Un marco global crecientemente inestable

Los seis primeros meses de este año los hemos dedicado a la consideración de los riesgos presentes en España que van a condicionar el futuro próximo y a medio plazo de la sociedad, donde las cuestiones ambientales y energéticas son fundamentales en un marco global cada vez más frágil e inestable, muy influenciado por la vuelta del poder de las armas y del imperialismo en la configuración del mundo.

Situación también ligada a la elección de un imprevisible, megalómano y autoritario Donald Trump que ha decidido que el “American First” y su programa MAGA (Make America Great Again) se asocian con un reparto del mundo en el que Ucrania corresponde a Rusia, a cambio de que los intereses de las multinacionales del petróleo en Oriente Medio queden asegurados a través de un Gobierno de Israel genocida e impulsor de una nueva guerra con Irán, que invade países limítrofes, como Siria o Líbano, con el objetivo último de recuperar los territorios “bíblicos” que según el sionismo más radical les corresponden.

En este marco, hemos destacado que la seguridad europea y española no puede basarse solo en la disposición de ejércitos más potentes y efectivos, sino que esta defensa, entendida como capacidad de reacción ante agresiones, debe complementarse con una ciudadanía autosuficiente para disponer de los elementos básicos que soportan su forma de vida, lo que ayudará a limitar que la desestabilización interna generada por las derechas mundiales haga el juego a imperialismos como el de Trump, Putin o Netanyahu, algunos de cuyos efectos más negativos sobre la UE y España vuelven a incidir sobre la dependencia energética del exterior en la importación de combustibles fósiles y sus precios. Incrementos de precios no independientes de los niveles que el “fracking” americano necesita para hacer rentable su desarrollo y los beneficios de las empresas ligadas a los combustibles fósiles[1], uno de los principales apoyos de Trump, que viene instando a la UE a que compre mayores cantidades de combustibles fósiles a EEUU si no quiere verse afectado por fuertes incrementos en los aranceles a sus exportaciones a este país.

Así adquiere toda su relevancia el objetivo de la UE y del PNIEC 2023-2030 de asegurar un abastecimiento energético que satisfaga las necesidades de una demanda consistente con el bienestar social de sus ciudadanos. Objetivo al que ha contribuido la UE promoviendo una profunda transformación para el sistema energético, que está pasando de un sistema fuertemente oligopolista, basado en combustibles fósiles y centralizado, a uno en el que se espera que el 70% de la capacidad de energía renovable adicional hasta el 2030 se conectará directamente a la red de distribución.

En esta transición, ya vimos en artículos anteriores que España se sitúa en la tabla alta del crecimiento de las renovables en el mundo, con un crecimiento de las mismas, en los últimos cinco años, que ha ayudado a España a evitar importaciones de gas por valor del orden de 13.500 millones de euros, incrementando muy sensiblemente su independencia energética y logrando reducir los precios mayoristas de la electricidad en España.

Igualmente, desde las perspectivas del precio del gas, hay que señalar que el precio del mismo soportado por la industria también ha registrado cambios muy significativos hasta 2025:

2018 relación España/ Zona euro:  +5,8%

2024 relación España/ Zona euro:  -15,6%

Como resultado, entre 2018 y 2024, la participación de las manufacturas españolas en el PIB ha pasado a crecer más que en las de la Eurozona (+1,7%, para España, versus +0,6% para la Eurozona) gracias, tanto por la reducción del precio de la electricidad ante el fuerte crecimiento de la producción de energía solar fotovoltaica y eólica terrestres (que son los dos procesos de generación eléctrica con menor coste), como por la menor incidencia en el precio del gas ante la menor dependencia de Rusia que la media de la citada Eurozona.

Sin embargo, esta dinámica puede estar en cuestión en la actualidad, tanto como resultado de la guerra iniciada por Israel y EEUU contra Irán y sus posibles derivaciones futuras pese al aparente estado de freno a las agresiones y a las posibles respuestas de Irán.

Parece que, por ahora, no se va a ver afectado el tráfico de petróleo y gas licuado por el estrecho de Ormuz[2], pero éste se mantiene como un grave riesgo ante la dinámica imprevisible de Israel y de EEUU en sus agresiones en Oriente Medio. Y, por otro, también hay que tener en cuenta las afecciones a los precios para la energía en España como consecuencia de las nuevas medidas previstas por la UE para castigar el progreso de la guerra de Rusia contra Ucrania[3], que obligan a anular las importaciones de uso energético desde Rusia antes de finales de 2027, lo que afectará significativamente a España, dado su nivel actual de importaciones desde este país, sobre todo de gas, que, como veíamos en el artículo anterior, representaron el 21,7% del total en 2024, y que deberán obtenerse de otros países.

