¿Y si el verdadero problema de la luz en este último mes de 2025 no fuera solo el precio del POOL, sino todo lo que se está moviendo por debajo para 2026?
Este cierre de año llega con tres ideas que lo condicionan todo:
- Por un lado, un 2025 con precios mayoristas más moderados y muchos momentos de luz barata o incluso a cero.
- Por otro, un sistema eléctrico tensionado tras el apagón del 28 de abril, con servicios de ajuste y costes operativos disparados.
- Como telón de fondo, un 2026 en el que coinciden la subida propuesta de los peajes del 𝟰,𝟭 % a partir del 1 de enero, el mantenimiento del calendario de cierre nuclear y unas redes de transporte y distribución que ya están saturadas en más de un 80 % de sus nudos.
Con este escenario, la pregunta deja de ser «¿cuánto costará mañana el kilovatio hora?» y pasa a ser: ¿cómo te proteges tú de la volatilidad del sistema, de la subida regulatoria y de un posible nuevo apagón?
Lo que deja 2025: un pool más barato, una factura más compleja
Si miramos el mercado mayorista, 2025 no está siendo un año caro comparado con el shock de 2022 y 2023. El pool ha encadenado meses con precios moderados y, sobre todo, con muchas horas a 0 €/MWh o incluso en negativo cuando la eólica y la fotovoltaica se disparan. Solo hasta junio se acumularon más de 600 horas con precios cero o negativos en el mercado diario.
En noviembre, el precio medio del mercado mayorista español se ha situado en torno a 58,6 €/MWh, un 44 % menos que en noviembre del año pasado, y en niveles comparables a los de 2023. Y, sin embargo, la sensación de «luz barata» no se traduce con la misma fuerza en la factura.
Diciembre arranca, además, con señales mixtas: las primeras subastas del mes sitúan el precio medio diario del mercado español en torno a los 90 €/MWh. No es un escenario de emergencia, pero sí un recordatorio de que la volatilidad sigue muy presente.
En resumen: 2025 nos deja un pool más razonable, pero una factura cada vez más marcada por costes que el consumidor no ve en titulares.
Lo que ya está decidido para 2026: peajes al alza y redes al límite
El 1 de enero de 2026 no solo cambia el calendario: cambia la estructura regulada de la factura. La CNMC ha puesto sobre la mesa una propuesta para subir de media un 𝟰,𝟭 % los peajes de transporte y distribución, es decir, la parte que retribuye las redes y que pagan todos los consumidores, independientemente de su comercializadora.
¿Por qué? Porque la red ya va al límite:
- Los mapas de capacidad publicados este año confirman que el 83,4 % de los nudos de la red de distribución está saturado, lo que dificulta conectar nueva demanda, puntos de recarga, industria y renovables.
- El propio sector eléctrico y los informes de consultoras insisten en que, sin un salto en la inversión en redes, la electrificación y la transición energética se frenan… y con ellas la competitividad del país.
En paralelo, se discute la nueva retribución de las redes eléctricas para los próximos años, con críticas de parte de la CNMC y de las distribuidoras, que consideran insuficiente la tasa de retribución propuesta y hablan incluso de una regulación «confiscatoria». Aquí hay un conflicto claro: el sistema necesita más red, pero el regulador y las empresas no se ponen de acuerdo en cuánto y cómo pagarla.
El resultado para el consumidor es sencillo: más presión al alza sobre la parte regulada del recibo, en un contexto de mayor dependencia de la red.
El 28-A como punto de inflexión: seguridad a cualquier precio
El apagón del 28 de abril de 2025 fue el cero energético más grave en más de dos décadas en Europa: dejó sin luz a casi toda la España peninsular, Portugal y Andorra, y obligó a un arranque desde cero del sistema.
Desde entonces, nada es igual:
- Red Eléctrica ha reforzado su operación con un plan reforzado que prioriza la programación de ciclos combinados de gas y otras tecnologías síncronas para asegurar la estabilidad, incluso a costa de desplazar renovables.
- Ese refuerzo se traduce en servicios de ajuste históricamente caros: se han multiplicado respecto a niveles pre-apagón, con picos de +30–40 €/MWh en las restricciones técnicas y un fuerte impacto en el PVPC.
- Diversas estimaciones cifran en cientos de millones el sobrecoste acumulado de este modo de operación reforzada, que ya supera los 750 millones de euros según algunos análisis.
Mientras tanto, ENTSO-E y varios informes técnicos apuntan a una combinación de baja generación síncrona, debilidad de la red de transporte y problemas de control de tensión como causas de fondo del colapso. La respuesta ha sido clara: más gas, más servicios de ajuste y más prudencia… con un coste directo en la factura y en las emisiones de CO₂, que han repuntado con fuerza entre mayo y octubre.
La consecuencia para el consumidor: pagamos más por un sistema que quiere ser más seguro, pero que al mismo tiempo está más tensionado y depende más del gas.
