Jan Rosenow, Un. Oxford: España se ha convertido en uno de los mercados eléctricos más baratos de Europa... España es ahora más barata que Francia, muy por debajo del bloque centroeuropeo, y a poca distancia de los pesos pesados nórdicos de la energía hidroeléctrica y nuclear que siempre han encabezado la liga de la energía barata... Hace una década, España era un cuento con moraleja sobre la inversión solar varada y uno de los mercados eléctricos más caros de Europa... La historia detrás de ese ranking es, en la superficie, simple. España desplazó cada vez más el gas de su suministro eléctrico, y el precio de la electricidad siguió la misma tendencia... España no solo añadió renovables sobre una base fósil. Lo sustituyó. La curva de fósiles ha ido disminuyendo, año tras año, mientras que la curva de renovables ha ido aumentando... Lo que ha sucedido silenciosamente en España es que el gas ahora fija el precio con mucha menos frecuencia... para los primeros cuatro meses de 2026, sólo lo hizo en el 9%... este es el ejemplo más claro en Europa del efecto precio que los defensores de las energías renovables han estado describiendo durante años... El apagón de abril de 2025 no fue lo que decían los titulares... fue por la capacidad de la red para gestionar "variaciones rápidas de voltaje" que desestabilizaron el sistema... España es "pionera" al encontrarse con cosas que "todos los demás podrían encontrar en algún momento". Las soluciones existen: statcoms (amortiguadores de tensión), mejores protocolos de desconexión y capacidades de control de tensión requeridas para todos los generadores, no solo para las energías renovables

"En los primeros cuatro meses de 2026, el precio medio mayorista de la electricidad en España fue de 44 € por megavatio-hora. En Italia, era de 127 €. En Alemania, 96 €. En el Reino Unido, 103 €. España es ahora más barata que Francia, muy por debajo del bloque centroeuropeo, y a poca distancia de los pesos pesados nórdicos de la energía hidroeléctrica y nuclear que siempre han encabezado la liga de la energía barata.

Este no es el lugar donde la mayoría de los observadores esperaban que estuviera España. Hace una década, España era un cuento con moraleja sobre la inversión solar varada y uno de los mercados eléctricos más caros de Europa. Hoy se sitúa cerca del final de la tabla de precios, y la brecha se está ampliando.

La historia detrás de ese ranking es, en la superficie, simple. España desplazó cada vez más el gas de su suministro eléctrico, y el precio de la electricidad siguió la misma tendencia.

La mezcla ha cambiado hasta ser irreconocible.

Hace veinticinco años, un tercio de la electricidad de España provenía del carbón. Hoy en día, el carbón ha desaparecido prácticamente. El gas, que se disparó en la década de 2000 como sustituto, alcanzó su punto máximo por encima del 30% de la generación a finales de la década de 2000 y desde entonces ha retrocedido hasta aproximadamente el 19%. La energía nuclear se ha mantenido estable en torno al 19%, la hidroeléctrica y la bioenergía juntas en torno al 14%, y la capacidad restante se ha cubierto de forma constante con energía eólica y solar.

Solo la eólica suministró el 20% de la generación española en 2025. La energía solar, que apenas existía a gran escala a principios de la década de 2010, alcanzó el 22%. Entre ambas, esas dos tecnologías generan ahora más electricidad que cualquier otra categoría única en el sistema, incluida la flota nuclear que una vez fue el caballo de batalla confiable de España.

2022 fue el punto de inflexión

Si se compara la generación solar y eólica con toda la generación fósil (gas más las últimas brasas de carbón y petróleo), las líneas se cruzaron en 2022. Ese fue el primer año en que la energía eólica y solar juntas generaron más electricidad que todas las fuentes fósiles combinadas. A lo largo del primer trimestre de 2026, la brecha se ha ampliado aún más. La energía solar y eólica aportaron el 44% de la generación, y los combustibles fósiles el 17%.

Esta es la historia estructural en torno a la cual giran muchos argumentos sobre la política energética. España no solo añadió renovables sobre una base fósil. Lo sustituyó. La curva de fósiles ha ido disminuyendo, año tras año, mientras que la curva de renovables ha ido aumentando.

2022 también fue un punto de inflexión para los precios mayoristas de la electricidad en España: La excepción ibérica limitó inicialmente los precios de la electricidad por debajo de la media de la UE27, pero incluso después de que el mecanismo finalizara, España amplió aún más la brecha de precios.

Por qué esto se refleja en el precio

En un mercado mayorista de electricidad, el precio en cualquier hora determinada lo establece la planta más cara que necesita funcionar para satisfacer la demanda. Para la mayor parte de Europa, durante la mayor parte de la última década, esa ha sido una planta de gas. La conexión de orden de mérito entre los precios del gas y los de la electricidad es la razón por la que los hogares europeos recibieron un choque en su factura de electricidad cuando el gasoducto ruso colapsó en 2022.

Lo que ha sucedido silenciosamente en España es que el gas ahora fija el precio con mucha menos frecuencia. En 2022, el gas fue la planta marginal en aproximadamente el 55% de todas las horas. En 2024 había caído al 27%. Para los primeros cuatro meses de 2026, era solo el 9%.

Una nota sobre la metodología: La cuota de mercado del fijador de precios del gas se estima utilizando el método de Zakeri et al. (2023). Por cada hora, se verifican dos condiciones: ¿se está generando gas realmente, y el precio de mercado es igual o superior al costo marginal a corto plazo calculado para operar una planta de gas? Si ambos son ciertos, el gas se considera el probable fijador de precios. El coste marginal se calcula a partir de los precios mensuales del TTF y del EU ETS, asumiendo una turbina de gas de ciclo combinado moderna con una eficiencia del 52%. El gráfico cuenta las horas en las que el gas se despacha directamente y el precio de mercado alcanza el costo marginal a corto plazo calculado para la generación de gas, y probablemente subestima la verdadera influencia de los precios del gas en el mercado español. La retroalimentación que he recibido sobre el análisis anterior sugiere que no se capturan dos efectos: las centrales hidroeléctricas a menudo no pujan por sus costos operativos cercanos a cero, sino por el costo de oportunidad, esencialmente lo que podrían ganar cuando los precios son altos, que suelen estar fijados por el gas. Y las plantas de cogeneración queman gas pero sus costos se calculan según una fórmula regulatoria española específica en lugar del precio spot del gas, por lo que no aparecen en la prueba estándar que utiliza la metodología. El gas está realmente marcando el precio en esas horas, pero el método no lo tiene en cuenta. La afirmación más precisa es que la generación de gas en el margen está disminuyendo rápidamente, pero la influencia del precio del gas en el mercado sigue siendo más amplia de lo que sugiere la cifra principal.

Lo que esto no es

Cuatro cosas que esta historia no es.

No es una afirmación de que el gas haya desaparecido. El gas sigue suministrando alrededor de 1/5 de la electricidad española, aproximadamente la misma proporción que la nuclear. Su papel en el margen (la parte de fijación de precios) se ha reducido más rápido que su papel en la combinación energética (la parte de megavatios-hora quemados).

Es solo el precio al por mayor. La cifra de 44 €/MWh es lo que se paga a los generadores en el mercado intradiario. No es lo que pagan los hogares. Los cargos de red, los costos del sistema, los márgenes de los proveedores, los impuestos y las tasas políticas se suman, y pueden duplicar o triplicar fácilmente la cifra subyacente para cuando llega a una factura doméstica. Moverse al por mayor más barato es necesario para que bajen las facturas minoristas, pero no es suficiente.

A pesar de tener la electricidad mayorista más barata de Europa, los hogares españoles pagan por encima de la media de la UE, 0,265 €/kWh en 2025, ocupando el puesto 16 de 25 países. Eso sitúa a España como más cara que Francia, Países Bajos, Dinamarca y la mayor parte de Europa Central y Oriental. Parte de esto tiene que ver con la cantidad de impuestos y gravámenes que se aplican a la electricidad.

El gráfico de abajo descompone una factura típica de electricidad de un hogar español en sus principales componentes de costo. El total (0,27 €/kWh, Eurostat, diciembre de 2025) y la amplia proporción de impuestos y gravámenes (~31%) están anclados en datos oficiales; el desglose entre energía, cargos de red y costes del sistema es una estimación del modelo coherente con ese total, en lugar de una cifra extraída de una única fuente. (...)

Tres advertencias vale la pena tener en cuenta:

Primero, el componente mayorista de energía, la porción más grande, se mueve diariamente con el mercado eléctrico, por lo que la proporción mostrada refleja un promedio de diciembre de 2025 y puede oscilar mucho más allá de ese rango a lo largo del año.

Segundo, España ha ajustado los impuestos sobre la electricidad repetidamente en los últimos años: el IVA cayó del 21% al 5% durante la crisis energética de 2022 antes de ser restaurado por completo al 21% para enero de 2025 - la tasa que se muestra aquí - mientras que el impuesto especial sobre la electricidad (IEE) se redujo nuevamente al 0,5% en marzo de 2026. Un gráfico dibujado para un mes diferente puede verse significativamente distinto.

Tercero, las tarifas de mercado libre y las reguladas presentan los mismos costos subyacentes de manera diferente: en un contrato comercial a precio fijo, los peajes de red suelen estar incluidos en la tarifa de energía en lugar de mostrarse por separado, por lo que las porciones relativas cambian incluso aunque la economía subyacente sea idéntica.

 Una simplificación adicional: parte de cada factura española es un cargo diario fijo basado en la capacidad contratada en kilovatios, independientemente de la energía consumida. Expresando esto como una cifra por kWh, como necesariamente hace el gráfico, se sobreestima el costo unitario para los hogares de bajo consumo y se subestima para los de alto consumo.