Las políticas de oferta de la Organización de Países Productores de Petróleo y sus socios, incluida Rusia (OPEP+), han venido pretendiendo mantener el precio del petróleo en el entorno de los 80 $/barril Brent, en un marco en que éste ha venido moviéndose en todo 2024 entre algo menos de 70 $/barril y los 90 $/barril de abril de 2024, siendo de 66 $/barril antes del comienzo de la agresión de Israel a Irán, como resultado del decrecimiento de la demanda diaria de petróleo. De hecho, la OPEP+ había previsto un decrecimiento del -2%, para 2025, como consecuencia del menor crecimiento económico global esperado, de la progresiva ampliación del uso de renovables y del esperado papel creciente de los vehículos eléctricos. No obstante, la agresión de Israel a Irán. el 13 de junio, elevó los precios del petróleo desde el entorno de los 66 €/barril en que se encontraban a los 81 €/barril tras el bombardeo de Irán efectuado por EEUU; volviendo al entorno de los 65 €/barril tras la pacificación impuesta por EEUU a Israel y asumida por Irán. E igual recorrido de ida y vuelta a los 35 €/MWh sufrió el gas en el mercado TTF de Países bajos. Pero la volatilidad mostrada en estos precios muestra la inestabilidad de los mercados ante incidentes externos incontrolables desde la UE.

Además, la prevista reducción de la demanda viene matizada porque ni la mayoría de los gobiernos mundiales fuera de la UE ni las empresas, particularmente en el caso de EEUU, están siguiendo políticas significativas para reducir la incidencia de los combustibles fósiles[4] o para que la participación de los vehículos con motor de combustión siga siendo muy mayoritaria en los parques de vehículos mundiales, con una incidencia de vehículos eléctricos y una implantación global de renovables en la generación eléctrica mundial muy inferior a lo inicialmente previsto por la Agencia Mundial de la Energía en cualquiera de sus Escenarios[5].

En todo caso, la fuerte dependencia energética remanente para la UE y España y la incapacidad de influir en los precios de la energía de los mercados globales de petróleo y gas explican que el coste de la energía, así como el tipo de intercambio euro/dólar, sean factores determinantes en la fijación del precio de la energía en la UE y España, hasta la actualidad[6], donde la única defensa posible viene dada por la disminución del consumo, la mejora de la eficiencia energética y el aumento del peso de las energías renovables autóctonas en la demanda energética final.

Pero, si bien invirtiendo en energías renovables se está logrando reducir sensiblemente el coste energético, se necesitarán años para generar un cambio estructural en el sistema energético español, que, por otra parte, también viene condicionado por la estructura fragmentada y envejecida de las redes eléctricas, que hace que sea difícil aprovechar los beneficios derivados de los menores costes de la energía renovable que, con demasiada frecuencia, se produce lejos de donde se necesita, y tiene dificultades administrativas actuales para su almacenamiento y reversión a la red, tal y como señalamos en los artículos anteriores.

No obstante, el “apagón” del 28 de abril de 2025 ha obligado a la propuesta de medidas urgentes por parte del Gobierno español a través del Real Decreto Ley aprobado el pasado 24 de junio de 2025 (RDL 7/2025)[7] para: incrementar la electrificación de la economía; aumentar la resiliencia del sistema eléctrico, corrigiendo los factores que incidieron en el “apagón” del 28 de abril de 2025; para potenciar el almacenamiento; flexibilizar los plazos para la instalación de proyectos eólicos y fotovoltaicos; y establecer mecanismos de capacidad, posibilitando que todas las renovables puedan participar, de forma remunerada, en el control de la tensión y el respaldo del sistema. Aspectos que, conjuntamente, deben permitir combatir, entre otros aspectos, la volatilidad en los precios eléctricos en el mercado mayorista, el progresivo aumento de los vertidos de energía a precio cero, o las dificultades administrativas para llevar a operación los proyectos aprobados y con permisos de conexión a las redes eléctricas a los que nos hemos referido en artículos anteriores.

En todo caso, este RDL 7/2025 necesita ser aprobado por las Cortes generales antes del plazo de un mes, e incidir en una situación no óptima en la actualidad para el logro de los Objetivos previstos en el PNIEC 2023-2030. Incidencia y limitaciones a las que nos referimos en este artículo.

Dependencia y consumo energético. Estructura, evolución y escenarios

Conseguir los objetivos del PNIEC de reducción de emisiones y de disminución de la dependencia energética, implica, en primer lugar, la reducción de la energía primaria total consumida. En segundo lugar, es fundamental el crecimiento de las energías renovables, tanto en la generación eléctrica como en el global de los consumos. Y, en tercer lugar, avanzar en la electrificación de la economía, fundamentalmente del transporte, y lograr un ahorro y mejora de la eficiencia energética en todos los sectores productivos.

El Cuadro siguiente destaca los aspectos fundamentales a tener en cuenta, considerando la evolución seguida de 2015 a 2023, y las previsiones del PNIEC para 2025 y 2030.

Como hemos señalado, la disminución de la dependencia energética desde el 68%, registrado en 2023, al 50%, para 2030, recogida en el PNIEC, necesitaría, en primer lugar, una reducción de la energía primaria y de la final total consumida, siguiendo las pautas registradas y previstas que se aprecian en el Cuadro siguiente.

Como apreciamos, el PNIEC establece unas previsiones para el consumo final de 2025 que superan las registradas en 2023, con una relativa estabilización de los consumos no energéticos entre 2023 y 2025. Respecto al Escenario del 2030, el descenso del consumo previsto entraría dentro de lo que señala el PNIEC, ya que la disminución exigida entre 2023 y 2030 está por debajo de la tendencia media anual entre 2018 y 2023 (-976 ktep/año para el consumo incluyendo los no energéticos, y -925 ktep/año, sin estos) ya que se situaría en -771 ktep/año de media para el consumo incluyendo los no energéticos, y en -848 ktep/año, sin estos. Menor exigencia relativa que se aprecia claramente en la Figura siguiente.

