Introducción.

En los dos artículos anteriores se valoraba la capacidad de potenciar, en este país, un autoconsumo energético basado en la generación de energía eléctrica renovable –fundamentalmente fotovoltaica- que, junto a la potenciación del almacenamiento y el apoyo a la creación de comunidades de energía renovable, podía y debía ser parte fundamental de la transformación energética que permita la electrificación y descarbonización de España en una Europa crecientemente electrificada, en línea con los propios objetivos vigentes de la UE y los recogidos en el PNIEC 2023-2030 en desarrollo en la actualidad en España.

En el presente artículo vamos a considerar cómo el PNIEC 2023-2030, en vigor, pretende avanzar en el período 2025-2030 en la consecución de los objetivos generales asumidos por la UE y por España en materia energética, desde la perspectiva de la oferta energética. Para ello consideraremos la evolución seguida por la oferta en los últimos años, destacando los problemas que se presentan en la misma para el horizonte 2025-2030 que, fundamentalmente, se centrarían en:

  1. Desde la perspectiva de la deseable disminución de la dependencia energética se analiza la evolución de la importación de productos petrolíferos, constatando que se aleja de los objetivos de descarbonización perseguidos en el PNIEC; y del gas natural, cuya evolución hasta 2024, sí discurre por pautas más compatibles con alcanzar cifras del orden de las establecidas en el PNIEC para 2030. No obstante, para alcanzar los objetivos previstos, se necesitaría una reducción de la energía primaria total consumida, la mejora de la eficiencia y el ahorro energético, y tener en cuenta las previsiones de crecimiento demográfico y económico hasta 2030 para España. Aspectos que consideraremos en el siguiente artículo.
  2. En la dinámica deseada en el PNIEC es fundamental una electrificación creciente de la economía, lo que no parece sencillo de conseguir a la luz de la dinámica registrada hasta 2024, con una generación eléctrica prácticamente estabilizada tendencialmente, frente al fuerte incremento previsto en el PNIEC. Lo que exigiría una dinámica de cambio en las medidas previstas en el PNIEC de sustitución del uso de los combustibles fósiles por la electricidad en los sectores productivos, en la electrificación del parque de transporte y en los hogares mucho más rápida y eficiente que la registrada hasta ahora.
  3. También es fundamental el incremento de la participación de las energías renovables en el total de la energía primaria, tendencia parcialmente registrada hasta 2024, en que se ha alcanzado un máximo histórico de producción renovable en la generación eléctrica del 56,8% del total. No obstante, para alcanzar el objetivo del PNIEC, para 2030, se necesitaría un improbable incremento de la utilización de las energías renovables en el conjunto de la demanda energética primaria, que debería triplicar la dinámica seguida en la actualidad.
  4. En ese sentido, la evolución de la potencia instalada de energías renovables y su participación en el conjunto del parque de generación eléctrica muestra una tendencia claramente positiva, sobre todo en lo que afecta al crecimiento de la solar fotovoltaica en el período, que podría llegar a cumplir el objetivo previsto con la dinámica registrada. Pero la eólica, que junto a la fotovoltaica son fundamentales para lograr el objetivo perseguido para 2030, quedaría lejos del mismo, requiriendo un crecimiento del orden de cinco veces el registrado que, de no producirse, pondría en riesgo alcanzar las metas perseguidas para el año 2030.
  5. En este marco, conviene destacar que no faltan proyectos ni iniciativas en materia de instalación de nueva potencia renovable fotovoltaica y eólica que, de construirse y materializar su capacidad de generación eléctrica conectada a la red, llevaría a aumentar en más de un tercio la potencia instalada de generación eólica prevista en el PNIEC para 2030, y a duplicar las previsiones de la solar fotovoltaica para ese mismo año.
  6. Sin embargo, la volatilidad en los precios eléctricos en el mercado mayorista, el progresivo aumento de los vertidos de energía a precio cero, las dificultades administrativas para llevar a operación los proyectos (que han llevado a que la Comisión Europea haya advertido a España -junto a Francia, Italia, Chipre, Países Bajos, Eslovaquia y Suecia- sobre la obligación de transponer las normas de la UE que aceleran los procesos de autorización para proyectos de energía renovable, simplificando y acortando los trámites y plazos para dar luz verde a proyectos de energías limpias), la necesidad de adecuar la red eléctrica a las nuevas ofertas y demandas potenciales, o la propia incertidumbre regulatoria, así como el “apagón” del 28 de abril de 2025, pueden poner en cuestión la materialización de muchas de las inversiones previstas.
  7. Entre las renovables síncronas, la generación de energía hidroeléctrica reúne las características óptimas para servir de respaldo a las energías renovables eólica y fotovoltaica, tiene un coste técnico de producción muy bajo, flexibilidad, capacidad de respuesta, inmediatez en la capacidad de parada y puesta en marcha, alto rendimiento, capacidad de almacenamiento, de programación y de gestión a la demanda. Pero está condicionada por su dependencia de un recurso hídrico que es dominio público y está sometido a unos usos alternativos respecto a la generación hidroeléctrica priorizados por la legislación y por las medidas incluidas en la planificación hidrológica asociadas a los períodos recurrentes de sequía hidráulica. Como consecuencia, el PNIEC prevé una evolución relativamente estable de la generación hidroeléctrica (excluido el bombeo, que se considera almacenamiento) lo que lleva a una caída en su participación en el total de la generación eléctrica prevista para 2025 y 2030. En todo caso, sus características específicas, junto a su capacidad óptima como energía de respaldo, deberían llevar a una explotación planificada de la generación hidroeléctrica difícilmente compatible con los objetivos de las empresas propietarias y con unos mecanismos de fijación de precios por el mercado que, con frecuencia, llevan a situaciones muy alejadas de los intereses generales. Por ello, sería muy recomendable ir rescatando las concesiones a las hidroeléctricas, a medida que estas van venciendo, llevándolas a una gestión pública (como ya sucede en la actualidad con cinco explotaciones hidroeléctricas) que permita compaginar y optimizar su problemática hídrica y energética. O, en su defecto, que las concesiones vencidas se sustituyan por nuevas concesiones sacadas a concurso público, donde las condiciones de desembalse dependan de los Organismos de Cuenca y los volúmenes a desembalsar de las Comisiones de Desembalse, y en el concurso se determine el precio del kWh aplicable a la generación eléctrica resultante de los condicionantes previos, situando la energía hidroeléctrica fuera del mercado marginalista de fijación del precio horario del pool de oferta/demanda eléctrica.
  8. Con respecto al papel de la bioenergía y del resto de renovables (biogás, biomasa, residuos renovables, …) en la generación eléctrica española, su magnitud es comparativamente muy reducida tanto en potencia instalada (inferior al 1%) como en generación registrada (inferior al 2%). Y los objetivos propuestos en el PNIEC para 2030 son muy poco ambiciosos respecto a los potenciales de producción existentes para las mismas, desviándose de la positiva tendencia inversora de los últimos años en estos campos.
  9. La energía nuclear, hasta la actualidad, ha desempeñado un papel destacado en la potencia instalada y en la generación eléctrica española, si bien, la problemática asociada a la total dependencia de las importaciones de uranio, los costes del tratamiento de los residuos asociados a su generación eléctrica y al posterior desmantelamiento de las centrales (solo en parte internalizados por los pagos a ENRESA), así como la disminución de los precios de mercado asociados a la generación renovable, han puesto en cuestión su viabilidad competitiva. Por ello, en 2019, las empresas propietarias acordaron con el Gobierno y la empresa pública ENRESA su cierre escalonado entre 2027 y 2035, situación asumida en el PNIEC. No obstante, se está discutiendo la conveniencia de prolongar la vida útil, con las inversiones de seguridad exigibles, de los reactores de Almaraz que deberían ser los primeros en cerrar (Almaraz 1, en noviembre de 2027 y Almaraz 2 en octubre de 2028) para prever posibles problemas derivados de incumplimientos de las previsiones del PNIEC en generación renovable, en almacenamiento o en elementos que afecten al equilibrio oferta/demanda que obligarían a incrementar generación asociada al consumo de gas y las emisiones de GEI correspondientes.
  10. En el marco previsto de desajuste entre la tendencia potencial de generación renovable asíncrona y las previsiones de demanda de generación eléctrica, se vuelve fundamental potenciar sistemas de almacenamiento e hibridación que mejoren la eficiencia en el uso de las energías eólicas y fotovoltaicas, que permitan almacenar el excedente de energía generado durante el día, o con viento aprovechable, y utilizarlo en momentos en que la demanda es superior a la generación renovable, aumentando así, en su caso, la tasa de autoconsumo y propiciando una estabilización en los precios de la electricidad, al poder evitar los grandes desequilibrios presentes entre las horas con precio cero o negativo y las horas de precios máximos por déficit de generación de renovables. Y así lo prevé el PNIEC, que considera el almacenamiento como una de las herramientas clave para otorgar flexibilidad al sistema eléctrico, contribuir a la gestión de las redes eléctricas, potenciar la participación de la ciudadanía en el cambio de modelo energético, y lograr una mayor competencia e integración en el mercado eléctrico, estableciendo el objetivo de conseguir un potencial de almacenamiento del 10% de la potencia de generación eléctrica total para 2030 que colaboraría en el entorno del 6% de la generación bruta de electricidad para ese horizonte, frente al 1,3% que representaba en 2020.
  11. Hay graves problemas a resolver en materia de redes eléctricas, tanto en cuanto a aumentar las interconexiones reales con Europa a través de Francia a los niveles previstos por la UE, como en relación a la necesidad de adecuar, en tiempo y forma la estructura de redes a las necesidades previstas al 2030: lograr compaginar una moderna infraestructura digital del sistema con una mejor respuesta automática descentralizada; mayor desarrollo de redes inteligentes, con la promoción de infraestructuras eléctricas flexibles y robustas para gestionar la intermitencia de las renovables, y que favorezca y potencie el almacenamiento, la electrónica de potencia, y la mejora de equipos y materiales. Todo lo cual debe ir acompañado de la adaptación normativa para el acceso a las redes que posibilite alcanzar los objetivos del PNIEC.