Otros costos del sistema están aumentando. La otra cara de obtener energía barata es pagar más en otros lugares para mantener el sistema estable. España está adquiriendo más servicios de equilibrio, más potencia reactiva y soporte de tensión, y en última instancia, más transmisión para trasladar la energía eólica y solar desde donde los recursos son buenos hasta donde está la demanda. Esos costos recaen en los consumidores a través de cargos de red y políticas en lugar del precio mayorista. Aún no son lo suficientemente grandes para compensar las ganancias mayoristas, pero están aumentando.

La energía nuclear sigue funcionando, y la política es apagarla. Aproximadamente una quinta parte de la electricidad española proviene de una flota de reactores programados para ser retirados entre 2027 y 2035. Si esos reactores salen del sistema sin un reemplazo equivalente de bajas emisiones de carbono, el gas volverá a subir en el orden de mérito y la cuota de gas volverá a aumentar.

Lo que es

A pesar de todas esas advertencias, este es el ejemplo más claro en Europa del efecto precio que los defensores de las energías renovables han estado describiendo durante años, finalmente llegando a los datos. Más energía eólica y solar en la red significa menos horas en las que el gas es la planta marginal. Menos de esas horas significa un precio mayorista desacoplado del mercado del gas durante la mayor parte del día. Y un precio mayorista desvinculado del gas, en 2026, es un precio barato.

España es ahora una demostración práctica de que se puede tomar un sistema eléctrico que hace una generación era 33% carbón, hace una década más del 30% gas, y hacerlo funcionar con aproximadamente un 44% de energía eólica y solar, con los precios mayoristas resultantes entre los más bajos de Europa. Las preguntas restantes son sobre resiliencia, sobre quién captura realmente los ahorros y sobre hasta dónde puede llegar la sustitución antes de que los retiros nucleares reabran la brecha. Otra pregunta clave es también si el aumento de los costes del sistema energético (redes, equilibrio, etc.) se verá compensado por la bajada de los precios mayoristas.

El apagón de abril de 2025 no fue lo que decían los titulares.

El 28 de abril de 2025, toda la península ibérica se quedó sin electricidad durante la mayor parte de un día laboral, y casi 60 millones de personas perdieron el suministro. Ese día, varios medios de gran alcance culparon inmediatamente a las energías renovables sin ninguna evidencia. La investigación final de ENTSO-E, publicada casi un año después, concluye lo contrario. Damian Cortinas, presidente de la junta directiva de ENTSO-E, dijo al Financial Times que "el problema no son las energías renovables", sino la capacidad de la red para gestionar "variaciones rápidas de voltaje" que pueden desestabilizar el sistema. Oscilaciones inusuales desencadenaron una cascada de desconexiones de plantas, y los gestores de la red perdieron el control. La verdadera lección no es que España haya ido demasiado lejos en eólico y solar, sino que cada país de Europa necesita modernizar la forma en que gestiona la estabilidad de tensión. España, en el marco de Cortinas, es "pionera" al encontrarse con cosas que "todos los demás podrían encontrar en algún momento". Las soluciones existen hoy en día: statcoms (amortiguadores de tensión), mejores protocolos de desconexión y capacidades de control de tensión requeridas para todos los generadores, no solo para las energías renovables. "No hay nada en las recomendaciones que no se pueda hacer mañana", dijo Cortinas al FT. La pregunta abierta es quién paga la actualización de la flota existente, y eso, dijo, "tendrá que ser analizado en cada país"." 

(Jan Rosenow, Un. Oxford, blog, 10/05/26, traducción Quillbot, enlaces y gráficos en el original)  

Una solución ibérica para Europa... Europa conoce bien los estragos que provocan las crisis energéticas... El aumento de los costes energéticos impulsa la inflación –también la subyacente– y acaba haciendo inevitable el endurecimiento de la política monetaria... No queremos que la historia se repita... En el origen del encarecimiento de la energía está, por un lado, la dependencia de los combustibles fósiles y, por otro, un diseño del mercado eléctrico todavía demasiado dependiente de los mercados de corto plazo, que proyectan sobre el conjunto de las tecnologías de generación eléctrica los costes de la tecnología más cara... la solución ibérica fue eficaz porque atacó el problema donde realmente se genera: recortó de facto la sobreretribución de tecnologías como la nuclear, la hidráulica o las renovables que venden a mercado, que no consumen combustibles fósiles, pero sí se benefician de unos precios eléctricos inflados por la subida del gas y del CO2. Además, gracias a la solución ibérica, la reducción del precio de la electricidad no solo contribuyó a contener la inflación en España, sino que además tuvo efectos distributivos positivos, aliviando relativamente más a los hogares de menores ingresos. Por el contrario, intentar solucionar el shock energético sólo con gasto público o rebajas fiscales reduce los recursos del Estado y desplaza el coste hacia los contribuyentes, sin resolver el verdadero problema de fondo... Una solución ibérica para toda Europa evitaría subsidios cruzados entre países, reduciría la presión inflacionaria en el conjunto del continente y el riesgo de subida de tipos de interés, ayudaría a proteger la competitividad de la industria europea en un momento clave... Mientras dure la guerra, y mientras Europa avanza hacia la descarbonización de su economía–un objetivo que difícilmente podrá alcanzarse sin una reforma de la regulación eléctrica–, apostemos por una solución ibérica para toda Europa Los Veintisiete se enfrentan hoy a una decisión estratégica: pueden optar por respuestas nacionales o apostar por una estrategia común que evite el encarecimiento de la luz (Natalia Fabra Portela)

 "Europa conoce bien los estragos que provocan las crisis energéticas. Basta con echar la vista atrás cinco años para recordar qué sucede cuando la reducción en la oferta de gas dispara su precio y ese encarecimiento se traslada de inmediato a los mercados eléctricos, donde las centrales de gas siguen siendo determinantes en la fijación de precios. El aumento de los costes energéticos impulsa la inflación –también la subyacente– y acaba haciendo inevitable el endurecimiento de la política monetaria.

No queremos que la historia se repita, tampoco en materia energética. Las soluciones estructurales deberían partir de un diagnóstico claro. En el origen del encarecimiento de la energía está, por un lado, la dependencia de los combustibles fósiles y, por otro, un diseño del mercado eléctrico todavía demasiado dependiente de los mercados de corto plazo, que proyectan sobre el conjunto de las tecnologías de generación eléctrica los costes de la tecnología más cara.

Por ello, las soluciones estructurales deberían pasar por acelerar el despliegue de las inversiones en renovables, almacenamiento, redes, y electrificación, todas ellas imprescindibles para eliminar los combustibles fósiles de nuestra dieta energética. Y también deberían pasar por una apuesta más decidida por las subastas de contratos de energía a largo plazo, que permiten reducir el coste del despliegue renovable, evitando que los precios de la electricidad queden contaminados por las oscilaciones de los combustibles fósiles, al compás de los vaivenes geopolíticos. Descarbonizar no es sólo un objetivo climático: también es competitividad, y autonomía estratégica.

Pero, ¿qué hacer mientras tanto para evitar una nueva espiral de precios? España y Portugal ya mostraron el camino durante la pasada crisis energética. Cuando se trata de responder a una emergencia, las mejores políticas no son necesariamente las mejor diseñadas, sino las más eficaces. Y la solución ibérica fue eficaz porque atacó el problema donde realmente se genera: recortó de facto la sobreretribución de tecnologías como la nuclear, la hidráulica o las renovables que venden a mercado, que no consumen combustibles fósiles, pero sí se benefician de unos precios eléctricos inflados por la subida del gas y del CO2. Además, gracias a la solución ibérica, la reducción del precio de la electricidad no solo contribuyó a contener la inflación en España, sino que además tuvo efectos distributivos positivos, aliviando relativamente más a los hogares de menores ingresos. Por el contrario, intentar solucionar el shock energético sólo con gasto público o rebajas fiscales reduce los recursos del Estado y desplaza el coste hacia los contribuyentes, sin resolver el verdadero problema de fondo.

La solución ibérica también tuvo un efecto colateral: al reducir el precio de la electricidad en España, aumentó las exportaciones a Francia, elevando la generación eléctrica con gas en nuestro país y beneficiando a consumidores franceses que accedieron a una electricidad cuyo precio estaba siendo parcialmente subvencionado por los consumidores españoles.

Una solución ibérica para toda Europa evitaría subsidios cruzados entre países, reduciría la presión inflacionaria en el conjunto del continente y el riesgo de subida de tipos de interés, ayudaría a proteger la competitividad de la industria europea en un momento clave, y quitaría presión sobre el debilitamiento de las políticas climáticas como vía para reducir los costes energéticos.

Europa se enfrenta hoy a una decisión estratégica. Puede optar por respuestas nacionales que alivien temporalmente la presión de los costes energéticos, pero que fragmenten el mercado y distorsionen los intercambios de electricidad. O puede adoptar una solución común que, sin comprometer recursos públicos, evite que la electricidad se encarezca como consecuencia de una dependencia aún excesiva de los combustibles fósiles y de un diseño de mercado que amplifica sus efectos adversos sobre empresas y hogares.

Mientras dure la guerra, y mientras Europa avanza hacia la descarbonización de su economía–un objetivo que difícilmente podrá alcanzarse sin una reforma de la regulación eléctrica–, apostemos por una solución ibérica para toda Europa." 

( Natalia Fabra Portela , Cinco días, 18/03/26) 

Toledo crea la primera comunidad energética en un casco histórico: “Era injusto que no pudieran acceder a una energía limpia”... Se prevé que la primera fase esté operativa en septiembre y entre sus 65 miembros hay particulares, comunidades de vecinos, empresas y varios de los conventos de clausura emplazados en el casco. También el Ayuntamiento que, a cambio de ceder los tejados, recibirá un 10% de la energía generada... No es solo el ahorro económico o que la inversión se amortice en un plazo muy corto de tiempo. Se debe, sobre todo, a un compromiso de estos vecinos con el medio ambiente (José C. Rejas)

 "Vivir en un casco histórico como el de Toledo es lo más parecido a hacerlo en una especie de museo de Historia al aire libre, pero tiene algunas limitaciones que condicionan la vida de sus vecinos. Una de ellas era, hasta ahora, la colocación de paneles solares en los tejados para evitar cualquier impacto en su cono visual. Algo común en las 15 ciudades Patrimonio de la Humanidad en nuestro país. Toledo las ha sorteado creando la primera comunidad energética de ese selecto grupo. La normativa permite que estos paneles se sitúen a un máximo de dos kilómetros de los puntos de consumo y alrededor del perímetro protegido. Y la Comunidad ya cuenta con dos cubiertas municipales cedidas por el Ayuntamiento para colocar las dos primeras instalaciones, cada una de ellas con una capacidad de 100 kilovatios, el máximo permitido para autoconsumo.

