El Gobierno de Pedro Sánchez afronta un fin de semana clave tras el fracaso de los dos decretos de vivienda. El revés llega cuando la legislatura entra en su recta final y permite hacer balance de una etapa que, en materia energética, ha estado marcada por una paradoja: España ha acelerado como nunca el despliegue de renovables, pero ese mismo crecimiento ha obligado a poner sobre la mesa las carencias de un sistema que necesita más almacenamiento, más red y más capacidad para gestionar una generación cada vez menos predecible.
El apagón del 28 de abril de 2025 se convirtió en el punto de inflexión, pero no fue el único. La legislatura deja también un giro inesperado en la política nuclear, un atasco creciente para conectar nueva demanda eléctrica y una batería de medidas para amortiguar las sucesivas crisis energéticas.
El punto de partida fue el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), la gran hoja de ruta del Gobierno para la década. La actualización aprobada en 2024 elevó todavía más la apuesta por las renovables, el almacenamiento, el hidrógeno verde y la electrificación de la economía.
Aunque los factores climáticos y geográficos de España son una ventaja competitiva evidente, no sólo instalar y producir energía limpia es suficiente. La siguiente fase exige almacenar esa electricidad cuando sobra, transportarla hasta donde se necesita y conseguir que aparezca nueva demanda capaz de consumirla.
La hoja de ruta pasa por llegar a 22,5 GW de almacenamiento en 2030, una cifra muy superior a la capacidad actualmente instalada y que desde el sector todavía ven con incredulidad. Mientras, son cada vez más los megavatios (MW) renovables que se vierten fuera del sistema.
Otras tecnologías como el hidrógeno verde no terminan de despegar y hace falta encontrar industrias dispuestas a consumir ese hidrógeno y desarrollar las infraestructuras necesarias para que los proyectos sean una realidad. Pero los precios son, actualmente, inviables.
El apagón que cambió el debate energético
El cero eléctrico del 28 de abril de 2025 se convirtió en el gran acontecimiento energético de la legislatura. No solo por las horas que dejó sin luz a millones de personas en toda la península, sino porque puso bajo el foco las dificultades de operar un sistema con una penetración cada vez mayor de tecnologías renovables.
Los análisis posteriores apuntaron a un problema multifactorial, no a un único culpable. Hubo oscilaciones, desconexiones de generación y problemas relacionados con el control de tensión.
El informe del comité de expertos del Gobierno repartió culpas entre el operador del sistema (Red Eléctrica) por su planificación y las grandes eléctricas por no cumplir con sus obligaciones de control de tensión.
Más allá de responsabilidades, el episodio puso sobre la mesa la complejidad de un sistema con cada vez más energía solar fotovoltaica que requiere de mayor supervisión y de nuevos procedimientos para evitar desequilibrios.
Su despliegue ha sido uno de los grandes éxitos de la política energética del Gobierno para reducir la dependencia de los combustibles fósiles y apostar por la electrificación.
No obstante, la acumulación masiva de generación en las horas centrales del día puede provocar situaciones de exceso de producción si la demanda no crece al mismo ritmo.
De ahí que después del apagón hayan cobrado protagonismo cuestiones que hasta entonces avanzaban con mucha más lentitud, como el control de tensión, el P.O. 7.4, los servicios de ajuste y los mercados de capacidad.
El giro nuclear de Sánchez
Todo ello supone un coste extra mediante pagos por disponibilidad y encarecimiento de la factura por el uso excesivo del gas para generación eléctrica que Red Eléctrica viene empleando desde entonces.
Y en este nuevo escenario aparece la nuclear. El Gobierno había mantenido durante años una posición favorable al cierre progresivo de las centrales, que ahora ha decidido cambiar.
En 2019, las empresas propietarias (Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP) y Enresa acordaron un calendario que situaba el apagón definitivo del parque nuclear entre 2027 y 2035. El Ejecutivo hizo suyo ese calendario y lo incorporó a su estrategia energética.
Almaraz era la primera en la lista y su cierre estaba previsto en 2027, pero el apagón y el escenario geopolítico cambiaron el contexto. Tras una larga batalla por tratar de reducir la factura fiscal sin éxito, las propietarias plantearon finalmente prolongar su funcionamiento.
Después del correspondiente análisis del Consejo de Seguridad Nuclear, el Gobierno acabó autorizando el pasado agosto la continuidad de los dos reactores hasta junio de 2030.
Sobre el papel, el Ejecutivo mantiene su objetivo de cerrar todo el parque en 2035. En la práctica, sin embargo, la prórroga de Almaraz supone un cambio importante respecto al escenario que manejaba al comienzo de la legislatura.
El nuevo problema: no hay red para todos
Si el apagón puso de manifiesto las limitaciones de la generación, la segunda mitad de la legislatura ha revelado otro problema: las redes eléctricas. Centros de datos, fábricas, proyectos de hidrógeno verde, nuevas viviendas y grandes instalaciones industriales están reclamando cada vez más electricidad, pero la infraestructura está prácticamente saturada.
El Ejecutivo ha aprobado recientemente planes de inversión récord y ha eliminado topes antiguos para que las empresa puedan ampliar las redes eléctricas con el objetivo de dar cabida a toda la nueva demanda eléctrica que está por llegar, pero los resultados tardarán en llegar.
El problema ha adquirido especial dimensión con los centros de datos, ya que España aspira a convertirse en el principal hub para este tipo de instalaciones del sur de Europa gracias a su disponibilidad de renovables y a su posición geográfica.
Pero estos proyectos consumen cantidades enormes de electricidad y compiten por una capacidad de acceso a la red que es limitada. Con cerca de 70.000 millones de inversión en juego, el Gobierno ha propuesto una regulación que desde el sector ven imposible de cumplir y que puede abocar a una fuga de capital e incluso a una guerra judicial.
Por su parte, Red Eléctrica ha empezado a publicar mapas específicos de capacidad para la demanda precisamente para ordenar este nuevo escenario. En la red de transporte hay ya decenas de gigavatios de solicitudes y permisos vinculados a nueva demanda, con los centros de datos como uno de los principales focos de crecimiento.
Del escudo anticrisis al alivio fiscal
La legislatura también ha estado marcada por la crisis de Oriente Medio que ha obligado el Gobierno a actuar con medidas de choque para frenar el impacto en hogares transporte y, en menor medida, en la gran industria.
Desde el Ejecutivo se ha recurrido a rebajas fiscales, descuentos sobre carburantes y otras medidas para contener el impacto de las guerras y de la volatilidad internacional de los precios. Medidas que desde los grandes consumidores industriales ven insuficientes y alertan de un invierno duro.
Cabe destacar también una de las decisiones con mayor impacto estructural, como es la eliminación del Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica (IVPEE). El Gobierno ha aprobado su desaparición progresiva, hasta llegar al 0% en 2028, siguiendo las directrices de Bruselas.
La medida beneficia especialmente a las grandes eléctricas, que son las que más energía generan y, por tanto, las que más pagan. Iberdrola y Endesa, por sí solas, pagaron conjuntamente alrededor de 800 millones de euros por este impuesto en 2025.
