¿Nucleares? No, gracias

Las tres grandes eléctricas han pedido la prórroga por casi 3 años de Almaraz, la nuclear que debe cerrar en 2027 y 2028. Sería la 2ª prórroga, porque las eléctricas consiguieron en 2019 una prórroga de 7,4 a 10 años en sus 7 centrales nucleares, a cambio de  cerrarlas entre 2027 y 2035. Ahora cambian, apuntándose a la “ola nuclear” que recorre el mundo y aprovechando los temores por el gran apagón (aunque reconocen que las nucleares no lo evitan). El Gobierno tiene hasta marzo para decidir, entre presiones de las eléctricas y el PP, con la oposición de Sumar. Los datos demuestran que las nucleares (20% de la electricidad) pueden ser sustituidas por las renovables (2 de las muchas plantas solares de Extremadura generan lo que Almaraz I), cuya luz cuesta la mitad y es más segura y más limpia (los residuos nucleares son costosos, porque duran milenios). Lo razonable sería no prorrogar Almaraz, para no frenar las inversiones en renovables, que aportarán el 81% de la electricidad en 2030. Y decidir sobre el resto cuando toque.

                 Almaraz debía cerrar en 2020, se prorrogó a 2027 y ahora quieren mantenerla hasta 2030 

Para entender mejor el debate actual sobre Almaraz, conviene hacer primero un poco de historia. En la madrugada del 22 de marzo de 2019, las tres grandes eléctricas españolas (Iberdrola, Endesa y Naturgy) y la portuguesa EDP alcanzaban un difícil pacto para cerrar las 7 centrales nucleares de su propiedad: Almaraz I (1 noviembre 2027), Almaraz II (1 octubre 2028), Ascó (1 octubre 2030), Cofrentes (1 noviembre 2030), Ascó II (1 septiembre 2032), Vandellós II (1 febrero 2035) y Trillo (1 mayo 2035). El acuerdo fue posible tras la negociación días antes con la Empresa Nacional de Residuos (ENRESA), a la que arrancaron dos cesiones antes de acordar el cierre. Una, ampliar la vida de esas centrales (que debían cerrarse a partir de 2020) entre 7,5 y 10 años más (ver calendario). Y la otra, conseguir que la tasa nuclear (para pagar la gestión de residuos) subiera como máximo un 20% y no el doble que habría subido con el cierre.

¿Por qué las eléctricas deciden cerrar voluntariamente sus 7 nucleares en 2019? Primero, por estas ventajas (importantes) que habían logrado. Segundo, porque la entrada creciente de las renovables en el mercado eléctrico (aportaron el 38,1% en 2018, frente al 20,4% las nucleares) estaba bajando el coste del mercado eléctrico y producir kilovatios nucleares era menos rentable. Y tercero, porque así “hacían hueco” a sus centrales térmicas de gas, una “burbuja energética” a punto de estallar: habían invertido más de 15.000 millones en decenas de centrales (67 hoy), dando un salto de potencia instalada de cero a 27.000 MWH en 7 años (de 2002 a 2009), pero aportando el 10% de la electricidad (estas “centrales de ciclo combinado” son “la reserva” del sistema, complementan el suministro cuando no hay sol, aire o agua suficiente).

Y así, las eléctricas estaban contentas con su cierre de las nucleares hasta 2022. La invasión de Ucrania y la subida disparada del precio del gas provocaron que muchos paises quisieran “recuperar” las olvidadas nucleares. La Cumbre del Clima de Dubai (diciembre 2023) hace un llamamiento para “acelerar la energía nuclear, junto a otras fuentes bajas en CO2”. Antes, en enero de 2022, la Comisión Europea propuso que la energía nuclear y el gas “tengan un papel clave en la transición energética”, con la oposición de varios paises. Y el 1 de abril de 2024, empresas, inversores, líderes mundiales y la plana mayor de la Comisión Europea se reúnen en Bruselas en “la primera Cumbre nuclear de la historia”.