La demanda ha superado las previsiones. Ya se han cubierto las dos primeras instalaciones y se trabaja en una segunda fase a finales de año con otras dos cubiertas para dar salida a la lista de espera. Seguirán teniendo prioridad los vecinos del casco, pero sus impulsores no descartan abrirla a otros barrios de Toledo fuera de la zona amurallada, si no se cubre el mínimo necesario.

La iniciativa busca facilitar el acceso a una energía limpia a los residentes del Casco y, al mismo tiempo, abaratar la factura. “Con estas primeras dos instalaciones dejaremos de emitir 170 toneladas de CO₂ de forma inmediata y cuando estemos en marcha, en unas semanas, la energía que consumiremos durante el día será prácticamente gratuita”, explica a EL PAÍS Enrique García, presidente de la Comunidad Energética Casco Histórico Ciudad de Toledo.

Se prevé que la primera fase esté operativa en septiembre y entre sus 65 miembros hay particulares, comunidades de vecinos, empresas y varios de los conventos de clausura emplazados en el casco. También el Ayuntamiento que, a cambio de ceder los tejados, recibirá un 10% de la energía generada, que se volcará a la red general sin tener que cambiar de compañía. “Era injusto que los residentes del Casco no pudieran acceder a una energía limpia. No es solo el ahorro económico o que la inversión se amortice en un plazo muy corto de tiempo. Se debe, sobre todo, a un compromiso de estos vecinos con el medio ambiente”, sostiene José Manuel López, residente del barrio amurallado y gerente de la Empresa Municipal del Suelo y la Vivienda que, a través de la Oficina de Transformación Comunitaria, ha ayudado con toda la tramitación.

El mínimo a contratar para los interesados es de 0,5 kilovatios y el máximo de cinco, aunque las empresas pueden llegar a los 7,5, para evitar la concentración de la energía en pocas manos. En función de eso, la aportación monetaria para ingresar en la Comunidad es mayor o menor. “Tengo dos hermanos que viven en viviendas unifamiliares con placas solares y después está el medio ambiente. Me interesó mucho y quise conocer en qué consistía”, explica Inmaculada Labrador, vecina del casco y miembro de esta comunidad. Sus integrantes cambiarán los hábitos de consumo sin estar tan pendientes de los tramos horarios. “Hasta ahora ponía la lavadora o el lavavajillas por las noches y ahora lo pondré durante el día. Aunque por la noche sea más barato, por el día será gratis”, subraya su presidente.

Ese mismo fin persiguen los ocho conventos de Toledo que ya forman parte de la comunidad y que aglutinan a unas 130 religiosas. “Hay conventos que pagan más de 1.500 euros de luz al mes”, recuerda Francisco Rodríguez, presidente de la Asociación de Amigos de los Conventos de Toledo, que ha ayudado a estas congregaciones con todo el papeleo y que esgrime los pocos conocimientos en materia energética que suelen tener sus moradoras. “Son conventos que no han actualizado los contratos, con calefacciones rudimentarias y toda su gestión energética se ha ido deteriorando a lo largo de los años. Es un impulso que va también en línea con la inquietud que tienen por el medio ambiente”, precisa Rodríguez. “Creemos que esto puede ayudar a aminorar los gastos ordinarios y extraordinarios que estos edificios tienen debido a su antigüedad”, agrega.

 Iniciativa pionera

La empresa encargada de la instalación de las placas solares —seleccionada por los propios vecinos entre las ofertas recibidas— ultima estos días la colocación de los primeros paneles en la cubierta de la pista de patinaje de la Escuela Central de Gimnasia, una de las dos cedidas por el Ayuntamiento, junto a la situada en la piscina cubierta del complejo deportivo del Salto del Caballo.

La experiencia ha llamado la atención de muchas otras ciudades —con entornos protegidos y sin ellos— que quieren imitar el ejemplo de Toledo. Hasta entonces, ciudades como Úbeda, Ávila, Segovia o Alcalá de Henares permiten la instalación de estos paneles con restricciones en su color, reflectancia y ubicación, y nunca en espacios visibles desde el exterior de las viviendas, miradores o bienes patrimoniales.

“Tenemos en lista de espera más de 50 solicitudes”, recuerda el promotor de la iniciativa, convencido de que una vez esté en marcha, y los resultados sean palpables, provocará un efecto llamada. El alcalde de Toledo, Carlos Velázquez, ensalzaba el pasado mes de mayo la iniciativa, que enmarca en las medidas del bipartito de PP y Vox para hacer más habitable el casco histórico y fijar población en un barrio aquejado por la turistificación y la escasez de servicios. “Es evidente que vivir en el Casco sigue teniendo más desventajas que ventajas, y una de ellas era no poder beneficiarte de las energías renovables para reducir la factura de la luz y la huella de carbono. Llevamos dos años trabajando para mejorar la vida de los vecinos del barrio, que no se marche ninguno y que vengan más”, defendió Velázquez." 

( José C. Rejas , El País, 02/07/25)

50 días y 2 informes después, muchas de las incógnitas que han rodeado el apagón han empezado a aclararse... parece seguro que estamos ante un fallo de gestión del sistema y ante un posible incumplimiento normativo de determinadas centrales que no respondieron como debían para controlar los problemas que acabaron causando el apagón... También parece claro que el cero eléctrico peninsular no fue culpa de las renovables, ni de las nucleares ni de cualquier otra tecnología de generación, sino un problema sistémico que probablemente arrastramos desde hace mucho tiempo. Y también queda clara la falta de transparencia: ninguno de los dos documentos publicados recoge nombres de centrales ni de empresas eléctricas... el día anterior, Red Eléctrica había programado la actividad de 10 centrales síncronas con capacidad para regular la tensión en la red. Son centrales que pueden actuar como freno ante subidas de tensión y que, de hecho, reciben una compensación por cumplir ese papel. Finalmente, solo 9 estuvieron disponibles... es lo más relevante del informe: Red Eléctrica ve que va a necesitar unos recursos, asigna una serie de centrales para que los aporten y estas no cumplen a pesar de cobrar por ello. Es muy grave... Es cierto que el apagón deriva de una situación de vulnerabilidad del sistema, pero REE ha dicho claramente que, si las centrales con capacidad para regular la tensión hubieran cumplido, no habríamos llegado al colapso... No hay razones aparentes, ni siquiera económicas, para que esas 9 centrales que debían actuar de freno ante la subida de tensión del sistema no actuaran... estas centrales estaban incumpliendo la normativa a nivel técnico y no tenían la capacidad de control necesaria. “La pregunta es desde hace cuánto tiempo estaban incumpliéndola”... Lo realmente grave es que haya un servicio de control de tensión, retribuido con mucho dinero por parte de los consumidores, que no se esté prestando. Es un servicio con el que Red Eléctrica cuenta y que en realidad no existe (Juan F. Samaniego)

"50 días y 2 informes después, muchas de las incógnitas que han rodeado el apagón eléctrico en la península Ibérica del pasado 28 de abril han empezado a aclararse. Otras dudas, sin embargo, siguen todavía sobre la mesa. Lo que parece seguro es que estamos ante un fallo de gestión del sistema y ante un posible incumplimiento normativo de determinadas centrales que no respondieron como debían para controlar los problemas que acabaron causando el apagón.

También parece claro, tal como se desprende de los informes del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y de Red Eléctrica Española (REE), que el cero eléctrico peninsular no fue culpa de las renovables, ni de las nucleares ni de cualquier otra tecnología de generación, sino un problema sistémico que probablemente arrastramos desde hace mucho tiempo. Y también queda clara la falta de transparencia: ninguno de los dos documentos publicados recoge nombres de centrales ni de empresas eléctricas, el de REE opta por dar nombres genéricos y el del ministerio, por los tachones.
Día 0 del apagón: ¿y si todo empezó mucho antes?

La luz se fue en toda la península a las 12:33 horas del lunes 28 de abril, pero los problemas que acabaron causando el apagón empezaron antes. Los dos informes señalan que, el día anterior, Red Eléctrica había programado la actividad de 10 centrales síncronas con capacidad para regular la tensión en la red. Son centrales que pueden actuar como freno ante subidas de tensión y que, de hecho, reciben una compensación por cumplir ese papel. Finalmente, solo 9 estuvieron disponibles.

“Estamos hablando de pagos anuales de unos 600 millones de euros. Y esas centrales, cuando llegó el momento, no cumplieron”, explica Jorge Morales de Labra, director de la empresa Próxima Energía y divulgador en cuestiones energéticas. “Para mí eso es lo más relevante del informe: Red Eléctrica ve que va a necesitar unos recursos, asigna una serie de centrales para que los aporten y estas no cumplen a pesar de cobrar por ello. Es muy grave. Es cierto que el apagón deriva de una situación de vulnerabilidad del sistema, pero REE ha dicho claramente que, si las centrales con capacidad para regular la tensión hubieran cumplido, no habríamos llegado al colapso”.

