El coste de recuperar el sistema tras el apagón fue de 38,7 millones. Mantenerlo estable durante 2026 ya está costando más de 80 veces esa cantidad. Mientras tanto, Europa vuelve a descubrir el valor estratégico de tener energía almacenada antes de necesitarla.
Durante años, el debate eléctrico se ha centrado casi exclusivamente en el precio del mercado mayorista.
Cuánto cuesta producir un megavatio hora. Qué tecnología marca el precio. Cuántas horas negativas genera la energía solar.
Pero una parte creciente de la factura ya no depende únicamente de producir electricidad, sino de algo más complejo: mantener el sistema estable, equilibrado y disponible en cada segundo.
Y esa seguridad está empezando a resultar muy cara.
3.160 millones de euros para mantener el equilibrio
Los servicios de operación del sistema eléctrico español han acumulado un coste de 3.160 millones de euros durante 2026, un 36% más que en el mismo periodo del año anterior.
El sobrecoste medio alcanza ya los 22,09 €/MWh. Solo durante la segunda mitad de julio se añadieron otros 220 millones, y los servicios de operación representaron aproximadamente el 13% del precio final de la electricidad durante ese periodo.
Según el Observatorio del Coste de los Servicios de Operación, su impacto equivale a un incremento aproximado del 6% para los consumidores acogidos al PVPC, del 9% para las pymes y de hasta el 15% para determinados consumidores electrointensivos.
La cifra debe interpretarse con prudencia. El Observatorio está promovido por organizaciones empresariales y energéticas interesadas en reducir estos costes, y no todos los servicios de operación pueden atribuirse al apagón ni a la operación reforzada implantada posteriormente.
Pero incluso aplicando esa cautela, la tendencia es difícil de ignorar:
La estabilidad del sistema eléctrico está dejando de ser un coste auxiliar para convertirse en una partida estructural de la factura.
El apagón costó menos que prevenir el siguiente
La CNMC ha fijado en 38,7 millones de euros el coste directo de la reposición del sistema eléctrico tras el cero eléctrico del 28 de abril de 2025.
De esa cantidad:
33,1 millones corresponden a la generación utilizada para reconstruir el sistema, principalmente ciclos combinados, hidráulica y bombeo.
Otros 5,6 millones remuneran los intercambios internacionales de apoyo recibidos desde Francia.
Tras descontar 9,1 millones ya liquidados provisionalmente, quedan pendientes 29,6 millones, que se repartirán entre la demanda durante doce meses. La repercusión estimada será de unos 0,12 €/MWh, o 0,16 €/MWh considerando el coste bruto.
El coste individual para el consumidor será prácticamente imperceptible.
Sin embargo, la comparación resulta reveladora:
38,7 millones para recuperar el sistema después del apagón.
3.160 millones para operarlo y mantenerlo equilibrado durante 2026.
El verdadero coste económico no está en volver a encender la red una vez, sino en sostener permanentemente una arquitectura eléctrica cada vez más compleja, descentralizada y dependiente de recursos variables.
Europa vuelve a mirar sus reservas de gas
La misma lógica aparece en el sistema gasista europeo.
Europa afronta el invierno 2026-2027 con un ritmo de llenado de los almacenamientos inferior al esperado. Las reservas se situaban alrededor del 58%, aproximadamente 200 TWh por debajo de los niveles registrados en 2023 y 2024.
El escenario central analizado por ICIS contempla alcanzar cerca del 80% antes del invierno. Si el ritmo de inyección no mejora, el almacenamiento podría quedarse en el 75%.
Dependiendo de las temperaturas, las reservas podrían terminar el invierno entre el 22% y el 32%, aumentando la exposición europea a los precios internacionales del GNL y a posibles interrupciones geopolíticas.
La Comisión Europea considera que la infraestructura dispone de capacidad física para alcanzar al menos el 80% antes del invierno, aunque reconoce que dependerá de la disponibilidad de GNL. El marco europeo mantiene como referencia nominal un llenado del 90%, pero permite flexibilizar los objetivos cuando existan condiciones difíciles de mercado o restricciones técnicas.
Europa vuelve así a enfrentarse a una decisión conocida:
pagar ahora para disponer de una reserva o asumir después el riesgo de no tenerla.
Dos tipos de almacenamiento para dos escalas temporales
El almacenamiento de gas y las baterías no son intercambiables.
El gas almacenado permite cubrir semanas o meses de demanda térmica, industrial y eléctrica. Un BESS opera principalmente durante segundos, minutos u horas.
Pretender sustituir las reservas estacionales de gas únicamente con baterías sería técnica y económicamente poco realista.
Pero eso no reduce la importancia del almacenamiento eléctrico. Al contrario, define mejor su función.
Un BESS puede absorber excedentes renovables, corregir desvíos, aportar reservas rápidas, reducir rampas de generación térmica, aliviar congestiones y apoyar el control de frecuencia y tensión.
Cuando incorpora capacidades adecuadamente diseñadas de grid-forming, operación en isla o black start, también puede contribuir a reconstruir y estabilizar redes débiles o parcialmente desconectadas.
No toda la factura de 3.160 millones podría eliminarse mediante baterías. Parte de esos costes responde a necesidades técnicas, restricciones geográficas y requisitos de seguridad que seguirán existiendo.
Pero cada megavatio de flexibilidad rápida correctamente ubicado puede reducir la necesidad de resolver esas mismas restricciones mediante generación térmica, redispatch o sobredimensionamiento de red.
El valor del BESS ya no está únicamente en el arbitraje
Durante la primera etapa del mercado, el almacenamiento se justificaba principalmente mediante una idea sencilla:
cargar cuando la electricidad es barata y descargar cuando es cara.
Ese modelo es insuficiente para explicar el valor real que empieza a exigir el sistema.
El BESS del futuro deberá combinar arbitraje, reservas, control de potencia, soporte de tensión, gestión de congestiones, capacidad de respaldo y coordinación con generación renovable y demanda flexible.
La pregunta dejará de ser cuánto dinero obtiene una batería comprando y vendiendo energía.
La pregunta correcta será:
¿Cuánto coste de operación, infraestructura, combustible y riesgo sistémico puede evitar durante su vida útil?
Para responderla serán necesarios mercados de flexibilidad más transparentes, señales locacionales, procedimientos técnicos abiertos al almacenamiento y mecanismos que remuneren disponibilidad y capacidad, no únicamente energía entregada.
De vender energía a vender resiliencia
Las tres noticias cuentan en realidad la misma historia.
España paga cada vez más por mantener estable su sistema eléctrico.
Los consumidores financiarán la energía utilizada para reconstruirlo después del apagón.
Europa deberá decidir cuánto está dispuesta a pagar para llenar sus reservas de gas antes del invierno.
En todos los casos, el valor no se encuentra únicamente en producir energía, sino en tener capacidad disponible antes de que aparezca la emergencia.
El almacenamiento no elimina todos los riesgos del sistema energético. Tampoco sustituye por sí solo a las redes, a la generación firme o a las interconexiones.
Pero permite utilizar todos esos recursos con mayor eficiencia, reducir la dependencia de soluciones de emergencia y convertir una parte de la incertidumbre energética en capacidad controlable.
Para fabricantes, desarrolladores e integradores de BESS, la oportunidad ya no consiste simplemente en vender contenedores llenos de kilovatios hora.
Consiste en ofrecer flexibilidad verificable, disponibilidad operativa y resiliencia del sistema.
Porque la energía más cara no siempre es la que se consume.
A veces es la que no estaba disponible cuando el sistema la necesitaba.