Considerados los problemas estimados como fundamentales desde la oferta, en el próximo artículo nos centraremos en las previsiones, dinámica registrada y problemas a resolver desde la perspectiva de los objetivos establecidos en el PNIEC 2023-2030 para la demanda y el ahorro energético, que deberían casar los Escenarios de Oferta con los de Demanda hasta el horizonte del 2030.

Objetivos del PNIEC 2023-2030

El escenario final previsto en el PNIEC 2023-2030 en relación con los objetivos europeos definidos vienen caracterizados por las dinámicas que se recogen en el Cuadro siguiente:

Para la difícil tarea de alcanzar estos Objetivos, el PNIEC 2023-2030 incorpora 110 Medidas acordes con las pautas exigidas por la CE, cuyas exigencias siguen incrementándose en la actualidad[1].

Como apreciamos en el Cuadro 1, entre los objetivos pretendidos, destacan el 32% de reducción de emisiones de gases efecto invernadero (GEI) con respecto a los niveles de 1990; lograr un 48% de renovables sobre el uso final de la energía; mejora de la eficiencia energética en un 43% respecto al consumo final de energía; la participación de un 81% de las energías renovables en el “mix” de generación eléctrica; y la reducción de la dependencia energética hasta un 50%.

Y ello en un marco en el que, además, prevé que la demanda eléctrica crecerá, hasta 2030, en un 34% sobre 2019; la electrificación de la economía llegará al 35%; el gasto energético total en 2030 caerá en un 11,7% respecto al de 2019; y el gasto energético medio de los hogares pasará del 7,8% de su renta, en 2019, al 5,7% en 2030, con mejora más significativa para los hogares de renta baja.

Sin embargo, la evolución seguida hasta los últimos datos disponibles de 2024 para España muestra las dificultades de lograr los Objetivos previstos en campos cruciales como consideramos a continuación desde la perspectiva de la oferta y tendremos en cuenta en el próximo artículo desde la perspectiva de la demanda.

Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI)

Respecto a las emisiones de GEI, pese a la importante reducción de emisiones registrada desde 2005, en 2024 se espera que éstas se hayan incrementado ligeramente como consecuencia, fundamentalmente, del incremento del consumo de energías fósiles, en particular por el transporte y las viviendas, tal y como apreciaremos en el artículo siguiente. En todo caso, se espera que la reducción total equivalente conseguida respecto a 1990 se sitúe en el 3%, frente al 6% registrado para 2023, tal y como apreciamos en la Figura siguiente. Lo que hace muy poco probable que España logre el objetivo previsto de reducción del 32% de las emisiones para 2030 respecto a las de 1990.

Dependencia y seguridad energética

Uno de los aspectos fundamentales de las políticas energéticas de la UE y de España es avanzar lo máximo posible en materia de seguridad y autonomía energética, dado que, hasta la actualidad, registran una fuerte dependencia de recursos externos, tanto en el campo de las energías fósiles, como en el de las materias primas necesarias para la deseable transición energética pretendida.

