De la apuesta por las renovables al apagón: la encrucijada energética de España

noviembre 17, 2025 Patricia Van Ploeg

El apagón que dejó sin luz a la península ibérica el 28 de abril de 2025 sembró una semilla de duda en España: ¿No es estable el sistema eléctrico español? ¿Se puede confiar en las renovables? España, que hasta ahora había apostado con fuerza por un modelo gobernado por la energía verde, se encuentra en una encrucijada. Aunque el país sigue generado más de la mitad de su electricidad con renovables, la demanda de gas natural para generación eléctrica se ha disparado en los últimos meses y se está pidiendo retrasar el cierre de las nucleares.

En un momento de debilidad energética con la guerra de Ucrania y de búsqueda de autonomía europea, España parecía ser el país perfecto para liderar la transición energética del bloque comunitario. Así lo señalaban organismos como la Agencia Europea de Medio Ambiente. Sin embargo, el apagón ha puesto de manifiesto que el sistema energético español no es tan estable como parecía. Y que de fondo hay una serie de problemas estructurales cada vez más ineludibles: la falta de interconexión —que hace de España el tercer país peor conectado de la UE—, las tensiones geopolíticas con Marruecos y Argelia o el descontento social interno por la desigualdad territorial en la implantación de las renovables.

En este contexto y con el objetivo de evitar a toda costa un segundo apagón, el país ha puesto un freno al empuje renovable y ha optado por exprimir su capacidad regasificadora y su ubicación como paso clave en el flujo de hidrocarburos hacia Europa.

El impasse en la apuesta renovable

Recurrir al ciclo combinado está lejos de ser una estrategia nueva, pues España lleva recibiendo gas norteafricano desde los años sesenta. Además, el valor del país como nodo gasístico de tránsito y almacenamiento empezó a resonar en Europa especialmente desde el inicio de la guerra de Ucrania y la búsqueda europea de alternativas al gas ruso. Pero en pleno camino hacia la autonomía energética de la UE y de incertidumbre interna sobre la estabilidad de un sistema energético que lleva años viendo crecer a las renovables, lo que España busca no es novedad sino estabilidad.

En el marco de esa búsqueda de suelo firme, España se ha asegurado la llegada masiva de gas natural licuado (GNL) con más de 2.100 descargas de barcos previstas hasta 2040. Estos contratos, confirmados en noviembre de 2025, garantizan aproximadamente la mitad de todo el suministro gasístico nacional, y se irán completando con subastas mensuales y anuales para contratar nuevas llegadas de barcos a las plantas regasificadoras. Además, el país ha cerrado ya acuerdos de reexportación de GNL con más de un millar de buques metaneros.

En esa misma línea, se está cuestionando la política de cierre de las nucleares españolas. Tras la energía eólica, la fuente que más aporta al mix energético nacional es la nuclear. España tiene cinco centrales activas: dos en Cataluña, una en Valencia, otra en Extremadura y una quinta en Castilla y León. Se trata de centrales que deberían cerrar progresivamente a partir de 2027.

Pero el debate ha ido un paso más allá y las empresas propietarias de la central nuclear extremeña —Iberdrola, Endesa y Naturgy— han presentado una solicitud formal al Ministerio para la Transición Ecológica pidiendo una prórroga en el cierre de la central hasta junio de 2030. El Gobierno tiene de plazo hasta marzo de 2026 para evaluar si extender o no la vida útil de esta central.

Sin embargo, este pequeño freno a la integración renovable en pos de la seguridad del ciclo combinado no está libre de consecuencias. Las renovables siguen liderando la producción eléctrica española, pero se ha estancado la producción, manteniendo los valores de 2024 en vez de aumentar como ha ocurrido en los últimos años.

La cuestión es que el parque eólico y fotovoltaico sigue creciendo. Y esto se traduce en una mayor capacidad de producción, sin que esa energía se esté incorporando a la red. En pocas palabras: se está desperdiciando energía renovable, más barata. Al punto de que en julio se alcanzaron cifras récord: se desaprovechó el 11% de la energía verde. ¿Tiene sentido, entonces, dar la espalda al camino de las renovables?

Radiografía de la España verde

En 2024 España generó el 57% de su electricidad a nivel nacional (59% a nivel peninsular) a partir de tecnologías renovables. Veníamos de unos años de crecimiento sostenido en este porcentaje y con la clara idea en mente de seguir aumentándolo hasta alcanzar el 81% de producción para 2030, de acuerdo con el Plan Nacional de Energía y Clima 2023-2030.

