Entender la factura de la luz es un quebradero para muchos, por no decir para la mayoría. Fundamentalmente, está formada por dos grandes conceptos: un coste fijo por disponer de electricidad, que se paga por cada kW de potencia contratada, y, por otro lado, el coste de la electricidad consumida en los diferentes tramos horarios que tenga nuestra tarifa. A esto hay que añadirle impuestos, alquiler del contador y otros servicios. Dentro de estos últimos se encuadran los llamados servicios de ajuste, que sirven para garantizar el equilibrio constante entre la energía que se necesita (la demanda) y la que se produce (la generación), es decir, mantienen estable la red eléctrica evitando situaciones críticas.
Estamos acostumbrados a leer que el recibo eléctrico aumenta como consecuencia del alza de precios en el mercado mayorista ('pool' en la jerga') o debido a la recuperación de los impuestos, como ha sido el caso en 2025 tras más de dos años con una fiscalidad de la luz rebajada para paliar los efectos de la crisis energética. Sin embargo, los mencionados servicios de ajuste van cada vez más en aumento y es un componente que pasa desapercibido para los hogares. ¿Y por qué están creciendo? Esta situación responde a un cambio estructural asociado a la transformación en el 'mix' de generación eléctrico en España, dominado ahora por las renovables (56% de la producción total en 2024). En esta línea, desde el sector indican que la intermitencia inherente a la producción renovable, sumada a la diversificación de sus ubicaciones y las restricciones propias de la red eléctrica, conlleva un aumento en los costes de los servicios de ajuste necesarios para asegurar la estabilidad de la red eléctrica.
Como se suele decir, nunca llueve a gusto de todos y es algo que resulta paradójico, porque mientras más renovables y más barata la energía, más servicios de ajuste y más caros. Estos costes repercuten de manera directa en la factura de la luz. En abril del año pasado se produjo algo insólito, con un coste de las restricciones de 15,39 euros megavatio hora (MWh), frente a los 14,26 euros/MWh del 'pool' diario. Nunca antes habían superado en un mes la media del mercado mayorista. Además, desde 2019 no han parado de subir y el curso pasado cerraron en una media de 11,86 euros/MWh, el equivalente al 19% del precio del 'pool' del año pasado y lo que supone casi nueve veces más que hace un lustro (ver gráfico), según los datos de la plataforma Esios de Red Eléctrica.
Tras el cierre del 'pool', los costes de los mercados de ajuste se distribuyen de manera equitativa entre todos los consumidores, basándose en el volumen de energía que cada uno consume. Históricamente, cuando los precios de la energía rondaban los 50 euros/MWh y los del mercado de ajuste se situaban en 2-3 euros/MWh, este coste adicional no representaba un problema significativo para el consumidor. Sin embargo, bajo este nuevo escenario, el sector considera que los costes de ajuste se convertirán en una porción considerable de la factura eléctrica y que, por tanto, es necesario explorar alternativas para mitigar el impacto sobre las facturas.
Otro caso muy típico por el que suben estos costes es cuando hay energía renovable suficiente en la zona pero se tiene que arrancar alguna central térmica para poder responder ante fluctuaciones o picos por un aumento de consumo que no puedan atender las plantas renovables por depender de la meteorología. En este caso, más que ampliar las redes eléctricas, lo que sería necesario, en opinión del sector, es aumentar las baterías y el almacenamiento en esa zona
¿Qué opciones hay para suavizar el golpe?
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha planteado la posibilidad de cambiar el modo en que se sufragan. A día de hoy, el coste de la mayor parte de los conceptos relativos a servicios de ajuste se financia a través de la demanda, mediante componentes repercutidos a cada sujeto en proporción a su consumo final. El propio regulador señala que esta forma de financiación de los servicios es particular del sistema eléctrico español, ya que en la mayor parte de los países europeos los costes asociados a servicios de ajuste se financian a través de los peajes de acceso a la red.
Asimismo, el incremento de este concepto también deja a las comercializadoras con poco margen para establecer las coberturas financieras y fijar dicho coste. En este sentido, si las comercializadoras carecen de medios efectivos para protegerse de estos costes, acabarán trasladando la inestabilidad a los consumidores y se verán obligadas a incorporar una prima de riesgo tan elevada que neutralice la ventaja del bajo coste de la energía renovable en España. Competencia también es consciente de esta problemática y advierte de un incremento del riesgo soportado por las comercializadoras que ofertan un precio fijo a sus clientes, ya que asumen la elevada variabilidad del coste de los servicios de ajuste.
"Los clientes quieren que las comercializadoras les protejamos de la volatilidad del mercado, ofreciendo precios de electricidad estables y competitivos. En los próximos años, no solo se pagará por la generación de electricidad, sino también por garantizar y flexibilizar esa generación. Contamos con herramientas para proteger a nuestros clientes de la volatilidad de los precios de la electricidad, pero ahora también es necesario disponer de herramientas para el coste de garantizar y flexibilizar la generación. En este sentido, valoramos que la CNMC esté explorando métodos más estables para repercutir el pago de los mercados de ajuste y confiamos en que los futuros mecanismos de subastas de renovables y capacidad sigan la misma línea", señala a este medio el director de Regulación e Innovación de Feníe Energía, Javier Bescós.
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