En el Cuadro 2 se recogen los datos oficiales disponibles hasta 2023 y los objetivos del PNIEC 2023-2030 en materia de producción, importaciones y dependencia energética para España en 2025 y 2030.

Como apreciamos, la disminución de la dependencia energética para los niveles deseados en 2025 (61%) y en 2030 (50%), desde el 68% registrado en 2023, van ligados, en primer lugar, a una reducción de la energía primaria total consumida: 3%, de 2023 a 2025, y 10% de 2023 a 2030. Teniendo en cuenta que, entre 2022 y 2023 la demanda de energía primaria se redujo en un 3,2%, sería factible el logro de los objetivos pretendidos, al menos para 2025, si bien en su contra se encuentran las tasas de crecimiento económico registrados en 2024 y las previstas en 2025 para España.

De hecho, gran parte de la mejora prevista en la dependencia energética se asocia con previsiones de ahorro energético que reduzcan el total de energía primaria consumida. Estas previsiones se han trasladado directamente de los objetivos de la Directiva de Eficiencia Energética Europea, que exige alcanzar ahorros anuales en términos de energía final, respecto a la media del consumo de los años 2016 a 2018, del 1,3% en 2024 y 2025, del 1,5% en 2026 y 2027 y del 1,9% en 2028, 2029 y 2030. Objetivos que habrá que esperar a los resultados finales oficiales de 2024 para valorar su grado de cumplimiento, pero sobre los que la dinámica recogida en el Balance Energético Provisional de 2023 no permite ser optimistas.

En segundo lugar, y como apreciamos en el Cuadro 2, el papel de la importación de productos petrolíferos y de gas natural –y su evolución- es fundamental en la definición de la dependencia energética, dado que, conjuntamente, representan el 67,3% de la energía primaria total, en 2023, y se pretende que bajen al 61,1%, en 2025, y al 53,3%, en 2030. Pero lo cierto es que, entre 2019 y 2024, las importaciones de crudo sólo se han reducido en un 2,6%, mientras que, entre 2023 y 2024 se han incrementado en un 4,9%, lo que aleja la tendencia de la prevista reducción del papel de los productos petrolíferos, de 2019 a 2025, del 15%. No obstante, la situación con respecto al gas es más positiva, con una reducción, en 2024, del 19% respecto a 2019 y del 14,4%, respecto a 2023. Lo que hace factible alcanzar la prevista reducción del 27,7% en 2025 respecto a 2019, ya que ello implicaría una reducción del 5,3% entre 2024 y 2025.

Un segundo aspecto fundamental ligado a la dependencia energética es la seguridad de suministro asociada a los países desde los que se importa la energía y a la seguridad de la logística del transporte desde los mismos. Países y dinámica de cambio en las aportaciones correspondientes que se reflejan en el Cuadro 3 y que caracterizan esa dependencia, pudiendo constatar que, de hecho, se ha reducido fuertemente la dependencia de los países integrados en la OPEP+, aunque Argelia, Nigeria y Rusia siguen teniendo un fuerte peso, muy acrecentado en el caso del gas, donde solo en el caso de EEUU, gracias al fracking convertido en rentable por los precios derivados de las medidas asociadas a la invasión de Ucrania, se compensa significativamente esa dependencia; aunque a un coste medio superior por la licuefacción, transporte y gasificación necesaria. De hecho, se constata que, por un lado, EEUU ha sido el principal beneficiario de los cambios en las fuentes de suministro de crudo: ha multiplicado por 5 su participación en el crudo e incrementado en un 50% su participación en el gas, de 2019 a 2024; pero, por otro, ha sido Rusia quien ha más que duplicado su participación en el gas en ese mismo período.

El tercer aspecto fundamental en la dinámica deseada en el PNIEC, según se recoge en el Cuadro 2, viene asociado al incremento de la participación de las energías renovables en el total de la energía primaria. De hecho, este porcentaje, ligado fundamentalmente a la electrificación de la economía, pasaría del 14,2%, de 2019, al 25,4%, en 2025, y al 40,2%, en 2030. Dinámica no sencilla de conseguir como veremos en el apartado siguiente.

Por otra parte, el “apagón” registrado el 28 de abril de 2025 pone de manifiesto que modificar la dependencia energética con un incremento del papel de la electrificación y la disminución de la participación de las energías fósiles en el mix eléctrico, requerirá importantes modificaciones en el conjunto del sistema eléctrico, con la incorporación de mecanismos de estabilización y el mantenimiento en funcionamiento de centrales de respaldo, como está haciendo desde entonces REE, para evitar que se produzcan apagones. Lo que implica asumir una reducción menor de la caída potencial para los precios de la electricidad y una menor reducción de las emisiones de GEI, como consideramos en el apartado siguiente.

Participación de la electricidad y de las energías renovables en el sistema energético

En anteriores artículos señalábamos que Naciones Unidas, con ocasión de la celebración del Día de la Tierra, centraba su objetivo para 2025 en la necesidad de aumentar significativamente la generación de electricidad limpia para 2030, promoviendo que más que se triplique mundialmente la existente en la actualidad, si se quería viabilizar el objetivo de limitar el calentamiento global a cifras no absolutamente catastróficas para la Humanidad.

Analizábamos la positiva evolución, en este sentido, de los datos de generación eléctrica mundial, europea y española en el período 2000-2024, que permitía apreciar el fuerte incremento relativo del peso de las renovables (eólica, fotovoltaica, bioenergética, hidroeléctrica y otras) frente a la nuclear –relativamente estabilizada en el período- y la práctica desaparición del carbón junto a una caída significativa del petróleo y gas frente al máximo alcanzado en 2008.

La participación de la electricidad en la demanda energética total, con el 22% en 2023, según los datos oficiales[2] se espera que pueda llegar, con la evolución media registrada entre 2020 y 2023, al 23% en 2025 y al 26%, en 2030. En todo caso, muy por debajo del objetivo del 35% del PNIEC, salvo que se produzca una dinámica de cambio en las medidas previstas en el PNIEC mucho más rápida y eficiente que la registrada hasta ahora.

De hecho, según el Informe del Sistema Eléctrico Nacional de Red eléctrica, de marzo de 2025[3], España, en 2024, ha experimentado un descenso en la generación de energía eléctrica del 0,5% respecto al año anterior, por segundo año consecutivo, tras el descenso del 3,3% de 2023 respecto a 2022; y ello, sin embargo, tras dos años seguidos de crecimiento (del 3,5 % en 2021 y un 5,9 % en 2022). Datos reflejados en el Cuadro siguiente.