Dentro de este tirón renovable, la energía eólica es la que más electricidad ha generado. Esta energía, que tiene implantación en prácticamente todo el territorio nacional salvo en Madrid, Ceuta y Melilla, trae consigo dos grandes ventajas.

Primero, que España controla la cadena completa de suministro: es uno de los principales productores de aerogeneradores del mundo, con 276 centros de fabricación, y el quinto mayor exportador de este tipo de maquinaria en el mercado internacional. Así que estamos hablando de una tecnología principalmente made in Spain. Y segundo, que la eólica contribuye a abaratar el precio de la luz. De hecho, de acuerdo con la Asociación Empresarial Eólica, este tipo de energía contribuyó a reducir el precio de la electricidad en un 24%. Algo que no ocurre con el ciclo combinado o con la nuclear.

Pero tampoco es oro todo lo que reluce. La implantación de la energía eólica es muy desigual territorialmente, acompañada de descontento social. El parque eólico español se concentra sobre todo en Castilla y León, Aragón y Castilla-La Mancha. Y a pesar de que el país controla la producción de aerogeneradores, lo cierto es que el mayor parque eólico operativo en España —GECAMA, ubicado en la provincia de Cuenca— es propiedad de la empresa israelí Enlight Renewable Energy.

La tercera mayor energía a nivel de producción eléctrica es la solar fotovoltaica. España es de hecho el tercer país productor de energía solar fotovoltaica per cápita del mundo y es un sector en crecimiento. Ahora bien, el despegue de la energía solar en España no se nutre solo del sol mediterráneo. Y es que a pesar de que el país ibérico no haya sufrido tanto la dependencia energética de Rusia como sus vecinos europeos, lo cierto es que su energía verde también depende de un tercer Estado: China.

Aunque Europa esté apostando por un aumento de las tecnologías propias para su transición energética, el gigante asiático controla el 80% del mercado mundial de paneles solares. Y España depende de esta tecnología. A nivel de comercio bilateral, el tercer producto chino que más importa España son los paneles solares —por detrás de los coches eléctricos y los smartphones—. En el top 10 importaciones están también las baterías de litio, que son esenciales para almacenar la electricidad generada por los paneles solares y los transformadores eléctricos.

Al margen de la dependencia tecnológica, lo cierto es que las renovables han ido echando raíces cada vez más profundas en el mix energético español. Y suponen buena parte de la electricidad de muchas comunidades autónomas, al punto de que en Castilla y León o Aragón las renovables representaron en 2024 un 92,8% y un 88,8% de su mix regional, respectivamente.

Además, esta dependencia de terceros Estados no es exclusiva de la energía verde. España no cuenta con yacimientos de hidrocarburos, por lo que cualquier empuje a las centrales de ciclo combinado o petróleo implica más importaciones.

La España de los hidrocarburos

El flujo de crudo a España había estado durante años dominado por Nigeria, pero desde 2023 el país africano ha sido destronado por Estados Unidos, seguido de Brasil y México. Hasta el estallido de la guerra de Ucrania también se importaba petróleo de Rusia, pero en línea con las sanciones de la UE el flujo se ha paralizado.

En cuanto a gas, el principal proveedor es Argelia, que pese a las tensiones diplomáticas provocadas por el apoyo del Gobierno de España al plan de autonomía marroquí para el Sáhara Occidental, sigue suministrando el 38,7%. Este último año Estados Unidos ha pisado el acelerador también en este sector, colocándose como segundo mayor proveedor e incluso sobrepasando a Argelia en algunos meses, como el propio abril del apagón.

El 60% del gas que se consume en España llega en estado líquido a través de barcos, y el 40% restante mediante los gasoductos que unen a la península con el norte de África. Europa es el mayor importador mundial de gas natural licuado y España cuenta con una importante infraestructura de regasificación: posee 7 de las 30 regasificadoras o terminales de importación de la Unión Europea. Esto, junto con las instalaciones subterráneas españolas, implica que el país tiene más de un tercio de la capacidad europea de almacenamiento de gas.

Así, este giro en la estrategia española tras el apagón no solo cumple con el objetivo de garantizar la estabilidad del sistema energético y, en teoría, minimizar las posibilidades de que se repita un episodio como el apagón. También sirve para recolocar a España como una promesa para Europa: lo ha sido hasta ahora —y puede que siga siéndolo— por las renovables, pero puede serlo también como nodo gasístico de tránsito. Aunque no sin complicaciones.