No hay razones aparentes, ni siquiera económicas, para que esas 9 centrales que debían actuar de freno ante la subida de tensión del sistema no actuaran. Para Morales, estas centrales estaban incumpliendo la normativa a nivel técnico y no tenían la capacidad de control necesaria. “La pregunta es desde hace cuánto tiempo estaban incumpliéndola”, añade el experto. “Es una cuestión de diseño estructural de la planta y no es un tema que se pueda cambiar fácilmente. Creo que el apagón lo que nos está diciendo es que aquí no hay control del control de tensión y, por tanto, que esto lleva siendo así desde hace mucho tiempo”.

 

Día del apagón: ¿qué pasó para desencadenar el cero eléctrico?

A las 12:03 horas se registró una oscilación de frecuencia atípica durante casi cinco minutos que provocó grandes fluctuaciones de tensión. Esta tuvo lugar en una planta fotovoltaica de gran potencia (al menos 350 megavatios) situada en Badajoz. La única que cumple esos requisitos es la de Núñez de Balboa, operada por Iberdrola, aunque los informes no lo confirman. Las causas internas que provocaron esa oscilación todavía se desconocen. “Está claro que aquí no va a haber intencionalidad por parte del operador. En todo caso, podría haber habido una negligencia, pero no lo sabremos hasta que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia abra el expediente correspondiente”, apunta Jorge Morales.

Después, a las 12:16 y a las 12:19, se produjeron otras dos oscilaciones en otros puntos. En los tres casos, se aplicaron una serie de medidas técnicas establecidas en el protocolo de Red Eléctrica para amortiguar los efectos de estas oscilaciones. Estas correcciones dejaron al sistema en una situación más vulnerable, es decir, lo dejaron sin margen para responder a una subida de tensión. Y esto fue lo que pasó justo a continuación. A las 12:32, la tensión empezó a subir de forma rápida y sostenida y se registraron varias desconexiones de instalaciones de generación en Granada, Badajoz, Segovia, Huelva, Sevilla y Cáceres.

“No sabemos exactamente qué produjo esa subida de tensión, fue una suma de factores y de circunstancias que se dio en un momento en el que el sistema estaba más vulnerable”, explica el experto. “Como no hay margen para controlar la situación, se produce el colapso del sistema. Y aquí volvemos a lo de antes: había 9 centrales síncronas que tenían que responder para controlar la tensión y no lo hicieron. El informe incluso dice que una de ellas no solo no lo hizo, sino que además estaba generando energía reactiva, es decir, estaba agravando el problema”. 

 

¿Cómo evitamos que vuelva a desconectarse el sistema eléctrico?

Los informes del Ministerio y de Red Eléctrica proponen también soluciones para que nada de lo ocurrido vuelva a repetirse, aunque con algunas diferencias. Mientras el del Gobierno apunta al refuerzo del control y la supervisión del sistema, algo que corresponde a Red Eléctrica, el documento de REE no reconoce fallos por su parte. Ambos coinciden, eso sí, en la necesidad de reforzar las capacidades técnicas para el control de tensión y la protección frente a oscilaciones, incluyendo la implementación del llamado procedimiento operativo PO 7.4 que permitirá a las plantas renovables utilizar electrónica de potencia.

“Todas las plantas de generación instaladas a partir de 2020 en España, que son básicamente fotovoltaicas, tienen la posibilidad de controlar la tensión de forma electrónica y de forma mucho más eficiente que las plantas convencionales. No lo hacen porque la normativa no está actualizada”, explica Jorge Morales. Para el experto, esta debería ser una de las prioridades a corto plazo para reducir las vulnerabilidades del sistema, junto a un mayor control sobre las centrales que dicen estar aportando tensión cuando en realidad no lo están haciendo.

“Está bien conocer qué pasó en los puntos donde se generaron las oscilaciones, pero lo más importante es que el sistema debe estar preparado para resolver cualquier incidente. Las plantas pueden fallar. Lo realmente grave es que haya un servicio de control de tensión, retribuido con mucho dinero por parte de los consumidores, que no se esté prestando. Es un servicio con el que Red Eléctrica cuenta y que en realidad no existe. Esto para mí es el gran resumen del apagón”, concluye Morales de Labra.

El resto de soluciones propuestas, como el aumento de la interconexión del sistema ibérico, la mejora de la capacidad de almacenamiento o las actualizaciones de la red eléctrica, también ayudarán a reforzar el sistema, aunque son actuaciones a medio y largo plazo. “A corto plazo, lo más inmediato es que haya cambios en la regulación y más control”, subraya el experto."

( Juan F. Samaniego , Climática, 20/06/25)

La central fotovoltaica que está en el origen del apagón es la megaplanta Núñez de Balboa de Iberdrola... fue esta planta la que, media hora antes del corte, cuando generaba 250 MW, empezó a producir oscilaciones anómalas que Red Eléctrica pide investigar... “Se han analizado las condiciones de la red en el punto de conexión, potencia de cortocircuito y nivel de tensión, y ambas eran correctas, por lo que es probable que la oscilación fuese causada por un mal funcionamiento de un control interno o por una anomalía interna de la planta, que deberá aclarar el propietario de la misma”... se reclama una “investigación de la causa de la aparición de la oscilación forzada originada en la planta fotovoltaica de la provincia de Badajoz e implementar las acciones correctivas para evitar su repetición”... de cara a las millonarias indemnizaciones que habrá que abonar a los afectados en el futuro, Iberdrola lleva semanas apuntando a REE, en tanto que operador del sistema eléctrico, como responsable... El mal funcionamiento de Núñez de Balboa no es la única causa del apagón, pero sí el inicio de los eventos que desembocaron en ese cero ibérico sin precedentes, según REE (Antonio M. Vélez)

"La central fotovoltaica en la provincia de Badajoz con la que se inició el histórico apagón del pasado 28 de abril, al originar una serie de oscilaciones anómalas en la red, es la megaplanta Núñez de Balboa, de Iberdrola. Así lo confirman a elDiario.es varias fuentes conocedoras de los informes confidenciales de la comisión de expertos del Gobierno y del operador del sistema, Red Eléctrica, que pide investigar el “mal funcionamiento” de esta instalación, uno de los mayores parques solares del país.

El Gobierno ha concluido, tras 49 días de investigación, que el apagón ibérico fue un evento “multifactorial” sin una única causa que explicaría una conjunción de factores: insuficiente capacidad en el sistema para regular tensión como se esperaba, fallos en la programación de REE (que esta empresa niega), mal funcionamiento de los sistemas de control de tensión de instalaciones de generación y plantas que se desconectaron de forma “indebida”.

Fue, según el dictamen gubernamental, “una combinación de condiciones” que llevaron a “una reacción en cadena de sobretensión, no habiéndose identificado un fallo único que pueda explicar por sí solo la caída”.

Esa “reacción en cadena” arranca, según REE, media hora antes del apagón. Hasta el mediodía de ese lunes “nada hacía presagiar ni predecir remotamente los sucesos que acontecieron”, según el operador del sistema. Pero a las 12.03, una oscilación anómala reduce la tensión del sistema y obliga a tomar medidas urgentes.

Como explicó este miércoles en rueda de prensa la directora de Operación de REE, Concha Sánchez, esa fluctuación, “muy importante”, se prolonga casi cinco minutos y exige actuar “de forma inmediata” por ser una situación “peligrosa”: hay que cambiar la forma en que opera la interconexión con Francia, que deja de funcionar en corriente alterna y pasa a consigna fija, y se incrementa el mallado de la red, lo que complica el control de tensión.

El origen está en lo que el informe difundido este miércoles por REE denomina “Planta Fotovoltaica A”, que según las fuentes consultadas por elDiario.es corresponde a la planta Núñez de Balboa. En esos momentos, la instalación generaba unos 250 megavatios (MW), según se desprende del informe de REE. El del Gobierno (en su versión confidencial, en lugar de la publicada con numerosos tachones y los nombres de plantas y empresas borrados, como habían exigido las empresas eléctricas), apunta a “un comportamiento oscilatorio anómalo en el output de potencia activa y reactiva” de esta central de Iberdrola.

“En pocos segundos, la generación de la planta oscila con una amplitud pico-pico de en torno al 70% de la producción que tenía inmediatamente antes de la oscilación. Este comportamiento contrasta con el de otras plantas de la misma tecnología conectadas en el mismo nudo o nudos cercanos”, dice el documento publicado por el Ejecutivo la noche del martes.

Según el informe, esa oscilación es “más propia de las tecnologías síncronas”, como la nuclear o el gas, que “modifican su factor de potencia para mantener la tensión constante”, que de una planta fotovoltaica, “que está sujeta a un factor de potencia fijo” y en la que “el valor de potencia de salida, especialmente la activa, debería ser constante”.

Según el dictamen del comité, “durante esta perturbación se producen fuertes oscilaciones de tensión, no únicamente de frecuencia y potencia, principalmente en la zona sur y oeste de la península ibérica. A diferencia de las variabilidades de tensión anteriores detectadas esa misma mañana o en días anteriores, en este caso se trata de oscilaciones repetitivas de subida y bajada de tensión en el espacio de segundos, que siguen un patrón concreto coincidente con la oscilación en la frecuencia, a modo de vaivén”.

“Durante este periodo se reportan algunas llamadas por parte de agentes al Operador del Sistema a propósito de las oscilaciones” y “se detecta una caída brusca del amortiguamiento del sistema”, que “se hace más vulnerable”. La misma oscilación se reproduce a las 12.16 horas. Un minuto antes, la planta Núñez de Balboa ha “cambiado su producción” de los citados 250 MW a 350 MW.

Según el informe de REE, “no se observan fluctuaciones de la potencia activa de la planta”, pero sí “en la potencia reactiva”, la que necesitan para operar las redes eléctricas. Esta segunda oscilación de Núñez de Balboa llega poco antes de otra menos atípica con origen en el centro de Europa las 12.19, preludio a la sucesión de sobretensiones que comenzará a las 12.22, que el sistema no será capaz de absorber y acaba desembocando en el apagón.