Una primera consideración a la luz de estas cifras es la inadecuación entre las previsiones del PNIC para 2025 y 2030 respecto al total de generación de energía eléctrica y demanda real de electricidad que se va produciendo, desde 2019 a 2024, tal y como apreciamos en la Figura siguiente:

También hay que señalar que la generación registrada, y su evolución, es muy desigual por tipo de energía. Así, la generación renovable aumentaba en 2024 un 10,3%, alcanzando su máximo histórico de producción, hasta representar el 56,8% del total (148.999 GWh), frente al 51,2 % que alcanzó en 2023. Incremento asociado, sobre todo, a la mayor producción hidráulica (por el fuerte incremento de las precipitaciones en invierno y primavera) y solar fotovoltaica, que han crecido un 35,5% y un 18,9%, respectivamente. No obstante, fue la generación eólica la principal fuente de generación eléctrica, con el 23,2% del total −aunque experimentó una bajada anual del 2,8% en su generación−, seguida de la nuclear, con el 20% de la generación total.

Por otra parte, el descenso de la demanda eléctrica junto al crecimiento de la generación renovable permitió reducir la aportación del resto de las fuentes no renovables, entre las que las mayores caídas se registraron en los ciclos combinados (-23,4%) y en el carbón (-24,4%).

En todo caso, para alcanzar el objetivo de lograr un 48% de energías renovables sobre el uso total final de la energía, se necesitaría un improbable incremento de la producción de energías renovables de 2023 a 2025, de 3305 ktep/año, cuando entre 2020 y 2023 la media ha sido de 1.085 ktep/año. Por lo tanto, para lograr ese incremento, debería mejorarse muy sensiblemente el papel de la electricidad en la demanda energética global, la generación eléctrica asociada a renovables y la potencia instalada de las mismas.

En ese sentido, la evolución de la potencia instalada de energías renovables y su participación en el conjunto del parque de generación se aprecia en el Cuadro siguiente. Las energías renovables terminaron 2024 con 84.974 MW de potencia de generación eléctrica, con un crecimiento respecto a 2023 del 10,6% destacando el crecimiento de la solar fotovoltaica en el período.

Se constata que las energías renovables han llegado a ser el 86% de la potencia bruta de generación en el primer trimestre de este año 2025. Pero, teniendo en cuenta la evolución seguida desde 2023, de mantenerse ésta, la potencia instalada de renovables a finales de 2025 solo llegaría a superar el 89% del objetivo establecido por el PNIEC para este año 2025; y, siguiendo esa dinámica, se situaría en el entorno del 74%, para el 2030. Individualmente, la fotovoltaica podría llegar a cumplir el objetivo previsto con la dinámica registrada, pero la eólica quedaría lejos del mismo, requiriendo un crecimiento del orden de cinco veces el registrado.

En este marco, conviene destacar que no faltan proyectos ni iniciativas en materia de instalación de nueva potencia renovable. Así, según OPINA360[4], en 2024 se sometieron a información pública 894 proyectos de energías renovables, con una potencia de generación total de 22.426,8 MW: 76,6% para instalaciones fotovoltaicas (17.189,9 MW) y 23,4% para parques eólicos (5.236,9 MW). De esta potencia, 9.643,4 MW eran tramitados por el MITECO y 12.784,3 MW por las CCAA. Y, en su conjunto, el 42% de la potencia de generación se encontraba pendiente de la autorización administrativa previa, y el 58% en información pública para obtener la autorización de construcción. Adicionalmente, en 2024 se publicaron 303 informes de declaración de impacto ambiental favorables, con una potencia acumulada de 8.042,4 MW, el 76,5% correspondiente a fotovoltaica; y se han otorgado 727 autorizaciones administrativas de construcción que supondrán 26.159,2 MW de potencia instalada, el 85% para energía fotovoltaica (22.326,1 MW), 3.821,6 MW para energía eólica, 10MW de biomasa y 1,6 MW para hidroeléctrica.

Igualmente, la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA)[5], en su balance del año 2024, destacaba el volumen de potencia renovable que quería conectarse a la red a finales de ese año: 146.352 MW que ya tenían permiso de acceso; y 52.512 MW que se encontraban en distintas fases de tramitación. Lo que, de entrar en funcionamiento, implicaría más que duplicar la potencia instalada en 2024 (129.098 MW, según el Cuadro 5) y superaría, por si sola, la potencia total instalada prevista en el PNIEC para el año 2030 (195.323 MW).

En la Figura siguiente se sintetizan los datos proporcionados por APPA, donde destacan las solicitudes que tienen permisos para la energía solar fotovoltaica (95.258 MW) y eólica (33.745 MW), seguidas de lejos por las otras tecnologías renovables (biogás, biomasa, residuos, etc., con 923 MW), la hidroeléctrica (601 MW) y la solar termoeléctrica (81 MW). A lo que habría que añadir en el campo del almacenamiento, absolutamente necesario para lograr una generación eléctrica sostenible y segura, las solicitudes ligadas a instalación de baterías (13.011 MW), y bombeos (2.733 MW).

El resultado, de construirse y ponerse en funcionamiento esta potencia de generación eléctrica renovable conectada a la red, llevaría a aumentar en más de un tercio las previsiones de potencia instalada de generación eólica del PNIEC para 2030, y a duplicar las previsiones de la solar fotovoltaica para ese mismo año. Lo que, en el marco previsto de desajuste entre la tendencia y las previsiones de demanda de generación eléctrica, obligaría a potenciar sistemas de almacenamiento e hibridación que mejoraran la eficiencia en el uso de las energías eólicas y fotovoltaicas.

Por otra parte, la volatilidad en los precios eléctricos en el mercado mayorista, el progresivo aumento de los vertidos de energía a precio cero, las dificultades administrativas para llevar a operación los proyectos[6], o la incertidumbre regulatoria, así como el “apagón” del 28 de abril de 2025, pueden poner en cuestión la materialización de muchas de las inversiones previstas.

Ha quedado claro, además, como veremos en epígrafes siguientes, que hay graves problemas a resolver en materia de redes eléctricas (aumentar las interconexiones reales con Europa a través de Francia a los niveles previstos por la UE; lograr compaginar una moderna infraestructura digital del sistema con una mejor respuesta automática descentralizada) o en potenciar la capacidad de almacenamiento, respaldo y respuesta del sistema sin depender del gas[7], por sus emisiones de GEI y mayor coste, lo que obliga a considerar, de forma prioritaria, los potenciales de la generación hidroeléctrica con esta finalidad.