Con gas o con renovables… España es una isla energética

Aunque la causa no está clara, se anticipa que el apagón se produjo por una serie de sobretensiones en cascada que no se pudieron amortiguar. Las renovables no serían las culpables de este fenómeno, aunque sea necesario reforzar los sistemas de estabilización de estas fuentes de energía. Ahora bien: uno de los factores que reduce en gran medida este tipo de eventos es la interconexión. Y aunque España se decante por impulsar el gas, sigue sin cumplir con los mínimos de interconexión que marca la UE marca.

Mientras el sistema eléctrico de España está bien integrado con el portugués, formando un entramado de cableado y conexiones que explica por qué el apagón de abril afectó también a nuestro vecino peninsular, lo cierto es que solo está conectado con el resto de la Unión Europea a través de cuatro enlaces con Francia.

Esta falta de conectividad se traduce, por ejemplo, en que pese a la gran capacidad regasificadora del país solo un 12% de este combustible cruza la frontera hacia suelo francés y los mercados europeos.

El objetivo que se marca la Unión Europea para 2030 es alcanzar un 15% de interconexión. Hay países del bloque que lo superan con creces, como Luxemburgo —cuya interconexión alcanza el 200%— o Eslovenia y Lituania, que superan el 70%. Y España no solo no lo cumple sino que está el tercero por la cola: con solo un 6,5%.

A cuanta más interconexión, más garantías hay de que un contratiempo como el que provocó el apagón pueda resolverse de forma más rápida y más eficiente. Tanto porque acelera el ritmo de recuperación como porque permite una gestión más sencilla de las energías renovables de producción variable —como la solar o la eólica—.

Esta falta de enlaces no sólo responde a una cuestión geográfica sino también a intereses geopolíticos. Francia mantiene una postura bastante reticente a aumentar las conexiones con España por una cuestión de mercado. El pilar energético francés es la energía nuclear, más costosa en cuanto a precios que las renovables. Por lo que una mayor interconexión con la península implicaría facilitar la entrada en el mercado de las renovables españolas, más competitivas.

Este rechazo francés se ha materializado en proyectos fallidos, como el gasoducto MidCat: un intento de conexión gasística a través de los Pirineos. En este caso España sí completó su parte de construcción, que acaba en la frontera a la espera de que Francia lo empalme con su red gasística. La postura francesa puede suavizarse con la entrada en escena del hidrógeno verde: una de las fuentes de energía que todavía no están muy desarrolladas pero que pueden ser la apuesta del futuro.

pero que pueden ser la apuesta del futuro.

El interés en el hidrógeno verde

En 2022 se firmó un acuerdo entre España, Francia y Portugal que daba pie a la construcción de un gasoducto destinado a transportar hidrógeno verde a través de una tubería submarina: el H2Med. Se prevé que pueda estar en marcha para 2030 y traería beneficios a todos los países implicados. Por un lado, mejoraría la situación de aislamiento peninsular de España y Portugal. Por otro lado, reforzaría esa postura de España como nodo de tránsito.

Aunque ahora mismo solo hay nueve plantas de hidrógeno verde operando en España y otras seis en fase de construcción, la Asociación Española del Hidrógeno (Aeh2) ha contabilizado casi 400 proyectos dedicados a la producción de hidrógeno verde en el país. La vida de este sector se ha entrelazado a la del carbón, aunque en dirección contraria. Y es que mientras las centrales eléctricas de carbón están llegando a su fin, con tan solo cuatro en activo y cierre previsto para este mismo año, se busca reconvertir estas infraestructuras en plantas de hidrógeno verde, como ocurre en el caso de la central de Los Barrios en la provincia de Cádiz.

Así, es un sector que se presenta como clave para la transición energética, pero que se enfrenta a grandes retos —empezando por la propia conectividad con el resto de la red, puesto que los nudos de conexión están saturados, lo que impide y retrasa la unión de nuevos proyectos—. Por lo que aunque tenga mucho potencial por desarrollar, el hidrógeno verde todavía no es ni una alternativa viable ni una solución para España, que seguirá envuelta en la encrucijada de seguir apostando por un futuro renovable o reducir su trozo de pastel.

FUENTE: EOM- EL ORDEN MUNDIAL/MADRID