debido a la entrada de mayor electricidad renovable, España necesita acelerar la instalación de compensadores síncronos que ajusten la tensión de forma estable, suave y continua sin introducir «armónicos» que puedan provocar distorsiones y sobrecalentamientos.

En Italia hay 16 compensadores síncronos en funcionamiento y continúa ampliando su red. España acaba de aprobar en julio la instalación de ocho compensadores en la Península; otros dos en Canarias, en La Palma y Lanzarote, que complementan los ya previstos en Gran Canaria y Tenerife; y se adelanta la ejecución de otro en Mallorca. Los compensadores síncronos son máquinas grandes y costosas, que cuestan más de 70 millones de euros.

Además, hay medidas de rápida aplicación que permitirían dar más seguridad al sistema para volver a impulsar la generación verde que abarata la electricidad. Uno de ellos es acelerar la entrada de las renovables en el control dinámico de tensión que, en muchos casos, no requiere inversión adicional, simplemente habilitando las funciones ya disponibles en los inversores.

Y, aunque se están dando pasos en esta dirección, «el sistema seguirá funcionando como hasta ahora durante gran parte de 2026», advierte Castro.

Otra receta es volver al estándar de voltaje europeo de 420 kilovoltios. En España las tensiones han ido aumentando año tras año. Ante esta realidad, la solución de REE fue considerar «normal» hasta 435 kilovoltios, cuando el estándar europeo es 420 kV. En la práctica, esto supone elevar el umbral de normalidad en lugar de reducir tensiones e implica que, mientras en Europa las plantas se desconectan automáticamente si la tensión supera los 440 kV (con un margen de operación de 20 kV), en España el margen sería de sólo 5 kV, un rango tan pequeño que cualquier desviación puede provocar desconexiones masivas.

Y luego están las medidas fiscales. Lo más fácil de quitar y algo que la Comisión Europea insta: electricidad limpia de cargas que no le corresponden, como la financiación de la política energética.

Por ello, la industria ya reclama la desaparición del Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica, creado precisamente en 2012 para cubrir un déficit tarifario que desaparecerá a finales de 2027 y que convierte a nuestro país en el único de la UE que mantiene un impuesto a la generación.

También reducir el Impuesto Especial sobre la Electricidad al 0,5% para la industria -frente al 5,11% general- e incorporar la mayor parte de los servicios de ajuste a los peajes. Estos servicios añadieron apenas 4 euros por MWh al precio de mercado, pero iniciaron una escalada progresiva hasta alcanzar en 2024 una media de 12 euros/MWh, y este año acabarán por encima de los 17 euros/MWh debido a la operación reforzada de REE tras el apagón.

Feique propone trasladar, al menos, el coste de las restricciones técnicas, como hacen el resto de países de la UE, a los peajes (un coste regulado que pagan todos los consumidores para financiar la retribución del transporte y la distribución) y aplicar una reducción estructural y permanente del 80% de los peajes para las empresas electrointensivas. El objetivo: transmitir certeza sobre los precios competitivos de la energía. «Estamos hablando de inversiones millonarias a lo largo de 40 años que necesitan estabilidad», recuerda Labat.