El deseable papel central de la energía hidroeléctrica en el respaldo a la eólica y fotovoltaica

La generación de energía hidroeléctrica reúne las características óptimas de coste de producción energética, flexibilidad, capacidad de respuesta, inmediatez en la capacidad de parada y puesta en marcha, alto rendimiento, capacidad de almacenamiento, de programación y de gestión a la demanda. Y solo viene condicionada por su dependencia de un recurso hídrico sometido a usos alternativos priorizados por la legislación respecto a la generación hidroeléctrica, por las medidas incluidas en la planificación hidrológica, asociadas a los períodos recurrentes de sequía hidráulica.

Como comentábamos en el epígrafe anterior, 2024 ha sido un año especialmente lluvioso lo que ha llevado a la generación eléctrica a porcentajes poco habituales en el global de la generación eléctrica, tal y como se aprecia en el Cuadro siguiente.

Sin embargo, como apreciamos, el PNIEC, ante los condicionantes legales y pluviométricos asociados a este tipo de generación (excluido el bombeo, que se considera almacenamiento), prevé una evolución relativamente estable de la generación, lo que lleva a una caída en su participación en el total de la generación eléctrica prevista para 2025 y 2030.

En todo caso, los condicionantes legales derivados de la función e interés público de un uso del agua, que es dominio público y del que España presenta tensiones para satisfacer su demanda, junto a su capacidad óptima de respaldo a las energías renovables eólica y fotovoltaica, deberían llevar a una explotación planificada de la generación hidroeléctrica difícilmente compatible con los objetivos de las empresas propietarias y con unos mecanismos de fijación de precios por el mercado que, con frecuencia, llevan a situaciones muy alejadas de los intereses generales. Por ello, sería muy recomendable ir rescatando las concesiones a las hidroeléctricas a medida que estas van venciendo, llevándolas a una gestión pública (como ya sucede en la actualidad con cinco explotaciones hidroeléctricas) que permita compaginar y optimizar su problemática hídrica y energética. O, en su defecto, que las concesiones vencidas se sustituyan por nuevas concesiones sacadas a concurso público, donde las condiciones de desembalse dependan de los Organismos de Cuenca y los volúmenes a desembalsar de las Comisiones de Desembalse, y en el concurso se determine el precio del kWh aplicable a la generación eléctrica resultante de los condicionantes previos, situando la energía hidroeléctrica fuera del mercado marginalista de fijación del precio horario del pool de oferta/demanda eléctrica.

Por otro lado, aunque la energía hidroeléctrica no es el único mecanismo incorporado, su potencial encaja plenamente en el nuevo mercado de capacidad, al que nos referiremos en el artículo siguiente, que busca firmeza y flexibilidad, aprovechando sus óptimas características técnicas para el ajuste entre oferta y demanda puntual, siendo conveniente establecer unos cupos amplios y bien definidos en dicho mercado que aseguren su prioridad, frente a la generación no renovable ya existente.

Un potencial de la bioenergía que hay que aprovechar

Con respecto al papel potencial de la bioenergía derivada de la energía generada por el aprovechamiento de residuos agrícolas y ganaderos, y por la que se obtiene de aprovechamientos forestales regulados, en la generación eléctrica española, hay que señalar que los objetivos propuestos en el PNIEC son poco ambiciosos y no están alineados con su potencial de producción, ni con la tendencia inversora de los últimos años. Ni tampoco se valora adecuadamente a la hora de tener en cuenta sus ventajas sus potenciales económicos, de generación de empleo, de política complementaria para la reducción del riesgo de incendios forestales, de reducción en la generación de emisiones de GEI, de avance en los objetivos de la economía/ingeniería circular, o como política de apoyo al desarrollo rural.

El potencial desaprovechado se asocia a que, en el caso del biogás, del biometano y de la biomasa agraria y forestal, las tecnologías disponibles están ya maduras, probadas y seguras. Y, sin embargo, apenas se aprovecha el 35% del crecimiento de la masa forestal en España (frente al 61% en la UE). El potencial de generación de biometano podría llegar a implicar unos 163 TWh/año, incluidos los derivados de la gestión de purines y estiércoles, de los residuos orgánicos generados y de los derivados de la depuración de nuestras aguas residuales (hasta 11 TWh/año). Producción que, además, utilizaría la gran parte del metano que, en la actualidad se emite como GEI a la atmósfera, y el nitrógeno que contamina los suelos y las aguas. Estos 163 TWh/año podrían llegar a cubrir hasta el 45% de la actual demanda de gas natural española, sustituyendo la mitad de las importaciones del mismo.

El aprovechamiento energético de residuos urbanos, de vertederos y de depuradoras significaría avanzar en una gestión sostenible de los residuos en España que posibilitaría potenciar la transición hacia una economía circular. Objetivo claramente establecido en el PNIEC, pero que exigiría políticas más activas de las administraciones públicas competentes potenciando plantas de valorización energética y medidas para la optimización de la gestión de los residuos orgánicos y de la gestión de los residuos plásticos, así como de la reducción del consumo de materiales.

El papel decreciente de la energía nuclear en la generación eléctrica

La energía nuclear, hasta la actualidad, ha desempeñado un papel destacado en la potencia instalada y en la generación eléctrica española, si bien, la problemática asociada a la total dependencia de las importaciones de uranio, los costes del tratamiento de los residuos asociados a su generación eléctrica y al posterior desmantelamiento de las centrales (solo en parte internalizados por los pagos a ENRESA), así como la disminución de los precios de mercado asociados a la generación renovable, han puesto en cuestión su viabilidad competitiva. Por ello, las cinco centrales nucleares, que albergan siete reactores, con una potencia total de 7.117 MW (poco menos del 6% de la potencia total instalada), que en 2024 generaron 52.055 GWh (19,57% de la generación eléctrica total nacional), en 2019, acordaron con el Gobierno y la empresa pública ENRESA su cierre escalonado entre 2027 y 2035, lo que lleva a una dinámica asumida en el PNIEC que se recoge en el Cuadro siguiente, que acabaría, en el horizonte del 2030, con 195.323 MW de potencia (1,6% de la potencia bruta, excluido almacenamiento) y una generación eléctrica de 35.172 GWh (8,9% de la generación eléctrica total nacional):

Se está discutiendo la conveniencia de prolongar la vida útil, con las inversiones de seguridad exigibles, de los reactores de Almaraz que deberían ser los primeros en cerrar (Almaraz 1, en noviembre de 2027 y Almaraz 2 en octubre de 2028) para prever posibles problemas derivados de incumplimientos de las previsiones del PNIEC en generación renovable, en almacenamiento o en elementos que afecten al equilibrio oferta/demanda que obligarían a incrementar generación asociada al consumo de gas y las emisiones de GEI correspondientes. Discusión que ha encontrado en el “apagón” nuevos elementos de controversia, ya que las nucleares proporcionan energía síncrona, aportan firmeza y sirven como energía de base de la generación eléctrica que, indudablemente, con el cierre de los reactores, exigirían asegurar la realización de medidas que garantizaran la estabilidad y seguridad de suministro.