REE apunta a un mal funcionamiento de Núñez de Balboa como explicación a ese comportamiento anómalo: “Se han analizado las condiciones de la red en el punto de conexión, potencia de cortocircuito y nivel de tensión, y ambas eran correctas, por lo que es probable que la oscilación fuese causada por un mal funcionamiento de un control interno o por una anomalía interna de la planta, que deberá aclarar el propietario de la misma”.

“Se ha revisado la otra planta que evacúa a la red de transporte a través de la misma instalación de enlace así como otras que evacúan en subestaciones próximas, y la única que oscilaba era la indicada”, dice el informe del operador del sistema publicado este miércoles.

El documento, que REE está obligada a publicar por normativa, dada la gravedad del apagón, reclama una “investigación de la causa de la aparición de la oscilación forzada originada en la planta fotovoltaica de la provincia de Badajoz e implementar las acciones correctivas para evitar su repetición”.

“Antes, durante y después”

A preguntas de elDiario.es, Iberdrola no comenta este asunto. Este miércoles, fuentes de la eléctrica indicaron a Europa Press que su comportamiento fue “intachable”, en contraposición con la gestión “temeraria y negligente” de REE, y manifestaron su “asombro” por las declaraciones de las responsables de Redeia, “que parecen confundir las consecuencias del apagón con sus causas”.

Mientras se prepara el terreno para depurar las responsabilidades por el apagón, de cara a las millonarias indemnizaciones que habrá que abonar a los afectados en el futuro, Iberdrola lleva semanas apuntando a REE, en tanto que operador del sistema eléctrico, como responsable.

Su presidente ejecutivo, Ignacio Sánchez Galán, dijo hace unas semanas que “la actuación de Iberdrola antes, durante y después del incidente respondió siempre a los protocolos y a la normativa establecida por el ministerio competente y por el operador del sistema, que es Red Eléctrica, que es al final la responsable de mantener las luces encendidas en el país”. La víspera, el consejero delegado de Iberdrola España, Mario Ruiz-Tagle, subrayó que “la responsabilidad de controlar las sobretensiones es de Red Eléctrica”.

El mal funcionamiento de Núñez de Balboa no es la única causa del apagón, pero sí el inicio de los eventos que desembocaron en ese cero ibérico sin precedentes, según REE, que fija su origen en la media hora previa.

Pero la vicepresidenta y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, apuntó el martes a una “mala planificación” la víspera del apagón por parte de REE en la potencia de reserva (gas y nucleares) en el denominado mercado de restricciones técnicas, que esta empresa niega: la potencia prevista estaba en mínimos anuales, y además una central se declaró indisponible y no se repuso.

El Gobierno también ha apuntado (este análisis lo comparte REE) que ese mercado de reserva no funcionó como debía: los tres reactores nucleares y los seis ciclos combinados de gas que debían operar en restricciones técnicas (un mecanismo con el que las eléctricas se embolsan miles de millones cada año) “no estaban regulando tensión” como debían cuando comenzaron esas sobretensiones. Destaca una central de gas en el sur de España que hace lo contrario de lo que debía: inyectó energía reactiva en lugar de absorberla.

Según la directora de Operación de REE, si estas plantas hubieran hecho su trabajo controlando la tensión, “no hubiéramos tenido apagón”. “El incidente se hubiera evitado”, aseguró la presidenta no ejecutiva de REE, Beatriz Corredor. La exministra socialista insiste en negar cualquier responsabilidad de esta empresa y descarta dimitir.

La tercera causa del apagón, según el dictamen del Gobierno, es una desconexión “indebida” de instalaciones: un “disparo en cascada de las plantas de generación renovable”, dice REE, que no identifica cuáles son porque las empresas del sector han pedido anonimizar toda la información que les afecte. REE sí ha accedido a que se publique la que le afecta.

Es probable que esta información aflore con el informe que prepara el regulador del sector, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

En el trasfondo del apagón está también la falta de mecanismos para permitir regular tensión a las renovables. Esta posibilidad figura en un procedimiento de operación que tiene ya 25 años. Su actualización, como recuerda el informe de REE, “está pendiente de aprobación desde el año 2021” por parte de la CNMC.

El informe de los expertos urge a ponerlo en marcha ya. También REE. En su informe lo reclama “para que toda la generación que tenga capacidad de controlar tensión en tiempo real deba activar dicho control y además se establezcan penalizaciones ante posibles incumplimientos”. Hace unas semanas, cuando elDiario.es reveló que Competencia llevaba años analizándolo, la CNMC aseguró que probablemente aprobaría ese nuevo servicio en mayo. Por ahora no lo ha hecho.

Existencia azarosa

La mayor eléctrica española es propietaria de algo más del 25% de la potencia instalada en España, unos 31.800 MW. En 2020 inauguró en Usagre (Badajoz) la enorme fotovoltaica Núñez de Balboa. Con una potencia de 500 MW y única instalación de Iberdrola en esa provincia, se presentó en 2019 como la mayor fotovoltaica de Europa, con capacidad para suministrar energía a 250.000 hogares. En 2022 fue superada como la mayor del continente por otra megaplanta de Iberdrola en Cáceres, la Francisco Pizarro (590 MW).

La Núñez de Balboa ha tenido una existencia azarosa. El Tribunal Supremo tiene pendiente confirmar la sentencia con la que hace tres años el Tribunal Superior de Justicia de Extremadura (TSJE) anuló la expropiación de las 525 hectáreas que ocupa. El verano pasado, la Fiscalía Europea abrió una investigación sobre el préstamo de 145 millones de euros que concedió a la planta el Banco Europeo de Inversiones (BEI). Hasta 2020 este organismo tuvo como vicepresidenta a Emma Navarro, hoy consejera de Iberdrola España.

A finales del año pasado fue absuelto Antonio Luna, exalcalde de Usagre, de un presunto delito de prevaricación administrativa vinculado a la licencia de obra de la instalación"

(Antonio M. Vélez , eldiario.es, 18/06/25)

Las energías renovables en un entorno estable, con el sistema actual, requieren de soluciones de acumulación o respaldo, hoy por hoy insuficientes... la alternativa son las baterías, costosas, en términos económicos y de materiales críticos (litio, cobalto, níquel)... por eso resulta imprescindible fomentar un modelo descentralizado y distribuido, en el que prime el autoconsumo en comunidades energéticas, que reducen la presión sobre la red central, y aplicar políticas de gestión de la demanda, incentivando el consumo en horas con más producción... el despliegue actual de las renovables está guiado por criterios de mercado, no por las necesidades sociales ni ecológicas. Las empresas privadas invierten de forma desordenada, priorizando zonas donde la conexión a la red eléctrica resulta más accesible y rentable o donde existe mayor capacidad de consumo... Es imprescindible que los poderes públicos recuperen la iniciativa en el diseño del sistema energético, con distribución descentralizada y comunitaria, con sistemas de autoconsumo, redes locales y acumulación energética adaptada a cada territorio... Este modelo requiere una inversión pública sostenida, no solo en infraestructuras de producción, sino también en redes de distribución inteligentes, almacenamiento, eficiencia energética y educación técnica y ciudadana... la compra masiva de baterías y sistemas de acumulación, aunque puede contribuir a estabilizar el sistema de red eléctrica, supone también abaratar un coste a empresas privadas que debieran haber asumido tal inversión. Si el sector público compra baterías a gran escala, lo suyo sería también que el conjunto del sistema fuera público, socializando este sector estratégico (Daniel Albarracín)

 "(...)  3- Las energías renovables

Las energías renovables representan la alternativa, pero no están exentas de condicionamientos.

En primer lugar, el sistema de red eléctrico centralizado se adapta mal a las energías renovables.

La eólica es limpia. La solar fotovoltaica también lo es, y además es modular, fácil de instalar. Ambas acarrean bajos costes de operación. Pero ambas son intermitentes, más difíciles de gestionar, requieren de amplia superficie disponible, y no generan inercia con el modelo tecnológico actual. Para que aumentase su compatibilidad, en un entorno estable, con el sistema actual requieren de soluciones de acumulación o respaldo, hoy por hoy insuficientes. En países con alta disponibilidad de agua, como en los países escandinavos, las centrales hidroeléctricas funcionan bien, pero en otros con sequía recurrente, como el nuestro, la alternativa son las baterías. Estas también son costosas, en términos económicos y de materiales críticos (litio, cobalto, níquel) –con su consiguiente huella ecológica-, en tanto que el hidrógeno es poco eficiente como acumulador y sus usos serán limitados.

Cuantas más energías renovables intermitentes se integran, mayor complejidad técnica adquiere la red eléctrica. Por eso, junto a la generación renovable, resulta imprescindible fomentar un modelo descentralizado y distribuido, en el que prime el autoconsumo en comunidades energéticas, que reducen la presión sobre la red central, y aplicar políticas de gestión de la demanda, incentivando el consumo en horas con más producción. A este respecto, ya se pueden hacer algunas cosas. En tanto que el sistema de red eléctrico requiere una sincronización entre generación y consumo, ¿qué sentido tiene tener en primavera y verano que la franja de consumo de precio más caro sea en horas con mucha luz? De lo que se trata es de poner más barato el consumo en las horas más soleadas del día en dichos meses.

¿Qué está fallando en la expansión actual de las renovables?

Lejos de configurarse como una alternativa integral al sistema fósil, el despliegue actual de las renovables está guiado por criterios de mercado, no por las necesidades sociales ni ecológicas. Las empresas privadas invierten de forma desordenada, priorizando zonas donde la conexión a la red eléctrica resulta más accesible y rentable o donde existe mayor capacidad de consumo, sin considerar los impactos sobre el territorio y la colisión con las necesidades de las comunidades del medio rural, que suelen localizarse también cerca de esos mismos puntos de conexión.