Específicamente, el avance en los objetivos establecidos viene ligado a la optimista evolución que el PNIEC prevé para el ahorro energético entre 2021 y 2030 derivado de las medidas establecidas al respecto, con dos direcciones principales: la sustitución de combustibles fósiles por otras fuentes de energía renovables más eficientes, y la reducción del consumo de energía por el incremento de la eficiencia energética. Pero los objetivos pretendidos exigirían una sustancial mejora global de la eficiencia y del ahorro energético hasta 2030 para España.

Mejora que el PNIEC prevé que se materialice de forma desigual en los distintos sectores según la capacidad de intervención y de respuesta esperable para los mismos, sin olvidar que la mejora prevista en la dependencia energética de España se asocia con previsiones de ahorro directamente trasladados de los objetivos de ahorro energético establecidos por 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..

Un aspecto adicional del Cuadro 2 anterior hace referencia a las modificaciones previstas para la Estructura del consumo final de energía. Como apreciamos, entre 2018 y 2023 se ha registrado una estabilización en el peso de los consumos no energéticos, que crecerían, sin embargo, para 2030, pasando a representar el 7% frente al 6% de ese período. El transporte, que es el máximo consumidor, ha incrementado su participación en el total entre 2018 y 2023 (del 37% al 39%) pero el PNIEC prevé rebajar esta participación hasta el 35% para 2030, asumiendo el papel que el ahorro en el sector, junto a una mejor eficiencia energética de los vehículos eléctricos y del uso de renovables pueden tener en el proceso. También se espera una mejora en la estructura final del consumo para el sector residencial (del 17% al 16%), el mantenimiento de la participación del terciario en el 12%, un incremento del peso del sector primario (del 3% al 4%) y un incremento más sensible del peso de la industria en el conjunto (del 24% al 26%), rompiendo la tendencia descendente en los consumos energéticos industriales registrada entre 2018 y 2023. Y ello, como consecuencia del previsto empuje que la política industrial derivada del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTRE) aplicado con fondos europeos debe tener para el mismo. Gráficamente, las evoluciones correspondientes se aprecian en la Figura siguiente:

Atendiendo a la figura se aprecia que el cambio más radical pretendido por el PNIEC se refiere al sector transporte, donde se requiere un cambio radical de tendencia entre 2025 y 2030.

En todo caso, el ahorro previsto, de 2021 a 2030, para cada línea de intervención del PNIEC se detalla en la Figura siguiente, de la que cabe destacar los fuertes ahorros asociados a las mejoras tecnológicas y de gestión industrial (en negro), seguidas de las mejoras esperadas en el sector transporte, asociadas a las medidas sobre movilidad urbana, el transporte de mercancías, la mejora en la eficiencia del material móvil de transporte, la implantación de los vehículos eléctricos y las medidas de intervención energética en los puertos. Como tercer ámbito de mejora muy significativa en el ahorro, se sitúa el sector de la edificación, tanto residencial como del sector terciario, en el ámbito de los cambios en la generación de frio y calor o en la renovación del equipamiento residencial. Por último, también se destaca el ahorro asociado a la mejora de la eficiencia energética en el sector agrícola, con particular consideración del regadío.

En todo caso, no se puede olvidar que 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 en el campo de las energías fósiles. Y, como apreciamos en el Cuadro 1 anterior, 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, representaban el 67,3% de la energía primaria total, en 2023 (último año disponible), y se pretende que bajen al 61,1%, en 2025, y al 53,3%, en 2030. Pero lo cierto es que, como vimos en un artículo anterior de esta sección, 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 15% para el papel de los productos petrolíferos, de 2019 a 2025. 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. Tendencia que, de continuar, haría 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.

Incidencia específica de las nuevas medidas del RDL 7/2025 en el transporte

Ya hemos visto que el transporte es el mayor consumidor energético (aproximadamente el 46% de la energía final consumida), en su mayoría de energías fósiles (95% de la consumida) y, de forma indiscutible, el principal responsable de la dependencia energética española y de las emisiones de los gases efecto invernadero[8], siendo un sector clave en el proceso de descarbonización, con implicaciones significativas económicas, y también con significativos efectos externos, sobre todo en el medio urbano.

Sin embargo, es el único sector que no ha reducido sus emisiones en relación a 1990, con incremento de éstas en todos los modos, salvo en el ferrocarril, esperándose una escasa reducción de las emisiones hasta 2030, ya que la electrificación del transporte terrestre no va a la velocidad necesaria, y en transporte marítimo y aéreo las tecnologías ahora existentes seguirán siendo dominantes hasta 2030.

Esta situación está muy directamente ligada al continuo crecimiento del consumo de combustibles de automoción que se registra en la Figura siguiente, donde se aprecia cómo tras los fuertes efectos de la COVID sobre el transporte, siguieron grandes incrementos en el consumo de combustibles fósiles de automoción hasta 2023. Y, como, a partir de 2024, se produce un incremento continuo de dicho consumo, que se mantiene para los tres primeros meses de 2025.

