El informe analiza la influencia de los generadores eléctricos de carbón y gas en los precios mayoristas de la electricidad en España, en comparación con los otros cuatro principales países productores de energía proveniente del gas (Reino Unido, Alemania, Italia y Países Bajos) durante el primer semestre de 2025 y 2019. Y la conclusión es una muy concreta: el fuerte crecimiento de la energía eólica y solar en España ha reducido en un 75% la influencia del gas y el carbón en los precios de la electricidad desde 2019. España -sostienen los autores de este informe- se ha convertido así en uno de los mercados eléctricos más baratos de Europa. El estudio de Ember revela que la caída de la influencia de los combustibles fósiles en nuestro país ha sido mucho más rápida que en otros países que dependen del gas, como Alemania o Italia, donde la influencia del metano en el precio final de la electricidad apenas descendió un 12% y un 13% respectivamente en las horas en las que el precio de la electricidad estaba ligado al coste del gas. Según el doctor Chris Rosslowe, analista senior en Ember, España ha conseguido romper "el vínculo nefasto entre los precios de la electricidad y la volatilidad de los combustibles fósiles, algo que sus vecinos europeos ansían conseguir”.
En los mercados eléctricos europeos, el generador más caro en funcionamiento –normalmente de gas o de carbón– fija el precio mayorista de la electricidad por hora, y a medida que aumenta la participación de las renovables más baratas, los combustibles fósiles determinan el precio con menor frecuencia.
Pues bien, el análisis de Ember revela que en la primera mitad de 2025 los generadores fósiles influyeron en el precio de la electricidad en España solo en el 19% de las horas, la cifra más baja entre los cinco países europeos con las mayores flotas de gas. Como consecuencia, el precio mayorista de la electricidad en España fue un 32% inferior a la media de la UE, lo que supone "un cambio radical respecto a 2019, cuando España se encontraba entre los países con la electricidad más cara de Europa, con generadores fósiles que fijaban el precio en el 75% de las horas del primer semestre del año".
El giro se ha debido al fuerte crecimiento de las energías renovables: la eólica y la solar han cubierto casi la mitad de la demanda eléctrica del país en el primer semestre de 2025 (46%), frente al 27% en el mismo periodo de 2019. En contraste, la generación fósil apenas representó un 20% de la demanda eléctrica en España, muy por debajo de Alemania (41%) e Italia (43%).
Según Ember, gracias al fuerte crecimiento de la energía solar y eólica, el desplazamiento de los combustibles fósiles ya se produce en España, normalmente en las horas centrales del día, cuando la generación solar alcanza su máximo, o durante la noche, cuando sopla el viento.
Los datos de Ember
«En la primera mitad de 2019, los precios de la electricidad en España reflejaban el coste de la generación fósil en el 75% de las horas; ese porcentaje cayó al 19% en el mismo periodo de 2025. Como resultado, el precio medio por hora de la electricidad en España en la primera mitad de 2025 (62 €/MWh) fue inferior al coste de la generación de electricidad con gas, que fue de una media de 111 €/MWh durante el mismo periodo, con un rango de entre 87 y 148 €/MWh.
Entre diciembre de 2019 y junio de 2025, España duplicó su capacidad eólica y solar, añadiendo más de 40 GW, más que cualquier otro país de la UE excepto Alemania, cuyo mercado eléctrico es el doble de grande
Agosto de 2025 ha sido el primer mes en la historia reciente de España sin generación eléctrica a carbón. Un cambio notable: diez años atrás, en agosto de 2015, el carbón representaba una cuarta parte de la energía del país. La generación de energía a gas en España ha ido disminuyendo desde 2022, representando el 19% de la demanda nacional en la primera mitad de 2025, frente al 26% en el mismo período de 2019»
Una dependencia costosa del gas para estabilizar la red
Pese a los avances de España para desligar los precios de la electricidad del gas, el informe advierte que la creciente dependencia de la energía del gas para la estabilización de la red tras el apagón ibérico de abril de 2025 ha tenido un alto coste, lo que pone de relieve la necesidad de invertir en flexibilidad limpia, como baterías e interconexiones.
El uso de gas para servicios de la red se ha duplicado en mayo de 2025 respecto al mismo mes del año anterior y ha sido responsable del 57% del precio final de la electricidad ese mes, frente al 14% de un año antes. Como consecuencia, los vertimientos de energías renovables -apuntan desde Ember- se han triplicado desde el apagón, pasando del 1,8% en los dos últimos años al 7,2% durante mayo-julio de 2025.
“España corre el riesgo de volver a caer en una dependencia costosa del gas en medio de los temores tras el apagón”, advierte el doctor Rosslowe. “Impulsar las redes y las baterías ayudará a España a liberarse definitivamente de la dependencia de los combustibles fósiles”.