Esta lógica de “renovables extractivas” no reduce necesariamente el uso de fuentes no renovables: en muchos casos, simplemente se agrega a ellas, manteniendo activos los sistemas fósiles y nucleares mientras sigan generando beneficios. Además, la centralización del sistema —replicando el modelo fósil— con megainstalaciones solares y eólicas, y una red eléctrica centralizada que requiere un alto porcentaje de energías sucias para ser estable, suele entrar en conflicto con poblaciones rurales, usos agrícolas tradicionales y la biodiversidad.

En lugar de avanzar hacia una reducción del consumo y una reorganización del modelo energético, se reproduce un modelo productivista que choca frontalmente con los límites ecológicos del planeta.

Hacia un modelo energético justo y sostenible

La energía es un bien común esencial y, como tal, debe gestionarse con planificación pública, y participación democrática comunitaria, no como un nicho de negocio. Es imprescindible que los poderes públicos recuperen la iniciativa en el diseño del sistema energético, avanzando hacia un modelo que combine:

• Renovables como fuente principal, reduciendo y sustituyendo progresivamente las fósiles y nucleares.
• Distribución descentralizada y comunitaria, con sistemas de autoconsumo, redes locales y acumulación energética adaptada a cada territorio.
• Colaboración con las comunidades rurales y urbanas, integrando criterios sociales, ambientales y paisajísticos en la elección de ubicaciones y modelos de gestión.
• Participación democrática en las decisiones energéticas, reconociendo la energía como derecho y no como mercancía.

Este modelo requiere una inversión pública sostenida, no solo en infraestructuras de producción, sino también en redes de distribución inteligentes, almacenamiento, eficiencia energética y educación técnica y ciudadana. Una inversión pública que no puede conformarse con hacerlo en infraestructuras de las que finalmente saquen un magro provecho las empresas privadas sino el conjunto de la sociedad. Por ejemplo, la compra masiva de baterías y sistemas de acumulación, aunque puede contribuir a estabilizar el sistema de red eléctrica, supone también abaratar un coste a empresas privadas que debieran haber asumido tal inversión. Si el sector público compra baterías a gran escala, lo suyo sería también que el conjunto del sistema fuera público, socializando este sector estratégico. El coste, sin duda, aunque alto, sería un 5% menos que lo comportará el gasto en defensa de aquí a 2030. Sería una mucha mejor opción, sin duda.

Ahora, este ejercicio de socialización no resulta suficiente. Debe contar con una planificación para un redespliegue de infraestructuras y tecnologíaen otros términos. Fundamentada en las energías renovables, y solo de manera minoritaria e instrumental con el gas para situaciones de emergencia, debe sustituir otras tecnologías y fuentes, desplegar un modelo distribuido y descentralizado, y adaptar las fuentes a emplear en función del territorio, acordando democráticamente con cada comunidad la localización de las instalaciones. Asimismo, parece imprescindible que la reorganización y redespliegue de infraestructuras se haga en una transición que, con la ayuda en la investigación, desarrollo e innovaciones para que las infraestructuras se apoyen crecientemente en tecnologías low tech, que algunos llaman modestas y otros ligeras, no dependientes de la industria fósil, y capaz de minimizar el uso de materiales, energía y ampliando la lógica de una economía en espiral, que permita reintegrar los materiales en el ciclo de la naturaleza en la medida de lo posible –a sabiendas de lo tozuda que es la termodinámica al respecto, como suele apuntar el maestro José Manuel Naredo-, al mismo tiempo que se proporciona un servicio suficiente a toda la población.

Soberanía energética y territorio

En un mundo cada vez más tensionado por el control de recursos, la autosuficiencia energética se convierte en un elemento clave de soberanía. La Península Ibérica, y especialmente en el Sur, tienen un potencial enorme para cubrir buena parte de su demanda con renovables. Pero eso exige un cambio de modelo: no basta con cambiar las fuentes si no se transforman las relaciones de poder que estructuran el sistema.

Una verdadera soberanía energética implica decidir de forma colectiva qué energía se produce, cómo, dónde, para quién y con qué impactos. Requiere reconocer que la energía no es neutra, que su acceso desigual condiciona todos los aspectos de la vida y que cualquier transformación debe acompañarse de justicia territorial y social, empezando con incluir en la agenda la erradicación de la pobreza energética, garantizando la provisión básica a toda la población, y atendiendo a los límites de nuestra biosfera.

Esta justicia también supone, como hemos indicado, pactar la localización de instalaciones con criterios que no desplace las capacidades y necesidades de la producción agrícola, las necesidades de los municipios rurales, y que incluya adaptación técnica de las infraestructuras que se requieren. Por ejemplo, desarrollar aerogeneradores sin aspas, que trasladen la energía a través de la vibración inducida por vórtices –pues las aves siguen como zona de paso el mismo camino que el viento que estos aprovechan-, o situar las granjas de paneles solares en aparcamientos, techos de edificios, industrias y zonas rurales con impacto menor en poblaciones, agricultura y biodiversidad.

Pensemos también que tenemos que duplicar estas infraestructuras basadas en renovables, pero no para agregarlas a las tecnologías fósiles y nucleares sino para reemplazarlas en su inmensa mayor parte.

Los límites biofísicos: la cara olvidada de la transición

No se puede hablar de transición energética sin reconocer los límites materiales del planeta. La electrificación de la economía —necesaria en muchos aspectos— no puede plantearse como un crecimiento ilimitado la generación renovable. Parece necesario duplicar todavía la capacidad instalada actual, siempre que no sea desordenada y con criterios de mercado, sino atendiendo a necesidades y condiciones sociales, medioambientales y técnicas. Pero tenemos que ser conscientes que esto implica contar con ingentes materiales como el cobre, litio y tierras raras, cuya disponibilidad es limitada y cuyo ciclo de vida plantea imponentes desafíos ecológicos. También supondrá continuar con la investigación científica y desarrollar infraestructuras que puedan emplear otros materiales abundantes, como el aluminio, que aunque peor conductor que el cobre, podría dar un servicio adecuado en determinadas actividades.

Las infraestructuras renovables actuales dependen indirectamente de energías fósiles: en su extracción, fabricación, transporte o mantenimiento. Su vida útil es limitada, no más de 30 años, hay que volverlas a fabricar y también causan residuos. Por tanto, no basta con cambiar las fuentes de energía: es imprescindible transformar el modelo económico hacia una economía sobria y justa que seleccione la demanda de energía a atender, evitando consumos ostentosos y superfluos, en lugar de intentar sostener el mismo nivel de consumo.

Esto implica:

• Promover modos de vida y consumo austeros, eficientes y compartidos, que no por ello deban renunciar a satisfacer necesidades ligadas al bienestar y un modo de vida digno.
• Apostar por la movilidad pública, colectiva y electrificada, priorizando el transporte por ferrocarril y tranvía, también autobús o metro, y emplear coches eléctricos en ámbitos urbanos para servicios esenciales (taxi, ambulancia, bomberos) y desarrollar sistemas de transporte de alquiler compartido municipal para poder llegar al medio rural sin otra cobertura.
• Priorizar el uso energético para cubrir necesidades básicas y actividades de alto valor social.

¿Qué política económica para qué modelo energético?

Una transición energética sostenible exige una política económica al servicio del bien común. No se trata solo de cambiar la matriz energética, sino de construir otro modelo de desarrollo. Un modelo que no busque el crecimiento ilimitado, sino el equilibrio con los límites naturales y la equidad social.

Esto requiere:

• Planificación pública de largo plazo, con criterios técnicos, sociales y ecológicos.
• Negociación y participación democrática de las comunidades en las decisiones estratégicas.
• Reconversión del empleo y la formación profesional hacia sectores sostenibles.
• Descentralización de sistemas de generación y distribución, sosteniendo una coordinación entre sistemas para que la diversificación se constituya en una virtud que no renuncie a las posibles sinergias entre las diferentes formulas encontradas.

Frente a este horizonte, las élites económicas y políticas globales parecen haber optado por otro camino: una transición autoritaria y antisocial, basada en el control de recursos estratégicos, en el extractivismo, el uso creciente de la fuerza, la desigualdad y la exclusión. Es un modelo donde los combustibles fósiles, la energía nuclear y las grandes renovables centralizadas conviven en un sistema cada vez más inestable, extractivo y militarizado. Un modelo que se blinda ante la protesta, recorta derechos y consolida los privilegios de unos pocos.

Este rumbo no solo es socialmente injusto, sino también ecológicamente inviable y políticamente insostenible. Choca con los intereses de la mayoría social, especialmente de las clases trabajadoras y los pueblos del Sur global, y bloquea cualquier posibilidad de transición real hacia un futuro vivible.

El modelo energético no es un mero asunto técnico: es profundamente político. Determina qué vida es posible y para quién. Por eso, la lucha por un nuevo sistema energético es también una lucha por la democracia, la justicia y la vida digna. A su vez, el sistema eléctrico no es solo un entramado técnico: es también un campo de decisiones políticas, sociales y ecológicas. Cada tecnología tiene sus condiciones, ventajas y limitaciones, y ninguna —ni siquiera las renovables— está libre de impactos. Por eso, una transición energética justa requiere no solo más renovables, sino una planificación democrática consciente, desde lo público y lo comunitario, donde se prioricen los usos socialmente necesarios, se minimicen los impactos y se distribuya el poder energético de forma más democrática.

Evitar los apagones del futuro no depende solo de instalar más placas o más molinos, sino de repensar a fondo nuestra forma de vivir, producir y organizarnos. Necesitamos un modelo público, democrático, suficiente, sostenible y justo. Y lo necesitamos desarrollar desde ya, habida cuenta de que el actual es cada vez más inseguro y peligroso."