Asociada a esta evolución se encuentra el hecho de que el vehículo eléctrico no logra avanzar en la línea prevista en el PNIEC, encontrándose el parque actual muy lejos de los 5,5 millones de vehículos eléctricos previstos para 2030; aunque se ha registrado una fuerte expansión de los híbridos (enchufables, o no), que consumen energías fósiles, aunque tienen etiquetas ECO (o CERO, en el caso de los enchufables) con las consiguientes ventajas relativas respecto al resto del parque de vehículos.

En todo caso, es evidente la diferencia entre la evolución seguida en el parque de vehículos enchufables (eléctricos o híbridos) en ámbitos diferenciados de la UE y la necesidad de una intervención más decidida en el caso español.

Cara a la consecución de los objetivos establecidos, las líneas de actuación, emulando las de los países con medidas más efectivas, deberían centrarse en líneas muy concretas, como: Mejorar las ayudas por adquisición de un vehículo eléctrico en el IRPF para las rentas bajas. Incentivar la compra con reducciones en el IVA. Asegurar la continuidad del Programa MOVES III y anticipar las ayudas al momento de la compra, reduciendo burocracia. Promover medidas específicas y ágiles para la electrificación del parque móvil de las empresas (deducción en el Impuesto de Sociedades o de Actividades Económicas). Modificar el impuesto de matriculación adaptándolo a los niveles de emisiones, peso y superficie en planta del vehículo. Promover ayudas fiscales (IVA, IRPF) a las flotas de leasing, renting y rent-a-car hacia vehículos de emisiones cero, para favorecer la electrificación de las flotas, suprimiendo las ayudas existentes para vehículos contaminantes.

Una cuestión adicional subyacente a estas políticas es si las ayudas a la electrificación del parque de vehículos deberían incidir de forma similar sobre los eléctricos puros y sobre los híbridos enchufables, siendo evidente que no deben hacerlo sobre los híbridos no enchufables, por su escasa repercusión sobre la eficiencia energética, el consumo de combustibles fósiles y las emisiones de GEI correspondientes asociadas. A favor de aplicar las subvenciones a los vehículos híbridos enchufables, cuando tienen la suficiente autonomía eléctrica, se sitúa la consideración de su eficiencia para desplazamientos urbanos en modo eléctrico, si bien en ese caso las ayudas deberían restringirse a vehículos y furgonetas de reducido tamaño y una capacidad acorde con la naturaleza de los desplazamientos.

En todo caso, mientras los vehículos eléctricos representan un escaso 7,5% de las matriculaciones totales anuales (junio 2024 a mayo de 2025), los híbridos enchufables ascienden a otro 7,3%, frente a los híbridos no enchufables que representan el 41,7%, tal y como apreciamos en el Cuadro siguiente.

Otro aspecto que se considera que dificulta la expansión del parque de vehículos eléctricos es el insuficiente acceso a puntos de recarga eléctrica. No obstante, se han hecho grandes avances que permiten que, en la actualidad, se disponga de cerca de 41.000 puntos, de los cuales más del 10% son de carga ultrarrápida, siendo el principal problema para su expansión comercial el que los puntos de recarga del coche eléctrico existentes solo se utilizan 1,5 veces al día de media en España.

Por otra parte, mucha más urgencia tiene la electrificación de las flotas de transporte de mercancías aspecto en el que se avanza, pero no a la velocidad requerida. No obstante, en España hay alrededor de mil camiones eléctricos de más de 3,5 toneladas y siguen vigentes los Programas de Apoyo al Transporte Sostenible y Digital; se están estableciendo corredores verdes para camiones eléctricos en las autopistas europeas y existen más de 400 hubs de recarga ultra rápida (más de 350 kW) para camiones, coincidentes con paradas necesarias para el descanso conductores (45 minutos cada 4 horas).

En este marco, para colaborar en el cambio de tendencia imprescindible para el parque de vehículos de trasporte, el RDL 7/2025 establece medidas para impulsar la instalación y conexión de puntos de recarga, que todavía están lejos de cumplir los objetivos europeos (Reglamento UE 2023/1804 del Parlamento Europeo y del Consejo de 13 de septiembre de 2023) y nacionales. Para ello se regulan los plazos que deben cumplir las compañías distribuidoras de electricidad para poner en marcha las extensiones de red requeridas para atender nuevos suministros de carga a vehículos eléctricos; se simplifica el régimen de autorizaciones y se establecen medidas para asegurar que los permisos de acceso y conexión a las redes eléctricas se corresponden con proyectos viables y no especulativos.

Impulso a la electrificación del consumo energético industrial

En la senda prevista para disminuir la dependencia energética, la electrificación de la economía española es un objetivo básico, por lo que el RDL 7/2025 pretende lograr un impulso de la electrificación que permita un mejor aprovechamiento del sistema eléctrico y, con ello, un menor efecto de sobretensión en las líneas y unos menores costes unitarios para el conjunto de los consumidores, representando la mejor oportunidad para aprovechar la ventaja competitiva que suponen los menores costes de las energías renovables en España.

Sin embargo, este objetivo no parece sencillo de conseguir a la luz de la dinámica registrada hasta 2024, con una generación eléctrica prácticamente estabilizada tendencialmente en su evolución entre 2019 y 2024, frente al fuerte incremento previsto en el PNIEC, tal y como apreciamos en la Figura siguiente:

Lo que muestra que sería necesaria una dinámica de cambio en las medidas previstas en el PNIEC para avanzar en la electrificación de la economía -y particularmente en el transporte, sector residencial y sectores productivos- mucho más rápida y eficiente que la registrada hasta ahora.