La nueva manera de operar de REE, tras el apagón, según Ember
«El aumento de la restricción de las energías renovables desperdicia electricidad barata, pero es el aumento de la energía de gas lo que desempeña un papel más importante en el aumento de los costes. El uso de turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT) para los servicios de la red aumentó de 7,8 teravatios hora en 2021 a 13,7 TWh en 2024. El parque de CCGT de España desempeña un papel mucho más importante en el equilibrio de la red que en la generación de electricidad. Entre 2021 y 2024, las CCGT proporcionaron solo el 25% de la generación eléctrica de España, pero el 75% de sus necesidades de equilibrio.
La fuerte dependencia de la red española del gas para la estabilidad de la red es aún más evidente desde el apagón. En mayo, el uso de gas en los mercados de restricciones técnicas se disparó hasta los 2.400 gigavatios hora (GWh), el doble que en mayo de 2024.
En el año anterior al apagón, el precio medio de estos mercados fue de cinco euros el megavatio hora (5 €/MWh) y supuso el 14% del precio final de la electricidad. Sin embargo, en mayo de 2025, el precio medio subió a 24 €/MWh, lo que supuso el 57% del precio final de la electricidad, ya que los precios mayoristas de la electricidad solo alcanzaron una media de 17 €/MWh. Estos aumentos en los volúmenes y los precios provocaron que el coste de las medidas de equilibrio de la red se duplicara en mayo de 2025 en comparación con el mismo mes del año anterior»
España -destaca el informe- se encuentra rezagada respecto de sus pares europeos en materia de redes y almacenamiento en baterías. Aunque es el cuarto mercado eléctrico más grande de Europa, solo cuenta -concretan los autores del informe- con la décima tercera flota de almacenamiento en baterías (120 MW), "lo que resulta notablemente pequeño si se tiene en cuenta que España es el cuarto mercado eléctrico más grande, con la quinta mayor penetración de energía eólica y solar, y también uno de los sistemas menos bien conectados del continente".
Ember vislumbra una ventana de oportunidad: "las reformas posteriores al apagón -sostienen los autores del estudio- buscan revertir esta situación".
El premio es goloso: el auge de la energía eólica y solar -explican en Ember- ha reducido la dependencia de España de las importaciones de combustibles fósiles. En los últimos cinco años (2020-2024), España ha recortado su factura de importaciones en el sector eléctrico más que cualquier otro país de la UE.
Las nuevas plantas solares y eólicas añadidas en España durante este período han evitado -estiman en Ember- la importación de 26.000 millones de metros cúbicos de gas, "lo que habría costado 13.500 millones de euros, casi cinco veces lo que España invirtió en su red de transporte en esos años".
Soluciones
Existen alternativas limpias al gas para abordar los problemas de la red española y ayudar a integrar las energías renovables. Y la inversión en esas alternativas limpias puede reducir la presencia, y la influencia, del gas en el sistema eléctrico y en los precios. El problema -apuntan desde Ember- es que "la inversión en estas soluciones ha sido notablemente lenta en España".
Durante los cinco años comprendidos entre 2019 y 2024, España ha tenido el gasto en redes más bajo de Europa, "invirtiendo 30 céntimos en redes por cada euro en energías renovables, frente a la media europea de 70 céntimos, según Bloomberg".
Ember concreta: 2.900 millones de euros de inversión en la red de transporte durante el quinquenio 2020-2024, según los informes anuales de REE 2020, 2021, 2022, 2023 y 2024 (REE es el operador y transportista único del sistema eléctrico nacional).
El desarrollo de "tecnologías de rápida implementación que mejoran la capacidad de la red existente" también ha sido lento, se queja Ember, que pone un ejemplo comparativo.
«La red peninsular española no cuenta con compensadores síncronos operativos, dispositivos que pueden proporcionar control dinámico de tensión e inercia sin combustibles fósiles. Por el contrario, la red británica opera al menos 12 dispositivos de este tipo, a pesar de tener una menor proporción de energía eólica y solar en la combinación de generación (35% frente al 43% de España en 2024)»
Por último, Ember valora positivamente las propuestas lanzadas desde el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico tras el apagón (como respuesta inmediata al apagón, el Gobierno español anunció un paquete de reformas destinadas a [1] mejorar el control de la red, [2] incrementar las exigencias de transparencia para con las distribuidoras y [3] avanzar en las soluciones de flexibilidad limpia.
"Aunque el paquete fue rechazado inicialmente en el Parlamento por motivos políticos -dice Ember-, las mismas reformas se están llevando a cabo por otros medios. Además, a los pocos días del apagón se aprobaron unos cambios normativos muy esperados, que permiten a las energías renovables participar en el control del voltaje. La rapidez y el contenido de esta respuesta demuestran -concluye el informe- que las energías renovables, respaldadas por la flexibilidad limpia, siguen siendo la opción estratégica para España".
