Hay una asimetría en el sistema eléctrico español que no aparece en ninguna línea del recibo, y que Extremadura conoce mejor que nadie: se paga por consumir, no por sostener. La región produce en torno al 12% de la electricidad nacional y exporta cada año decenas de miles de gigavatios hora fuera de sus fronteras administrativas. Sostiene la seguridad del suministro con nuclear, con hidráulica, con buena parte de la termosolar del país y con una de las mayores concentraciones de fotovoltaica de Europa. Y sin embargo, cuando el sistema decide que operar es más caro, Extremadura paga exactamente igual que quien no ha puesto un solo metro cuadrado de panel ni ha convivido con una línea de 400 kV.
Desde el apagón del 28 de abril de 2025, Red Eléctrica opera el sistema en el llamado modo reforzado: un régimen de precaución que consiste, en esencia, en apartar generación renovable que ya había vendido su energía en el mercado y sustituirla por centrales de gas, más caras pero más controlables. La medida tiene justificación técnica. Lo que no tiene es transparencia contable.
Las cifras dependen de quién las mida. Red Eléctrica, con un criterio estricto, cifró el coste de la operación reforzada en 666 millones de euros entre mayo de 2025 y marzo de 2026: los famosos «cuatro céntimos al día» para un hogar acogido al PVPC. El Observatorio del Coste de los Servicios de Operación —donde están las eléctricas, las comercializadoras independientes, la gran industria y la CEOE— mide otra cosa: el coste total de operar el sistema, que en 2026 alcanza los 3.360 millones hasta mediados de agosto, un 36% más que el año anterior, con un recargo medio de 21,24 euros por megavatio hora, comparable ya al coste de las redes. EY proyecta que el ejercicio podría cerrarse por encima de los 5.600 millones.
La brecha entre ambas cifras no es un error aritmético, sino una discusión sobre el punto de comparación: el operador imputa solo el incremento frente a una operación «normal» que ya no existe. Todo lo demás se disuelve en los servicios de ajuste, esa parte de la factura que no tiene línea propia, que no se aprueba como peaje ni como cargo, y sobre la que la supervisión es mucho más débil que sobre cualquier euro de red regulada.
Aquí es donde el asunto se vuelve extremeño. El sobrecoste se reparte por megavatio hora consumido, y Extremadura, que consume poco y genera mucho, no paga más euros que otros en términos absolutos: paga algo peor. Paga en especie.
Paga en vertidos. En 2025 se recortaron 6.918 gigavatios hora de generación solar en España, frente a 845 en 2022. En junio de 2026, la energía renovable que el sistema no pudo absorber rozó los 713 gigavatios hora en un solo mes. La termosolar, tecnología en la que Extremadura es potencia mundial, soporta recortes del orden del 20%, frente al 5% de la fotovoltaica. Cada megavatio hora que un promotor extremeño no llega a verter en la red es un ingreso que no entra y un proyecto futuro que no se financia.
Y paga en territorio. Conviene decirlo sin rodeos: la transición energética se ha construido sobre la España que se vació. Sobre comarcas que perdieron población durante cuarenta años y que ahora aportan el suelo, los pasillos de líneas y el paisaje que hacen posible que el resto del país encienda la luz. A cambio recibieron una promesa razonable —que la energía barata atraería actividad— y una realidad más pobre: obras que duran dieciocho meses, cuadrillas que se van y un impuesto local que no compensa una escuela cerrada.
Ese es el diagnóstico. La buena noticia es que, por primera vez en veinte años, las dos piezas que faltaban están cayendo en su sitio.
La primera es Almaraz. La renovación de la autorización de explotación hasta junio de 2030, formalizada el pasado 14 de agosto, no es solo un respiro para tres mil empleos y para más del 5% del PIB regional. Es un reconocimiento implícito de algo que el sector llevaba un año diciendo y que el apagón dejó en evidencia: la firmeza y el control de tensión valen dinero, y prescindir de ellos sin sustituto sale más caro que mantenerlos. Almaraz seguirá, y mientras siga, el sistema tendrá en Extremadura precisamente lo que la operación reforzada está comprando cada día a precio de gas.
La segunda es la demanda. Durante décadas el problema fue que Extremadura generaba lejos de donde se consume. Los centros de datos invierten esa geografía: van adonde hay energía, suelo y agua, y eso está aquí. Hay ya cinco proyectos en marcha. El macrocentro de la Plataforma Logística del Suroeste Europeo, en Badajoz, con hasta 300 megavatios de acceso a red. CCGreen, en Cáceres. Lusitanus, en Mérida. Y los campus de MERLIN en Valdecaballeros y Navalmoral de la Mata, este último ya con tramitación acelerada por la Junta. No son anuncios: son subestaciones proyectadas, potencia reservada y expedientes con número.
Y detrás vendrá lo que de verdad cambia el signo de una región: la industria electrointensiva. Porque cuando existe demanda estable a pie de generación, el megavatio deja de ser un excedente que se vierte y se convierte en un argumento comercial. Es la única versión de la repoblación que no depende de una subvención —empleo cualificado, base fiscal, contratos a treinta años— y es también la solución más barata al problema con el que empieza esta columna: cada gigavatio hora consumido en Extremadura es un gigavatio hora que no hay que recortar, ni sustituir por gas, ni pagar entre todos.
Falta cerrar el círculo con dos decisiones que no son de aquí, sino de Madrid: transparencia real en el coste de la operación reforzada, y que la estabilidad se pague a quien la aporte, sea una central nuclear, un ciclo combinado o una batería extremeña.
Un megavatio pesa lo mismo en Cáceres que en Madrid. La diferencia es que aquí, por fin, está empezando a haber quien lo consuma.
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