Nuclear y planificación: el calendario sigue, la incertidumbre también
En noviembre, el Congreso de los Diputados decidió mantener el calendario de cierre nuclear al rechazar una enmienda que pretendía suprimirlo. La votación no resolvió el debate, solo lo aplazó:
- El calendario oficial sigue marcando cierres escalonados entre 2027 y 2035.
- A la vez, los grandes grupos eléctricos negocian y preparan solicitudes para prorrogar algunas centrales, como Almaraz, al menos unos años más allá de la fecha inicialmente acordada, alegando seguridad de suministro y estabilidad de precios.
Es decir: el sistema cuenta hoy con la nuclear como soporte clave de estabilidad, pero no sabe a ciencia cierta cuánto tiempo la tendrá disponible ni en qué condiciones económicas y fiscales.
Si sumamos:
- una red saturada,
- un parque renovable que crece rápido pero cada vez vierte más energía por falta de red,
- y una nuclear en debate permanente,
tenemos un sistema que necesita más flexibilidad en la demanda y más generación distribuida firme. Y ahí entra de lleno el autoconsumo con baterías y soluciones de backup.
Autoconsumo, baterías y backup: blindar tu factura y tu suministro
El autoconsumo fotovoltaico ya no es una anécdota: en 2024 España superó los 8 GW de potencia de autoconsumo instalada, con más de 1,4 GW nuevos ese año, repartidos entre industria y hogares.
Y tras el apagón del 28-A, el foco se ha desplazado:
- Las asociaciones del sector detectan un aumento del interés en autoconsumo y, sobre todo, en almacenamiento: las baterías han pasado de ser un complemento caro a ser percibidas como un «seguro de continuidad».
- En 2024 se instalaron alrededor de 327 MWh de almacenamiento asociado a autoconsumo, y en solo la primera mitad de 2025 se han añadido ~146 MWh más, con un fuerte tirón en residencial.
En este contexto, decir que «el autoconsumo es una solución» es quedarse corto. La clave está en cómo se diseña:
- Paneles solares + baterías bien dimensionadas
- Hoja de ruta lógica: cubrir parte del consumo diurno con fotovoltaica y usar la batería para aplanar las puntas de la tarde-noche.
- Bien diseñado, este esquema reduce la exposición a las horas más caras del PVPC (las tardes-noches de invierno y los picos de verano) y aprovecha las horas baratas o a cero del pool para cargar.
- Backup realista para cortes y apagones
- No se trata de desconectarse del sistema, sino de garantizar un nivel mínimo de servicio (iluminación, nevera, comunicaciones, quizá calefacción eficiente) durante unas horas.
- Eso pasa por combinar baterías, cuadros de cargas críticas y, en algunos casos, grupos electrógenos de emergencia bien integrados y con las protecciones adecuadas, especialmente en pymes e industria sensible.
- Gestión inteligente de la demanda
- Programar consumos flexibles (carga de VE, ACS, procesos industriales desplazables) hacia horas de precio bajo en el mercado, que lo puedes seguir en nuestra web https://tarifaluzelectrica.es/
La idea de fondo es clara: pasar de ser un consumidor pasivo, que solo sufre peajes, servicios de ajuste y posibles apagones, a un prosumidor que genera, almacena y gestiona parte de su energía.
En qué punto estamos al entrar en diciembre… y qué puede hacer cada uno
Llegamos al último mes de 2025 con un cóctel muy particular:
- Un precio de la luz en diciembre 2025 que arranca en niveles moderados-altos, tras un noviembre relativamente barato en el pool.
- Una factura final marcada por costes que casi nadie ve: servicios de ajuste, restricciones técnicas y operación reforzada tras el 28-A.
- Un 2026 en el que, salvo sorpresa, entra una subida del 4,1 % en los peajes de red, en plena polémica por la retribución de las redes y con más de cuatro de cada cinco nudos de distribución saturados.
- Un sistema que sigue discutiendo cuánto nuclear quiere, cuánto gas está dispuesto a quemar para evitar otro apagón y cuánto está dispuesto a pagar por la seguridad.
Frente a esto, hay dos niveles de respuesta:
- A escala de sistema, el debate está en los reguladores, en el BOE y en operadores como Red Eléctrica y OMIE.
- A escala de hogar o empresa, la palanca real está en autoconsumo, almacenamiento, eficiencia y gestión de la demanda.
Quien solo mire el titular diario del «precio de la luz hoy» se quedará en la espuma. Quien mire el conjunto —pool, peajes 2026, redes saturadas, servicios de ajuste tras el 28-A y calendario nuclear— verá que 2025 es menos un final de año y más un aviso de cómo será la década. Si queremos que la próxima subida regulatoria, el próximo episodio de volatilidad o el próximo «cero energético» no nos pillen a oscuras, no basta con cambiar de tarifa: hay que cambiar de papel en el sistema eléctrico.
Ingeniero y consultor experto en mercado energético español. Profesor y divulgador. Ayudo a hogares, pymes y grandes empresas a entender y optimizar sus facturas de luz y gas. Proyecto e instalo paneles solares fotovoltaicos ligeros y flexibles. Padre y curioso de las tecnologías.