Por ello, el RDL 7/2025 impulsa diversas medidas destinadas al incremento de una demanda eléctrica que sustituya la demanda asociada al consumo de combustibles fósiles, promoviendo un mejor aprovechamiento de las redes eléctricas existentes y, entre otras, medidas que tratan de dar un impulso a la electrificación de la demanda industrial, destacando:

  • Restablecimiento del mecanismo de apoyo para garantizar la competitividad de la industria electrointensiva, de indudable carácter estratégico para España. Se prorroga el mecanismo de apoyo a estas industrias, vigente hasta el 22 de enero de 2025, para contrarrestar los efectos derivados de la escalada de precios de la electricidad causados por la invasión de Ucrania por parte de Rusia, restableciendo su vigencia con la dotación de 250 millones de euros adicionales, y adecuando las tarifas e impuestos que afectan al sector (Sección 2ª: Electrificación industrial del RDL 7/2025)
  • Se incorpora una modificación en la normativa reguladora del Impuesto sobre Actividades Económicas (IAE) para favorecer la electrificación industrial, de modo que no computen en la potencia imponible hornos y calderas eléctricos, contribuyendo así a la electrificación.
  • Establecimiento y potenciación de nuevas tipologías de autoconsumo, cuya relevancia en el sector industrial y para la autosuficiencia energética se consideró en un artículo anterior de esta sección. Para ello, se establecen nuevas tipologías de autoconsumo, permitiendo que un consumidor pueda estar asociado de forma simultánea a dos modalidades de autoconsumo: un autoconsumo individual sin excedentes (por ejemplo, un autoconsumo propio de una instalación industrial) y un autoconsumo mediante instalaciones próximas y asociadas a través de red (por ejemplo, la generación cercana, en el entorno de cinco kilómetros, que pueda haber en el polígono industrial o entorno en que se ubique la industria).
  • Por otra parte, es insuficiente la forma en el que el PNIEC recoge la mejora de la eficiencia energética en comunidades de regantes (CCRR), teniendo en cuenta que la modernización de los sistemas de riego en España ha incrementado sus costes energéticos derivados de la repercusión del término de potencia asociado al bombeo de agua, valorándose que los regantes puedan contratar dos potencias diferentes a lo largo del año para bombeo: una más alta para la campaña de riego y otra más baja para la temporada de otoño-invierno.
  • Mejoras del acceso de la industria a la red de transporte eléctrico, aspecto destacado en la problemática considerada en un artículo anterior de esta sección

Complementariamente, además de las medidas incorporadas, sería muy positivo que se incidiera en la producción de cemento verde con la utilización de hidrogeno verde para el funcionamiento del horno de Clinker, mediante incentivos gubernamentales, en la utilización de electro-filtros y filtros de mangas para la limpieza de los gases emitidos por las plantas cementeras y en la sustitución del Clinker por el cemento de arcilla calcinada con caliza, llamado LC3 (limestone calcined clay cement). Con respecto al acero, el PNIEC fomenta el uso del horno eléctrico, para lo que es fundamental facilitar a las acererías el punto de conexión a la red y la potencia eléctrica renovable requerida a través de contratos de abastecimiento de electricidad renovable que cubran, al menos, una fracción de su consumo, el uso de los gases renovables, especialmente el hidrógeno verde y el biogás, así como potenciar las tecnologías de captura y almacenamiento seguro de carbono y la utilización de materiales reciclados en la producción.

Impulso al papel de las renovables en la generación y consumo eléctrico

En los artículos anteriores ha quedado claro que es urgente mejorar, tanto el papel de la electricidad en la demanda energética global, como, en particular, la generación eléctrica asociada a renovables que permita aprovechar las ventajas comparativas que España posee con este tipo de generación[9].

Según el PNIEC, el incremento de la participación de las energías renovables en el total de la energía primaria para lograr una sociedad menos emisora de GEI, más económica y más eficiente, debería pasar del 14,2%, de 2019, al 25,4%, en 2025, y al 40,2%, en 2030, tal y como apreciábamos en el Cuadro 1 anterior. Dinámica no sencilla de conseguir, ya que para alcanzar el citado porcentaje del 40,2% de las energías renovables sobre el uso total final de la energía primaria, se necesitaría un improbable incremento de la producción media 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.

No obstante, ya vimos en un artículo anterior de esta sección que la producción de energía eléctrica renovable en España ha crecido un 10% en 2024, respecto a 2023, hasta representar el 56% de toda la electricidad producida en el país, porcentajes que son los más altos registrados en España, posibilitados por el impulso de la potencia instalada de generación renovable y por unas condiciones meteorológicas favorables que permitieron que la energía hidráulica aumentase su producción un 35% y la solar fotovoltaica creciera un 19% comparadas con 2023.