En todo caso, persisten los problemas derivados del acceso al uranio enriquecido, base con el que ENUSA abastece a las centrales nucleares españolas, como consecuencia de las tensiones geopolíticas y de la alta dependencia de las importaciones españolas de Rusia, lo que genera problemas específicos que pueden aumentar con las nuevas previstas restricciones de la UE para poder importar uranio de Rusia, en un marco general caótico, con precios disparados y descontrolados, y una lucha geopolítica mundial que restringe las alternativas comerciales del sector. Y no hay que olvidar, tampoco, que, en 2023 hubo 113 horas de precios nulos o negativos, que en 2024 subieron a 1.100, con un precio medio anual del mercado mayorista situado en los 62 €/MWh, y con un precio medio final de la energía en el mercado eléctrico que se situó en 2024 en 76,30 €/MWh, un 23,7 % inferior al registrado en el año 2023. Elementos que dejan poco margen a la rentabilidad de la generación nuclear.

La necesidad de un papel reforzado para el almacenamiento en el conjunto del sistema eléctrico

En lo que se refiere al almacenamiento, hay que destacar importante papel que debería representar el almacenamiento en el sistema energético español, en un marco en el que la irregularidad de la potente capacidad de generación fotovoltaica y eólica, existentes y demandadas, exige la disponibilidad de sistemas que permitan almacenar el excedente de energía generado durante el día, o con viento aprovechable, y utilizarlo en momentos en que la demanda es superior a la generación renovable, aumentando así la tasa de autoconsumo y propiciando una estabilización en los precios de su electricidad, al poder evitar los grandes desequilibrios presentes entre las horas con precio cero o negativo y las horas de precios máximos por déficit de generación de renovables[8].

El PNIEC prevé el almacenamiento como una de las herramientas clave para otorgar flexibilidad al sistema eléctrico, contribuir a la gestión de las redes eléctricas, potenciar la participación de la ciudadanía en el cambio de modelo energético, y lograr una mayor competencia e integración en el mercado eléctrico, estableciendo el objetivo de conseguir 14,3 GW de capacidad de almacenamiento en 2025 como senda para conseguir los 25,1 GW en 2030. En concreto, el objetivo de almacenamiento del PNIEC para 2030 es de 22,5 GW desglosado en 12,5 GW de almacenamiento diario y semanal, y 10 GW de almacenamiento estacional a conseguir mediante baterías, plantas termoeléctricas o las centrales hidroeléctricas de bombeo.

En cuanto a la potencia instalada de almacenamiento del sistema eléctrico español, según REE[9], en 2024, ésta se situaba en 3.356 MW, de los cuales 3.331 MW correspondían a potencial de turbinación por bombeo y 25 MW a almacenamiento en baterías, con lo que representaban en conjunto el 2,5% de la potencia instalada nacional. Adicionalmente había que considerar los 15,7 GW con permisos de acceso y los 14,8 GW en tramitación a principios de 2025, que llevarían a conseguir los objetivos previstos para 2030 en el PNIEC, aunque será más complicado lograr las previsiones para el actual 2025.

En todo caso, REE en el citado Informe señala que se han registrado cifras históricas en consumo para almacenamiento (8.666 GWh, con un crecimiento del 5,8% respecto a 2023) y turbinación de bombeo (5.459 GWh, con un crecimiento del 4,9% respecto a 2023), almacenando la energía renovable para evitar vertidos y favoreciendo así la integración de renovables. Asimismo, las baterías se han cargado con 11 GWh durante 2024 duplicando las cifras del año 2023. Y la posibilidad de ampliación del almacenamiento en baterías es muy amplia, si bien el tiempo requerido viene condicionado por la obtención del punto de acceso y conexión y por los permisos ambientales.

A principios de 2025 existían 21 centrales hidráulicas de bombeo con una potencia instalada de 5,89 GW, si bien existían 40 proyectos de centrales de bombeo (con casi 15.000 MW de potencia total) con petición para realizar el impacto ambiental, de los cuales 2,7 GW disponen de permiso de acceso y conexión a la red de transporte, según REE, que se sumarían a los del orden de 6 GW ya en servicio.

Otro tipo de instalación que cumple funciones de almacenamiento son las centrales termosolares, de las que en España existen, a principios de 2025, un total de 49 operativas, que, según REE posibilitan 2,3 GW de potencia instalada (1,9 GW en servicio y 0,5 GW con permiso de acceso y conexión) que generan calor de media y alta temperatura para plantas industriales y electricidad para el sistema eléctrico. En 2024 generaron 4.127 GWh de electricidad de los que el 25% se volcaron durante la noche. Gracias a su capacidad de almacenamiento, esta tecnología permite generar energía de manera constante y fiable las 24 horas del día.

Ventajas que también, en parte, son aplicables a los sistemas de hibridación de energías renovables, que pueden considerarse como una solución estratégica para el sistema energético, con particular importancia para viabilizar el desarrollo de proyectos fotovoltaicos y eólicos. En ese sentido, la evolución de la hibridación dependerá de la combinación de avances tecnológicos (se necesita una planificación de red dinámica y flexible para los centenares de instalaciones de hibridación que se pueden construir), regulación favorable que facilite el desarrollo y funcionamiento viable de plantas hibridadas (que combinen generación y almacenamiento), y la colaboración entre gobiernos, empresas e inversores que posibilite que se aprovechen los momentos de precio bajo para almacenar energía, que se vertería a la red en los momentos de mayor tensión entre oferta y demanda eléctrica.

La conveniencia de acelerar la instalación de capacidad de almacenamiento se liga a que conlleva resultados triplemente positivos: se reducen los costes energéticos al aumentar el autoconsumo de energías renovables, disminuyendo la cantidad de energía a adquirir de la red; se consigue mayor independencia frente a las fluctuaciones de precios en el mercado energético; y se disminuyen las emisiones de GEI al sustituir la parte de la red dependiente de tecnologías emisoras por las renovables.