(Daniel Albarracín, Universidad de Sevilla. Rebelión, 07/06/25)

California, cuarto PIB mundial. Su generación eléctrica un día como hoy es del 87% de origen renovable, nuclear y gas natural residuales, y en planificación desaparecer en los próximos años... ¿La diferencia con España? Capacidad de almacenamiento e infraestructuras adaptadas... El almacenamiento diseñado en California permite estructurar y programar una "inercia sintetica" que las tecnologías convencionales no lo permiten. Precios de la electricidad muy bajos... resultado: gran despegue económico convirtiéndola en el motor de crecimiento en USA... En California el gran excedente de producción en generación solar no representa ni un problema: no sólo es gestionarle y eficiente sino que provoca precios muy baratos (Carlos Cagigal)

Carlos Cagigal @CcagigalNeira

California, cuarto PIB mundial. Su generación eléctrica un día como hoy es del 87% de origen renovable, nuclear y gas natural residuales y en planificación desaparecer en los próximos años. La diferencia con España? Capacidad de almacenamiento e infraestructuras adaptadas.

El almacenamiento diseñado en California permite estructurar y programar una "inercia sintetica" que las tecnologías convencionales no lo permiten. Precios de la electricidad muy bajos... resultado: gran despegue económico convirtiéndola en el motor de crecimiento en USA.

 En California el gran excedente de producción en generación solar no representa ni un problema: no sólo es gestionarle y eficiente sino que provoca precios muy baratos...

9:33 p. m. · 2 jun. 2025 1.156 Visualizaciones

Apagones, datos y relatos... la opinión pública española vive sometida a un incesante bombardeo de opiniones que pretenden relacionar el apagón ibérico con el proceso de transición energética... Cada vez que ha habido un gran apagón en los últimos años se ha intentado culpar a las energías renovables. Se hizo en los apagones y fallos en las redes australianas en 2016 y 2019, en los cortes eléctricos de California en 2020 o en el apagón en Texas en 2021... y así el público asume que esas energías deben ser inseguras... La primera impresión es la que queda... En Alemania también se estuvo amenazando durante años con apagones por la sustitución de las centrales nucleares por altas cantidades de eólica y energía solar fotovoltaica. Alemania completó su cierre nuclear en 2023 cerrando 17 reactores en 12 años, y no solo no tiene apagones, sino que tiene una de las redes eléctricas más confiables del mundo, que es capaz de integrar puntualmente más energía solar y eólica de la que se ha integrado nunca en España... Conforme se iban cerrando nucleares en Alemania, sus gestores de red iban modernizando y adaptando la red para instalar cada vez más renovable. En algunos lugares donde se cerraron nucleares se instalaron condensadores síncronos u otras soluciones... El ataque preventivo a las energías renovables como causantes de riesgos y peligros es una constante de los últimos años desde los sectores fósiles y nuclear, y lo hemos visto en todos los países... siempre habrá soluciones basadas en la electrónica de potencia y en la modernización y adaptación de la red eléctrica y los procedimientos de operación (Pedro Fresco)

 "Desde el pasado 28 de abril, la opinión pública española vive sometida a un incesante bombardeo de opiniones que pretenden relacionar el apagón ibérico con el proceso de transición energética. En España se machaca con la energía nuclear porque es el debate previo que se estaba intentando abrir desde determinados sectores interesados, pero en Portugal, por ejemplo, se señala el cierre de las centrales de carbón o incluso hay quien ataca la electrificación y dice que no debe ir tan rápida, cuando objetivamente va demasiado lenta. En EE. UU. también han aprovechado el caso y los think tank ultraconservadores o el propio secretario de energía, de agenda claramente fosilista, no han dudado en culpabilizar a las energías renovables.

Esto no es nada nuevo ni inesperado. Cada vez que ha habido un gran apagón en los últimos años se ha intentado culpar a las energías renovables. Se hizo en los apagones y fallos en las redes australianas en 2016 y 2019, en los cortes eléctricos de California en 2020 o en el apagón en Texas en 2021. En todos ellos se aseguró maliciosamente desde el primer momento que la inestabilidad provocada por la energía solar y eólica era la causante, y en todos ellos las investigaciones posteriores demostraron que esa no fue la causa. Sin embargo, aprovechar la ausencia de información o informe oficial para acusar sin pruebas funciona: el público asume que, si se las señala, es que esas energías deben ser inseguras y, aunque finalmente se demuestre que no fueron la causa, esa idea queda en el subconsciente colectivo. Fíjense que es exactamente lo mismo que vivimos ahora en España y Portugal.

Los bulos funcionan precisamente porque la idea perdura, aunque finalmente sea rebatida. La primera impresión es la que queda. En vez de cabrearnos con quien nos ha engañado, nos quedamos con la idea de que esta vez no ha sido eso, pero podía haber sido. Y al día siguiente tenemos un bulo nuevo de la misma fuente y en lugar de despreciarlo nos lo creemos de nuevo. Por eso es tan desesperante luchar contra los bulos, la verdad siempre va por detrás y luchamos contra la mente humana que siempre tiende a ver verosímil algo que esté mínimamente bien estructurado. 

La insistencia en España de relacionar la ausencia de energía nuclear con apagones se circunscribe a esta estrategia. Es una cuestión antigua, porque ya en los meses anteriores los proscriptores nucleares intentaban hacer creer que si se seguía con el cierre nuclear podría haber apagones. La cuestión es que la amenaza de apagón que planteaban representaba exactamente la situación contraria a lo que pasó el 28 de abril. Durante meses estuvieron diciendo que, si se cerraban reactores nucleares, podía haber algunas horas de altísima demanda, sin generación solar y escasa eólica, con poca agua en los embalses, donde el suministro podría estar comprometido por falta de generación disponible. El 28 de abril, en España, había mucho recurso solar y eólico, poca demanda, los embalses hidroeléctricos tenían más agua que nunca y los 7 reactores nucleares seguían en el sistema. O sea, sobraba energía y generación por todas partes, exactamente al revés del escenario de riesgo planteado. En la primera situación, la solución que se vendía era la permanencia de la energía nuclear. En la situación contraria, también. Cuando no importa lo que pase que la solución es siempre la misma, sospeche.

En Alemania también se estuvo amenazando durante años con apagones por la sustitución de las centrales nucleares por altas cantidades de eólica y energía solar fotovoltaica. Alemania completó su cierre nuclear en 2023 cerrando 17 reactores en 12 años, y no solo no tiene apagones, sino que tiene una de las redes eléctricas más confiables del mundo, que es capaz de integrar puntualmente más energía solar y eólica de la que se ha integrado nunca en España. España, en cambio, aún no ha cerrado un solo gran reactor nuclear y tenía cuatro generando en el momento del apagón.

En este momento nada apunta que fuese un problema de falta de inercia en el sistema eléctrico español, de hecho, sabemos que la inercia estaba dentro del margen recomendado en Europa. Sin embargo, aunque asumiésemos esa hipótesis resulta francamente curioso que se destaque la importancia de los 3 GW nucleares que no funcionaban en ese momento y no los de los 26 GW de plantas de gas o los 17 GW de centrales hidráulicas que hay en el mix español. Pero hoy el debate que interesa en algunos sitios es el de las nucleares y por eso solo se habla de eso. Si la cruzada fuese para mantener las centrales de gas no tengan duda ustedes de que se ignoraría a las centrales nucleares y tendríamos manadas de tertulianos pidiendo pagos por capacidad para las centrales de gas y restricciones técnicas permanentemente más altas. 

Volvamos a Alemania. En el momento en que estoy escribiendo esto, la energía solar fotovoltaica cubre el 68% de la generación eléctrica alemana. La eólica, un 6,4% adicional. Hablamos de un 74,4% de energías no síncronas y esto no es la excepción, es la regla del sistema eléctrico alemán en un día soleado de primavera. En el momento del apagón en España el sistema peninsular tenia una generación solar fotovoltaica que no llegaba al 55% y menos del 11% de eólica. Eran casi 9 puntos menos que en este momento en Alemania donde, les recuerdo de nuevo, no hay ya centrales nucleares.

Más allá de que, como ven, es falso que no se puedan integrar más renovables con seguridad en un sistema eléctrico ni que las nucleares sean necesarias para poder hacerlo, Alemania es una muestra de que no son necesarias grandes centrales térmicas o nucleares para apoyar a las renovables, o para ser más exacto, que cada vez son menos necesarias. Conforme se iban cerrando nucleares en Alemania, sus gestores de red iban modernizando y adaptando la red para instalar cada vez más renovable. En algunos lugares donde se cerraron nucleares se instalaron condensadores síncronos u otras soluciones. El país tiene, además, una hoja de ruta hasta 2030 para conseguir llegar a más de un 80% de generación renovable ese año donde se proyectan soluciones como el grid-forming o mecanismos de mercado para aportar servicios de red. De hecho, en otros lugares donde estos mecanismos ya están funcionando, como California, se llega a porcentajes de generación no síncrona del 86%.

Una transición energética es un proceso de cambio tecnológico que genera ganadores y perdedores, como tantos ha habido a lo largo de la historia. Los sectores que mueren intentan sembrar dudas, incertidumbre y miedo para intentar paralizar el cambio o, al menos, retrasarlo. El ataque preventivo a las energías renovables como causantes de riesgos y peligros es una constante de los últimos años desde los sectores fósiles y nuclear, y lo hemos visto en todos los países. Es un relato interesado con base en aprendizajes obsoletos ya superados por la tecnología y por los hechos.