En todo caso, ya señalábamos que se necesitaban medidas urgentes para continuar en el avance de la implantación de renovables en la generación eléctrica del país. Aspecto este que era factible de conseguir con medidas complementarias, algunas de las cuales se han recogido en el RDL 7/2025, en el que numerosos artículos se relacionan con el impulso a estas energías para la electrificación o para potenciar su uso en almacenamiento o autoconsumo, entre otros sectores demandantes. Hay que destacar por su incidencia en los objetivos buscados:

  • Flexibilización de los plazos para la instalación de nuevos proyectos eólicos y fotovoltaicos, con ampliación de los plazos para ejecutar los nuevos proyectos solares y eólicos que ya cuentan con todos los permisos, pero que corren el riesgo de caducar y perder la inversión y el punto de acceso a la red, por condicionantes ambientales, técnicos o de otro tipo (recursos judiciales y/o medidas cautelares tanto a nivel administrativo como judicial), que han extendido los calendarios de ejecución[10].
  • Se simplifica la tramitación de la repotenciación de las instalaciones renovables que mejoran la eficiencia y los costes al cambiar los generadores antiguos por nuevos, más potentes y eficientes
  • Rebaja de las exigencias mínimas de producción de las renovables en un 25% para poder cobrar las primas del RECORE.
  • Se posibilita que puedan participar en el mantenimiento de la tensión en la red y en el respaldo del sistema, cobrando por estar activas para controlar la tensión.

Impulso del RDL 7/2025 al papel de las renovables en la edificación y en los sistemas de frio y calor

Entre los objetivos pretendidos para estos sectores en el PNIEC destacan, en relación con las previsiones de demanda energética, la mejora de la eficiencia energética en un 43% respecto al consumo final de energía, en parte por el ahorro asociado a la mejora de la eficiencia en las viviendas, para las que se propone un objetivo de lograr 1.377.000 viviendas rehabilitadas con una mejora sustancial de su eficiencia energética; y mejora en el gasto energético medio de los hogares, que debería pasar del 7,8% de su renta, en 2019, al 5,7% en 2030, con mejora más significativa para los hogares de renta baja[11].

Con respecto al sector de la edificación, calefacción y climatización, la mejora de la eficiencia energética prevista parte de las exigencias de la Directiva revisada sobre la eficiencia energética de los edificios (EPBD), que entró en vigor en mayo de 2024 (con fecha límite de transposición para la mayoría de las disposiciones del 29 de mayo de 2026) que establece muy fuertes exigencias en la eficiencia energética de los edificios para lograr un parque inmobiliario totalmente descarbonizado para 2050.

Y ello, en un marco en el que, en 2024, el consumo de energía final para el sector residencial y comercial implicó del orden del 25% del total, con un 9% que se satisface con combustibles fósiles. Los clientes residenciales están en el centro del futuro eléctrico, no solo como usuarios de energía, sino también como tomadores de decisiones, inversores e impulsores del cambio, constatándose que la crisis energética generó ahorros energéticos a corto plazo, pero no cambios de comportamiento más profundos.

Ante esta situación, las cinco medidas que establece el PNIEC se consideran de muy difícil cumplimiento, frente a un aislamiento térmico de los edificios, que se considera fundamental, pero es de difícil rentabilización privada salvo a largo plazo. El artículo 17 de la señalada EPBD establece, desde el 1 de enero de 2025, la obligación de suspender cualquier incentivo financiero para la instalación de nuevas calderas independientes alimentadas por combustibles fósiles. Las medidas previstas en el PNIEC y en la CE implican un enorme impacto económico difícilmente soportable por las familias, salvo que se establezcan ayudas suficientes, además de ser preciso que la electricidad necesaria debería ser de origen renovable.

Por ello, el RDL 7/2025 impulsa la búsqueda de la mejora de la eficiencia y ahorro en el sector residencial y terciario, con el impulso a las bombas de calor y a la aerotermia y geotermia, abriendo la puerta a la aplicación de reducciones en impuestos como el IBI o el ICIO y modificando la Ley de Propiedad Horizontal (Sección 4ª: Electrificación de la climatización).

También hay que destacar la incidencia de diversas medidas del RDL 7/2025 sobre el autoconsumo energético basado en la generación de energía eléctrica renovable –fundamentalmente fotovoltaica- que, en los dos artículos anteriores de esta sección se valoraba 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.

Se destacaba que este proceso de descentralización y autogestión que implica el autoconsumo iba a permitir avanzar en la democratización (autodependencia) de la energía, en la seguridad energética individual –para familias y empresas- y del país, y en el logro de ventajas comparativas respecto al resto de los países de la UE y del mundo, desde la perspectiva de un precio más reducido de la energía. Sin embargo, se señalaban los problemas de falta de capacidad de las redes y las limitaciones tanto técnicas como regulatorias, que han venido reduciendo la capacidad de aprovechar todo el potencial fotovoltaico para autoconsumo ya instalado y disponible en España, estimando el mismo en un 19% del total, en 2024, que ha tenido que ser sustituido por un mix energético en el que más del 40% sigue siendo no renovable.

En ese sentido, el RDL 7/2025 favorece la expansión del autoconsumo y de las comunidades energéticas eliminando trabas administrativas a su expansión en viviendas o conjuntos plurifamiliares, consolidando el derecho a compartir energía, poniendo en marcha el agregador de demanda, para que los consumidores puedan participar en dar flexibilidad al sistema y cobrar por evitar apagones y el gestor de autoconsumo.