En particular, es fundamental maximizar el papel del bombeo como mecanismo de almacenamiento, considerando tanto los potenciales de las balsas de regadío (que no requieran concesiones adicionales de agua, ni declaración de impacto ambiental) o balsas de nueva creación, así como la realización de nuevos contra-embalses complementarios a los existentes. En todo caso, para la producción hidroeléctrica ligada al bombeo sería preciso una regulación estricta que conjugue las inversiones precisas con sus condiciones óptimas para servir de respaldo a las energías eólicas y fotovoltaicas, y que no solo funcionen para optimizar los beneficios derivados de la diferencia entre precio de bombeo y el precio de volcado a la red para las centrales de bombeo. Sobre todo, para las centrales apoyadas en concesiones de agua que se sitúan en el seno del dominio público-hidráulico y pueden requerir más de diez años para su desarrollo.

Adicionalmente, el apagón registrado el 28 de abril de 2025, es una razón más para priorizar las inversiones en almacenamiento y su integración en el marco de la puesta en marcha de un mercado de capacidad que habría que agilizar, estableciendo una forma competitiva de remuneración del almacenamiento, buscando un papel creciente para la hibridación en el conjunto del sistema, dentro del cual habría que considerar el apoyo prioritario a las centrales de bombeo hidroeléctricas, dada su posición óptima, por su firmeza, sincronía y relativa seguridad e inmediatez en el suministro. En todo caso, hay que destacar la necesidad de solventar las limitaciones derivadas de los retrasos en la tramitación administrativa, así como los cuellos de botella existentes en la capacidad de la red eléctrica existente para el desarrollo de las distintas fuentes de almacenamiento.

Unas redes eléctricas adecuadas a las necesidades del PNIEC para el 2030

Un elemento fundamental y urgente para la consecución de los objetivos del PNIEC es conseguir la adecuación de las redes eléctricas a las necesidades y potencialidades de desarrollo de la demanda y oferta energética prevista y deseada, en una situación en la que, por otra parte, existe una preocupante baja interconexión internacional de las redes españolas, fundamentalmente por las trabas de Francia a su desarrollo, lo que no es independiente de que, en 2024, por tercer año consecutivo, el sistema eléctrico español haya exportado electricidad hacia sus países vecinos, con un saldo de 10.227 GWh.

Como se ha señalado reiteradamente, la ampliación de las interconexiones internacionales entre España y Francia es imprescindible para alcanzar los objetivos establecidos de integración de renovables y de descarbonización de la Unión Europea, con la integración del sistema eléctrico peninsular español en el Mercado Interior de la Energía[10]. Lo que a su vez posibilitará la transición energética del sistema eléctrico peninsular español prevista en el PNIEC 2023-2030 y en la “Planificación Energética. Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2021-2026” española[11], llegando a una interconexión con el resto de Europa de 5.000 MW a través de Francia, con la puesta en servicio de la Interconexión submarina con Francia a través del golfo de Vizcaya, en 2026-2027; y, una vez puestos en servicio los proyectos transpirenaicos, a los 8.000 MW para 2030, aunque todavía lejos de los objetivos europeos en materia de interconexiones.

Por otra parte, debido a la gran cantidad de potencia renovable instalada en los últimos años, algunos nodos de la red eléctrica están saturados en determinados periodos del año, lo que ha obligado a repensar “la definición del número de horas equivalentes de funcionamiento” y a tener en cuenta la energía que no ha podido ser vendida cuando Red Eléctrica aplica las “restricciones técnicas” con las que soluciona las situaciones de saturación. Los productores de energía renovable a pequeña y mediana escala y los autoconsumos están incrementando su peso en el mapa de la generación renovable en España como complemento a la generación centralizada y su conexión a través de la red de distribución evidencia la importancia creciente de la misma en el proceso de transición energética[12].

El problema es que, a largo plazo, si no se adecúan las redes a la relación oferta/demanda, cada vez habrá más vertidos de energía ya que la opción para las instalaciones ante precios cero, o negativos, con los que tendrían incluso que pagar[13], es verter la producción, poniendo en cuestión la viabilidad del incremento de la generación de energía renovable.

El problema de la capacidad de acceso es la incertidumbre que existe en la actualidad. Hay 356 nudos de la red de transporte con capacidad reservada para concursos pendientes de convocatoria, por lo que aproximadamente 140 GW están bloqueados. Esto deriva en inseguridad regulatoria para el inversor, que no dispone de un calendario aproximado del lanzamiento de dichos concursos. Los proyectos que han conseguido recientemente terminar su tramitación entrarán en operación durante 2025 y 2026, pero no se podrán promocionar nuevos proyectos o, en caso de hacerlo, no entrarán en operación hasta pasado el año 2030. También sería beneficioso la agilización del desmantelamiento de plantas térmicas obsoletas para liberar su capacidad de conexión; así como más planes de refuerzo y ampliación de la red de transporte, teniendo en cuenta que los emplazamientos con gran potencial no cuentan con capacidad disponible.

Ello lleva a la necesidad de realizar inversiones urgentes en las redes que permitan avanzar en la electrificación y potenciación de la generación con renovables resolviendo los graves problemas de conexión a la red eléctrica, con hasta un tercio de las solicitudes de generación y casi la mitad de las solicitudes de conexión de centros de consumo rechazadas cada año.

No obstante, REE, en el señalado informe de 2024, recoge que, en este año, en un contexto de coyuntura económica en la que persiste una elevada incertidumbre, especialmente de naturaleza geopolítica, se ha incrementado la inversión en la red de transporte hasta los 976 millones de euros, un 31,0% superior respecto al año anterior. Inversiones que han contribuido a integrar una mayor generación renovable, impulsar la capacidad de interconexión y mejorar el mallado de la red, mejorando la seguridad del suministro y la calidad del servicio con un incremento de 487 kilómetros de circuito y 197 posiciones de subestación en la red de transporte. Con ello la longitud total de circuitos de la red de transporte nacional ha alcanzado los 45.674 kilómetros, experimentando un incremento del 1,1% respecto a 2023. Igualmente, REE señala que la capacidad de transformación aumentó en 2.235 MVA, elevando el total de la capacidad de transformación nacional a 97.216 MVA (2,4 % superior frente a 2023).

En todo caso, queda claro que es preciso avanzar en la modernización y adaptación de redes, teniendo en cuenta las demandas previstas de tecnologías de gran consumo de electricidad (centros de datos para el “blockchain” e IAG, o hidrógeno verde, entre otras) y el hecho de que las inversiones necesarias en distribución han de ser realizadas por las compañías eléctricas o, en su caso, por promotores privados y consumidores. Cuando las inversiones son para uso público, los inversores requieren que la administración garantice una rentabilidad para dicha inversión que haga viable la misma y estimule la transformación y digitalización del sistema.