En paralelo y después, paises y empresas empiezan a promover proyectos nucleares, desde EEUU (con Trump) a China, India, Rusia y paises en desarrollo, también en Europa, donde la energía nuclear se abandonó en los años 80, por la gran contestación popular  tras 3 grandes accidentes en las centrales de Three Island (1979, USA), Chernóbil (1986, Ucrania) y Fukushima (2011, Japón). De hecho, Alemania cerró en 2023 las tres últimas centrales nucleares, tras el cierre de 14 más a partir de 2011. Y lo mismo hizo Italia, que cerró en 1990 sus dos últimas centrales nucleares (tenía 4), tras un referéndum en 2019. Con todo ello, la energía nuclear tiene poco peso en el mundo (genera el 10% de la electricidad), en EEUU (18,2%), China (5%), India (3,1%) y Rusia (18,6%) y algo más en Europa (22%, por el 68% en Francia). Pero la tendencia es, tras la crisis energética por Ucrania, volver a invertir en nucleares, con propuestas de aperturas en Alemania e Italia (no concretadas) y en muchos paises de Europa y el mundo. Por eso, la Comisión Europea estimaba este verano que los proyectos nucleares en ejecución en el continente (para ampliar la vida útil de centrales o para abrir nuevas) requerirán 241.000 millones de inversión hasta 2050.

En medio de esta nueva “ola nuclear”, las eléctricas españolas llevan un año de “lobby”, relanzando en los medios y entre expertos “la recuperación de las nucleares” (que ellos acordaron cerrar). Y el 28 de abril se produce el histórico apagón en España: las eléctricas lo ven como la gran ocasión para reivindicar las centrales nucleares, como “garantía de abastecimiento” y un “seguro contra apagones”. Dos mentiras. Por un lado, Almaraz I produce 1.049 megavatios (MW), frente a los 7.300 megavatios que aportan ellas solas las plantas renovables inauguradas sólo en 2024 (son como 7 centrales de Almaraz). Y  por otro, las propias eléctricas han reconocido, por carta enviada al Ministerio de Transición Ecológica el 24 de octubre, que las centrales nucleares “no están preparadas para realizar un control dinámico de tensión”, una de las exigencias exigidas por Red Eléctrica (REE) para contribuir a la estabilidad del sistema y evitar apagones.

Aprovechando la “ola nuclear” y el apagón, las tres eléctricas propietarias de Almaraz (52,7% Iberdrola, 26% Endesa y 11,3% Naturgy) solicitaron el 30 de octubre, la ampliación de la vida útil de los dos grupos de Almaraz: 2 años y 8 meses más para Almaraz I (que cierre en junio de 2030) y 1 año y 8 meses más para Almaraz II (posponer su cierre a mayo de 2030). Y piden además que el Gobierno les quite la tasa de generación eléctrica (7%) y rebaje la tasa nuclear de las centrales (otra vez, como en 2019), una tasa por la que sólo pagaron 290 millones en 2024. Curiosamente, los dos impuestos los implantó Rajoy en 2024, concretamente su secretario de Estado de Energía, Alberto Nadal, hoy vicesecretario de Economía del PP, el partido que pide la prórroga de Almaraz con las eléctricas y bajarles ahora impuestos.

Los “argumentos” de las eléctricas para prorrogar Almaraz (y luego, supongo, el resto de nucleares), son básicamente que la electricidad que generan nos hace falta para evitar otro apagón y conseguir “un colchón de tiempo” hasta que se consoliden las renovables, además de que evitarán apagones (recordemos: ellas mismas han reconocido que no). La realidad de las cifras contradice sus razones. Por un lado, las 6 centrales nucleares producen 7.300 MW, el 19,4% de la electricidad generada este año (enero-septiembre), según REE, mientras las renovables generan ya el 56,7% de la electricidad. Y sólo en 2024, las renovables que se sumaron al sistema eléctrico aportaron 7.300 MW, según REE, lo que las 6 nucleares. Y todas las centrales fotovoltaicas aportan 32.350 MW de potencia (más de 4 veces lo que todas las nucleares), cuatro veces más que en 2019 (8.913 MW).