De hecho, pretende que la respuesta de la demanda pase a desempeñar un rol eminentemente protagonista, con lo que, además de los comercializadores y de los consumidores directos en el mercado, ha de jugar un papel fundamental el agregador independiente. Y para facilitar una mejor gestión y organización de los recursos energéticos distribuidos, incorpora la creación de la figura del gestor de autoconsumo, que son las personas físicas o jurídicas que representan los intereses de los consumidores asociados a un autoconsumo, mediante la autorización por parte de estos, realizando en su nombre las gestiones necesarias para su buen funcionamiento.

El reforzamiento del papel del almacenamiento[12] y su potenciación en el RDL 7/2025

En los artículos anteriores de esta sección destacábamos el papel fundamental del 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 de almacenamiento 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[13].

Destacábamos cómo 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. E, igualmente, que, en el marco previsto de desajuste entre la tendencia potencial de generación renovable asíncrona y las previsiones de demanda de generación eléctrica, era fundamental potenciar sistemas de almacenamiento e hibridación que mejoren la eficiencia en el uso de las energías eólicas y fotovoltaicas, permitiendo almacenar el excedente de energía generado.

En este marco, el RDL 7/2025 destaca que la participación del almacenamiento en el sistema eléctrico, con tecnología electroquímica “stand alone” o hibridado, resulta crítica para lograr los objetivos establecidos en el PNIEC de refuerzo de la seguridad energética, penetración de energías renovables y descarbonización de la economía. Por ello, destaca la necesidad de incentivar el almacenamiento para lograr los objetivos previstos: lograr una capacidad de almacenamiento de 22,5 GW en 2030, desglosado en 12,5 GW de almacenamiento diario y semanal, y 10 GW de almacenamiento estacional en el sector eléctrico. Con este fin, considera crucial la aceleración en la tramitación de instalaciones de almacenamiento energético y favorecer la hibridación (integración de la generación renovable y de su almacenamiento con baterías para volcar la electricidad a la red cuando corresponda), lo que también permitirá impulsar la inversión privada y la innovación tecnológica.

En 2024, la potencia instalada de almacenamiento del sistema eléctrico español, según REE, 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. Teniendo en cuenta los 15,7 GW con permisos de acceso y los 14,8 GW en tramitación a principios de 2025, podemos valorar que es factible conseguir los objetivos previstos para 2030 en el PNIEC, pero será más complicado lograr las previsiones de 2025.

Por ello, el RDL 7/2025 agiliza las autorizaciones necesarias, tanto para los proyectos, como para el trámite de evaluación de impacto ambiental correspondiente, que ya tiene carácter simplificado para el caso de almacenamiento energético “stand-alone” a través de baterías electroquímicas o con cualquier tecnología de carácter hibridado con instalaciones de energía eléctrica. Declara la utilidad pública (DUP) del almacenamiento y de sus infraestructuras de evacuación que inyectan energía en las redes de transporte y distribución públicas, a los efectos “de expropiación forzosa de los bienes y derechos necesarios para su establecimiento y de la imposición y ejercicio de la servidumbre de paso”. Además, para el almacenamiento hibridado en proyectos renovables en que éste se localice en terrenos ya antropizados por otras instalaciones que han obtenido la declaración de impacto ambiental, se reducen a la mitad los plazos de las autorizaciones previstas en el artículo 53 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre; y se las exime del trámite de evaluación ambiental si esta ha sido practicada para la instalación original y la implantación de la instalación de almacenamiento no excede del perímetro ya analizado.

Igualmente se modifica el orden de prioridad de las distintas tecnologías en el redespacho a la baja no basado en el mercado, desapareciendo la penalización de las instalaciones de generación hibridadas por incorporar el almacenamiento y se posibilita que las instalaciones de almacenamiento puedan consumir energía de la red y se regula que las instalaciones de almacenamiento tengan permisos de acceso flexibles desde la perspectiva de la demanda, colaborando a la necesaria flexibilidad conjunta del sistema.

Como síntesis, acelerar la instalación de capacidad de almacenamiento y de hibridación 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. Y hay que señalar que el RDL 7/2025 ha dado pasos muy significativos en esa aceleración al incidir en la solución a las restricciones regulatorias que dificultan la instalación de sistemas de almacenamiento ligados a los parques solares y eólicos, o sobre algunas de las normas y estándares técnicos que obligan, por ejemplo, a pagar tarifas dobles al cobrarse por una misma electricidad suministrada para su almacenamiento y emitida para su emisión a la red cuando es necesaria.

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[1] Se estima que la viabilidad del “fracking” que convierte a EEUU en el mayor productor energético mundial sólo se produce de forma relevante por encima de los 60 $/barril Brent (precio mínimo que les interesa mantener), y es explosiva si se superan los 100 $/barril Brent, precio claramente superado en 2022 tras las medidas adoptadas frente a la invasión rusa de Ucrania, que favoreció un fuerte aumento de la producción estadounidense. Lo que puede no ser independiente de la actual política de Trump de apoyo a sus productores de energías fósiles y a la dinámica agresora de Israel.