El “apagón” ha mostrado, adicionalmente, la necesidad del desarrollo de redes inteligentes, con la promoción de infraestructuras eléctricas flexibles y robustas para gestionar la intermitencia de las renovables, al igual que favorecer y potenciar el almacenamiento, la electrónica de potencia, y la mejora de equipos y materiales. Todo lo cual debería ir acompañado de la adaptación normativa para el acceso a las redes, corrigiendo las insuficiencias de la regulación del acceso y de conexión de los grandes consumidores de electricidad.

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[1] La CE ha señalado que la dinámica seguida hasta la actualidad hace viable conseguir el objetivo de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) hasta el 54% para 2030 -muy cerca del 55% previsto como objetivo- fundamentalmente como consecuencia del creciente papel de la energía eólica y fotovoltaica, y pese a las fuertes presiones para relajar los objetivos climáticos tras las últimas elecciones europeas de 2024. En la actualidad, estudia presentar el objetivo de reducción del 90% de los GEI para 2040 a la COP30 de cambio climático de Brasil, de 2025, aunque cuenta con fuertes resistencias internas en el seno de la UE. Se objeta que, si se ha producido la reducción de emisiones, ello se ha debido al recorte en la producción y cierres de plantas industriales europeas más que a las políticas climáticas.

[2] Balance Energético de España 2023. https://www.miteco.gob.es/es/energia/estrategia-normativa/balances/balances.html

[3] https://www.sistemaelectrico-ree.es/informe-del-sistema-electrico/generacion/generacion-de-energia-electrica/generacion-total-de-energia-electrica

[4] https://opina360.com/mas-de-3291-mw-de-proyectos-renovables-autorizados-en-el-primer-trimestre/

[5] https://www.appa.es/notas-de-prensa-historico/ano-2025/

[6] Hay que señalar que la Comisión Europea ha advertido a España (junto a Francia, Italia, Chipre, Países Bajos, Eslovaquia y Suecia) que, si no transpone las normas de la UE que aceleran los procesos de autorización para proyectos de energía renovable, simplificando y acortando los trámites y plazos para dar luz verde a proyectos de energías limpias, remitirá la cuestión al Tribunal de Justicia de la UE.

[7] Aunque la explicación del proceso que condujo al “apagón” deberá esperar a las explicaciones técnicas oficiales, parece claro que la situación de inestabilidad en el sistema que condujo al “apagón” se produjo por no haberse activado, preventivamente, la generación hidroeléctrica y unos ciclos combinados de gas natural, que tienen una respuesta rápida y firme. Pero los ciclos combinados representaban solo un insuficiente 3% del total de la generación y muchas centrales de gas de ciclo combinado estaban en parada fría, necesitando horas para reiniciarlas, como consecuencia de que el precio de la electricidad estaba siendo cero o incluso negativo.

[8] Como señala APPA (2025, https://www.appa.es/informe-el-momento-electrificacion-energia-renovable-economia-competitiva/ pág. 15) en 2024 el precio medio horario de la electricidad ha oscilado entre los 33,73 €/MWh en las horas de menor demanda y los 94,81 €/MWh en los momentos de mayor consumo, generando un diferencial superior a 60 €/MWh, lo que ha supuesto un incentivo para las instalaciones de almacenamiento.

[9] https://www.sistemaelectrico-ree.es/informe-del-sistema-electrico/potencia-instalada

[10] Los Proyectos de Interés Común y de interés mutuo europeos (PIC/PIM) aprobados por la Comisión Europea el 28 de noviembre de 2023 (https://eur-lex.europa.eu/legal-content/ES/TXT/PDF/?uri=CELEX:52023DC0757 y https://eur-lex.europa.eu/legal-content/ES/TXT/DOC/?uri=PI_COM:C(2023)7930 ) que afectan a España para electricidad y almacenamiento están incluidos en el Grupo 1 del “Corredor prioritario de las interconexiones eléctricas en el eje norte-sur de Europa occidental y consideran: la Interconexión con Francia entre Aquitania (FR) y País Vasco (ES) (proyecto Golfo de Bizkaia); la Interconexión entre Aragón (ES) y Pirineos Atlánticos (FR); y la Interconexión entre Navarra (ES) y Landas (FR). En la Interconexión con Portugal: Beariz — Fontefría (ES) a Vila Nova de Famalicão (PT). En cuanto al almacenamiento, los PIC incluidos en este Grupo 1 son: Almacenamiento de electricidad con hidrobombeo en Navaleo (ES). Almacenamiento de energía hidroeléctrica por bombeo reversible Los Guajares (ES). Almacenamiento de energía hidroeléctrica por bombeo reversible Aguayo II (ES).

[11] Mediante Acuerdo del Consejo de Ministros de 22 de marzo de 2022, se aprobó el documento de “Planificación Energética. Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2021-2026” (https://www.boe.es/diario_boe/txt.php?id=BOE-A-2022-6434#:~:text=A%2D2022%2D6434-,Resoluci%C3%B3n%20de%208%20de%20abril%20de%202022%2C%20de%20la%20Secretar%C3%ADa,de%20energ%C3%ADa%20el%C3%A9ctrica%20Horizonte%202026 ) que incluye: una nueva línea de 400 kV por Galicia para el refuerzo de la interconexión España–Portugal; una nueva interconexión España-Andorra, a través de línea aérea a 220 kV, doble circuito entre la subestación de Adrall y la Frontera de Andorra; la construcción de una interconexión submarina entre España y Francia en corriente continua, con dos monopolos simétricos de 400 kV y 1000 MW cada uno; se prevé el refuerzo de la interconexión con Francia de Gatica y Hernani-Argia; y se identifican una serie de actuaciones que, aun siendo necesarias dentro del horizonte de planificación a 2026, se considera inviable plantear para dicho horizonte por motivos constructivos o económicos: Interconexión España-Francia entre Navarra y Landes; nueva interconexión entre España y Francia por la zona oeste de los Pirineos entre la región de Olza en España y Cantegrit en Francia; Interconexión España-Francia entre Aragón y Pirineos Atlánticos. En la Planificación 2025-2030, que se espera sea aprobada a finales de 2025 se incluirán las interconexiones que todavía no se han puesto en servicio y forman parte de los PIC/PIM europeos.

[12] Eurelectric (https://www.eurelectric.org/publications/residential-customers/ )destaca que el 70% de la capacidad de generación renovable que se conecte al sistema eléctrico para 2030 lo hará a través de la red de distribución y la evolución de los últimos años confirma esta tendencia.

[13] España admite la casación de precios negativos desde 2018, muchos años después que otros países europeos, pero hasta los meses de marzo y abril de 2024 no se produjo esa situación.