Sean cuales sean las conclusiones de la investigación del apagón siempre habrá soluciones basadas en la electrónica de potencia y en la modernización y adaptación de la red eléctrica y los procedimientos de operación. El camino no es la parálisis ni el retroceso, al revés, es acelerar aquellos cambios, mercados y servicios que sean coherentes con un sistema reforzado y con más penetración renovable. Quien diga que las grandes centrales térmicas o termonucleares serán permanentemente necesarias y que no se pueden cerrar, sencillamente, está faltando a la verdad. "

(Pedro Fresco  , Info.Libre, 23/05/25)

El apagón de la liberalización: cómo el mercado eléctrico ha fallado a la ciudadanía... La liberalización no ha cumplido ninguna de sus promesas y ha generado riesgos estructurales para la economía, el medioambiente y la cohesión social... el problema de fondo no radica en las renovables, sino en el modelo de integración impuesto por las grandes eléctricas, cuya prioridad es maximizar beneficios, y no asegurar la resiliencia del sistema mediante las inversiones correspondientes. El actual sistema favorece las grandes plantas centralizadas, incluso en el caso de las renovables, en lugar de promover un modelo distribuido, con almacenamiento y gestión local. A día de hoy, las renovables carecen de sistemas de estabilización suficientes, como baterías, almacenamiento hidroeléctrico o gestión inteligente de la demanda. Esto no es casual... El mercado ha sido capturado por unos pocos oligopolios que ejercen poder de mercado, y manipulan precios... La financiarización ha convertido el sistema eléctrico en un canal de redistribución regresiva, donde los hogares y empresas pagan cada vez más, mientras los beneficios se concentran en las élites financieras globales... A más de tres décadas del inicio del proceso de liberalización eléctrica, los resultados son irrefutables: precios más altos, menor seguridad de suministro, menor inversión productiva, mayor volatilidad e impactos sociales crecientes como la pobreza energética... Urge repensar el sistema desde la lógica del servicio público, la planificación democrática y la soberanía energética (Juan Laborda)

 "España vivió un apagón eléctrico de grandes proporciones que afectó a millones de ciudadanos. No soy experto a la hora de analizar cuáles fueron las causas de dicho apagón, de manera que, a falta de la auditoría encargada por el Gobierno, acudo a aquellas fuentes y expertos que llevan realizando un análisis serio sobre el funcionamiento del mismo en los últimos años y que además nos avisaron de que esto podía ocurrir.

Uno de ellos es el investigador del CSIC Antonio Turiel, físico y matématico, que en su blog Crash Oil explicó como este incidente no fue fruto de una tormenta solar ni un problema técnico aislado, sino el reflejo de un sistema eléctrico profundamente mal estructurado. A pesar de la proliferación de energías renovables en el mix energético, los cortes se produjeron por la manera en que éstas se integran en la red. Y es que, el problema de fondo no radica en las renovables, sino en el modelo de integración impuesto por las grandes eléctricas, cuya prioridad es maximizar beneficios, y no asegurar la resiliencia del sistema mediante las inversiones correspondientes.

El actual sistema favorece las grandes plantas centralizadas, incluso en el caso de las renovables, en lugar de promover un modelo distribuido, con almacenamiento y gestión local. A día de hoy, las renovables carecen de sistemas de estabilización suficientes, como baterías, almacenamiento hidroeléctrico o gestión inteligente de la demanda. Esto no es casual: estabilizar la red es caro y no siempre rentable para las compañías, que han presionado para que la inversión y la planificación a largo plazo desaparezcan en favor de una lógica estrictamente mercantil.

En este contexto, y frente a ciertas opiniones esparcidas estos días, la energía nuclear no es la solución. Su inflexibilidad operativa hace que no pueda responder con rapidez a los desequilibrios de la red. De hecho, durante el apagón español, varias centrales nucleares entraron en parada de emergencia, agravando aún más el colapso. En lugar de estabilidad, aportaron rigidez. Además, como han documentado múltiples informes, la energía nuclear es cara, lenta de desplegar y con costes ocultos en residuos y seguridad. Juntemos, además, algo de lo que no se habla, el uranio con el paso del tiempo será muy escaso. La alternativa, el torio, sólo China, con su planificación económica estatal a largo plazo, la está desarrollando.

Por su parte, Red Eléctrica de España (REE), la empresa encargada de la operación del sistema, ha tenido un papel complaciente. Lejos de ejercer un control técnico riguroso e independiente, ha facilitado que las grandes empresas privadas impongan su lógica de negocio. Esta subordinación del interés general al beneficio empresarial revela una fragilidad estructural del sistema regulatorio que debería ser corregida con urgencia si se quiere evitar una mayor frecuencia de fallos sistémicos.

La reestructuración neoliberal del sistema eléctrico: promesas rotas

Este tipo de incidentes no son una excepción, sino una consecuencia previsible de la liberalización del sector eléctrico iniciada hace décadas bajo las premisas del fundamentalismo de mercado. Como demuestra Lynne Chester en su artículo académico “The Failure of Market Fundamentalism: How Electricity Sector Restructuring is Threatening the Economic and Social Fabric”, la reestructuración neoliberal del sistema eléctrico —que incluyó la desintegración vertical, la creación de mercados mayoristas, la privatización de empresas públicas y el debilitamiento del control estatal— prometía eficiencia, menores precios y más competencia. Sin embargo, la realidad ha sido muy distinta.

Los precios de la electricidad se han disparado mucho más allá de la inflación, sin que ello haya supuesto mejoras proporcionales en eficiencia o capacidad. Las inversiones productivas no han sido estimuladas por la señal de precios, como se prometía; en cambio, el capital se ha orientado hacia actividades financieras y especulativas. El mercado, lejos de disciplinar a los actores, ha sido capturado por unos pocos oligopolios que ejercen poder de mercado y manipulan precios a través de prácticas como el rebidding, permitidas por los reguladores.

La liberalización tampoco ha mejorado la seguridad energética. Como destaca Chester, los picos de precio (spikes) no se corresponden con escasez real de oferta, sino con estrategias de manipulación de mercado. La inversión en nueva capacidad renovable o de respaldo no se ha producido a los niveles necesarios, generando una creciente fragilidad ante eventos inesperados. En lugar de una señal de eficiencia, el precio se ha convertido en un campo de batalla especulativo, con consecuencias devastadoras para hogares y empresas.

La financiarización del sistema eléctrico

El fracaso de la liberalización no puede entenderse sin analizar el proceso de financiarización del sector eléctrico, es decir, su transformación en un espacio de extracción de rentas para grandes fondos de inversión y actores financieros. El uso de mercados marginalistas —donde el precio lo fija la tecnología más cara, como el gas— combinado con la desregulación de derivados energéticos ha convertido la electricidad en un activo especulativo, más que en un bien esencial.

En el gráfico adjunto, con base 100 en enero de 2002, que muestra la evolución del IPC y dos rúbricas adicionales, entre ellas la Electricidad, queda muy claro la inestabilidad de los precios eléctricos frente a la evolución más estable del IPC. Esta volatilidad responde a lógicas especulativas del mercado mayorista, donde el precio diario depende de apuestas financieras, no de costes reales. El resultado: “spikes” brutales, episodios de precios negativos y máximos históricos sin que haya cambios significativos en la oferta o demanda. Lejos quedan las promesas de precios más bajos y estables.

En este contexto, la “excepcionalidad ibérica”, introducida por los efectos de la guerra de Ucrania, permitió a España y Portugal limitar temporalmente el impacto del gas en el precio de la electricidad, desacoplando los mercados y fijando un tope a los precios del gas usado para generación. Esta medida fue una excepción regulatoria que demostró que otra gestión es posible. Sin embargo, también reveló hasta qué punto el sistema actual responde a intereses financieros, no técnicos ni sociales.

El segundo aspecto que relaciona financiarización y precio de la luz, es la entrada de fondos soberanos (Qatar, Arabia Saudí y Noruega) y grandes fondos institucionales (BlackRock, Vanguard, Amundi o Capital Group) como accionistas relevantes en las principales eléctricas españolas. Estas entidades no persiguen el desarrollo energético ni la estabilidad del sistema, sino la extracción sistemática de rentas a través de dividendos, plusvalías y estrategias de arbitraje. La financiarización ha convertido el sistema eléctrico en un canal de redistribución regresiva, donde los hogares y empresas pagan cada vez más, mientras los beneficios se concentran en las élites financieras globales.

Puertas giratorias: el poder invisible que modela el sistema

Uno de los factores clave que explican la permanencia de este modelo fallido es la existencia de puertas giratorias entre el sector público y el sector eléctrico. Numerosos estudios académicos, (véase, por ejemplo, el artículo de David Coen (2009) Business lobbying in the European Union dentro del libro Lobbying the European Union: Institutions, actors and issues, en las páginas 145-168), y que demuestran que las industrias reguladas tienden a capturar a sus reguladores mediante la circulación de altos cargos entre empresas, ministerios, organismos reguladores y despachos de abogados o consultoras.

España es un caso paradigmático. El sector eléctrico es uno de los espacios donde más puertas giratorias se producen, tanto desde ministerios (Industria, Transición Ecológica, Economía) como desde la CNMC o las consejerías autonómicas. Ex ministros y altos cargos han acabado en consejos de administración de las grandes eléctricas y, viceversa, directivos del sector han sido nombrados en cargos públicos de responsabilidad.

Este proceso no es neutro: crea un ecosistema donde la regulación es débil, la supervisión es complaciente y las decisiones estratégicas se alinean más con los intereses de las grandes corporaciones que con el bien común. Además, las puertas giratorias están mediadas por el poder financiero, que conecta los intereses del sector eléctrico con los de bancos, aseguradoras y fondos de inversión, formando una red de poder opaca pero extremadamente eficaz para bloquear reformas estructurales.

Conclusión: el fracaso global de la liberalización eléctrica

A más de tres décadas del inicio del proceso de liberalización eléctrica, los resultados son irrefutables: precios más altos, menor seguridad de suministro, menor inversión productiva, mayor volatilidad e impactos sociales crecientes como la pobreza energética. La desregulación, impulsada en nombre del mercado y la eficiencia, ha transformado un servicio público esencial en un campo de especulación financiera y extracción de rentas.

El caso español, con apagón incluido, precios volátiles con un crecimiento por encima de la inflación general y del crecimiento de los salarios, y conflictos regulatorios, es solo un síntoma más de un modelo que ha colapsado. La liberalización no ha cumplido ninguna de sus promesas y ha generado riesgos estructurales para la economía, el medioambiente y la cohesión social. Urge repensar el sistema desde la lógica del servicio público, la planificación democrática y la soberanía energética."       ( Juan Laborda , El Salto, 10/05/25)