[2] Por el estrecho de Ormuz circula del orden del 20% de la producción de gas licuado mundial una gran parte del cual sustituye a la demanda de la UE derivada de las limitaciones a las importaciones de gas ruso. Gas que constituye un elemento fundamental del consumo y del “mix” energético europeo definitorio también del precio de la electricidad en la UE. Gas cuyo precio, de cerrarse Ormuz, podría llegar a duplicar sus niveles del entorno de los 40€ para el TTF negociado en Países Bajos, alejándose drásticamente de los 48 €/barril, en precios constantes de 2016 previstos por la UE y asumidos por el PNIEC 2023-2030 para España. E, igualmente, se prevé que, un cierre prolongado del estrecho de Ormuz podría llevar a que el precio del barril brent de petróleo también podrían llegar a duplicar los precios actuales, en el entorno de 70 $/barril, hasta niveles cercanos a los 150 $/barril, frente a los 66,2 €/barril, en precios constantes de 2016 previstos por la UE y asumidos por el PNIEC 2023-2030 para España.

[3] El 17 de junio de este año 2025 se presentó una nueva propuesta legislativa de Reglamento de la CE con el objetivo de eliminar la importación de gas y petróleo rusos para finales de 2007, en la que se recoge que, a más tardar el 1 de marzo de 2026, los Estados miembros deberán elaborar planes nacionales de diversificación con acciones concretas y plazos para cesar las importaciones de gas natural y petróleo rusos de conformidad con el Reglamento propuesto. Con arreglo a esta futura prohibición progresiva de las importaciones, las de gas ruso realizadas en el marco de nuevos contratos estarán prohibidas a partir del 1 de enero de 2026. Las importaciones realizadas en el marco de los contratos a corto plazo existentes se suspenderán a más tardar el 17 de junio de 2026, excepto las de gas por gasoducto suministrado a países sin litoral y las vinculadas a contratos a largo plazo, que se autorizarán hasta finales de 2027. Las importaciones realizadas en el marco de contratos a largo plazo se suspenderán, a más tardar, a finales de 2027.  https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX%3A52025PC0828&qid=1750669110360 .

[4] Estaban vigentes más de 7 billones de dólares en subsidios mundiales a los combustibles fósiles en 2022, que se han reducido de forma muy poco significativa. Y existen inversiones de las 20 mayores empresas de combustibles fósiles que superan los 932 mil millones de dólares en el desarrollo de nuevos yacimientos de petróleo y gas utilizables para finales de 2030.

[5] EIA (2024). https://iea.blob.core.windows.net/assets/140a0470-5b90-4922-a0e9-838b3ac6918c/WorldEnergyOutlook2024.pdf

[6] En los países de la UE se ha pasado del barato gas ruso al costoso gas natural licuado importado desde largas distancias. Los contratos estables con Rusia a largo plazo, ligados al suministro por gasoducto de Moscú, se han tenido que sustituir por gas natural licuado (GNL), necesariamente más caro por el coste de los procesos de licuación, transporte y deslicuación, cuyos barcos de transporte pueden cambiar de puerto de destino atendiendo a la coyuntura del mercado, abasteciendo al mejor postor y encareciendo, de un día a otro, el precio del gas natural licuado.

[7] El Real Decreto-ley 7/2025, de 24 de junio, por el que se aprueban medidas urgentes para el refuerzo del sistema eléctrico, recoge medidas destinadas a incrementar la electrificación de la economía, a aumentar la resiliencia del sistema eléctrico, medidas ligadas a potenciar el almacenamiento, la flexibilidad del sistema eléctrico y a establecer mecanismos de capacidad, https://www.boe.es/diario_boe/txt.php?id=BOE-A-2025-12857

[8] En 2023 el transporte contribuyó con el 32,5% del total de las emisiones de GEI, siendo el transporte por carretera, por sí solo, el responsable del 30,1 % del total de dichas emisiones.

[9] La demanda de electricidad creció un 1,4%, en 2024 respecto a 2023, una vez tenidos en cuenta los efectos de la laboralidad y las temperaturas. En términos brutos, la demanda eléctrica de 2024 se ha situado en los 248.811 GWh, un 0,9% más, una variación que se mantiene alineada con los países el entorno europeo. Hay que destacar que el aumento de la generación renovable en ese año, 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%), reduciendo las emisiones de GEI y la dependencia energética de España. En el primer trimestre de 2025 en comparación interanual, la generación renovable se ha mantenido prácticamente estancada pues apenas ha subido un 0,1%, hasta los 39.692 GWh.

[10] Fuentes del sector señalaban que había cerca de 5 GW que corrían peligro de perder avales y toda la tramitación, ya que la autorización administrativa de explotación vencía el 26 de junio

[11] Como concluye el informe “El Momento de la Electrificación”, de APPA Renovables, los costes energéticos de un hogar electrificado son hasta un 64% menores (1.433 € anuales) que un hogar dependiente de combustibles fósiles. De igual manera, estos ahorros vinculados a la electrificación de procesos también se multiplican para las empresas. Por ejemplo, el coste total de propiedad de las bombas de calor industriales es, entre un 51% y un 61%, menor que la alternativa fósil para procesos de hasta 100ºC. https://www.appa.es/informe-el-momento-electrificacion-energia-renovable-economia-competitiva/

[12] Una instalación de almacenamiento, en los términos previstos en el artículo 6 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, es una instalación cuya particularidad es la de utilizar una energía acumulada (electroquímica, potencial, etc.) que tiene su origen en la transformación de energía eléctrica.

[13] 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.