Otro argumento es que Almaraz es clave para Extremadura. Sí aporta muchos empleos (4.000), pero precisamente Extremadura es la región española con más cuota de energía solar instalada (el 59,8% de la potencia) y líder en renovables  (suponen el 84,6% del parque eléctrico). Y sólo en 2024, Extremadura puso en servicio 1.422 MW de potencia solar, más que Almaraz I (1049 MW). Los extremeños deben saber que tienen 24 centrales fotovoltaicas operativas (2.842 MW) y otras 14 en proyecto (aportarán 3.800 MW más). Y que la central fotovoltaica Francisco Pizarro (Cáceres) produce 590 MW (más de la mitad que Almaraz I) y “suministra energía limpia a 334.000 hogares”, según nota de Iberdrola, su dueña…

Frente a estas dudosas “ventajas", hay múltiples “desventajas”. La primera y fundamental, que no es una energía 100% segura (recordemos los 3 accidentes graves en el mundo) y un potencial accidente podría ser desastroso. El 2º problema grave es que generan unos residuos (125 Tm cada año) que se mantienen radiactivos durante miles de años y que son costosos (lo pagamos con el recibo de la luz) y peligrosos de almacenar: los de alta actividad se almacenan de forma temporal en las centrales y los de baja y media actividad en el centro de El Cabril (Córdoba). El tercer problema, la dependencia de otros paises para el suministro de uranio enriquecido (Rusia, Francia, Paises Bajos y Reino Unido más China) y barras de combustible (EEUU, Rusia, Japón, Francia, China Y Reino Unido, sólo el 3,2% se fabrica en España), así como la tecnología de las centrales.

Estos problemas son estructurales, de fondo. Pero ahora, la energía nuclear tiene dos problemas más en España. Uno, que el kilovatio nuclear es más caro (el doble) que el kilovatio renovable, que además se abarata a medida que se desarrolla. Así que prorrogar las nucleares lo pagaríamos en el recibo de la luz. Pero el problema fundamental es que no hace falta prorrogar las nucleares, porque la demanda eléctrica está estancada y porque la electricidad renovable crece de forma imparable y lo seguirá haciendo. Veámoslos.

La demanda de energía eléctrica creció sólo un +0,9% en 2024, tras caer desde 2018 (salvo en 2021, tras el fin del confinamiento). Y en contrapartida , hay un exceso de potencia instalada, que cubre con creces la demanda (el apagón de abril no fue por falta de potencia, sino por descoordinación entre las centrales y REE) . De hecho, en 2024, la potencia instalada creció +4,6% en 2024, cuatro veces más que la demanda, empujada por el salto de potencia renovable: de 55.247MW (2019) a 85.144 MW renovables en 2024, un salto protagonizado por la energía solar fotovoltaica (32.250 MW), la solar térmica (2.302) y la energía eólica (32.104 MW), más la hidráulica (17.097 MW), energías frente a las que la nuclear (7.177 MW) es poco importante. Y la previsión es que sea menos en el futuro, porque el Plan del Clima prevé que el 81% de la electricidad sea renovable para 2030 (año en que tendremos 4 nucleares abiertas, la última, Trillo, hasta mayo de 2035).

Evidentemente, el debate nuclear no se plantea hoy en términos de si es “necesaria” o no (en 2027 se va a inaugurar la central fotovoltaica Erasmo, en Ciudad Real, con más potencia, 1.200 MW, que Almaraz I ) y si tiene el mejor precio para nuestros bolsillos, sino “en términos ideológicos”: la energía nuclear se ha convertido en la bandera de la derecha negacionista del mundo y España: el PP presentó en el Congreso una proposición para suprimir la fecha de cierre de Almaraz, Ascó y Cofrentes, apoyada por Vox y UPN, que el jueves fue rechazada por el resto de partidos (y la abstención de Junts). Este voto en contra de ERC y Junts (a los que la patronal catalana “responsabiliza de un posible apagón en Cataluña en 2030”…) tiene explicación: Naturgy (Caixa y Fondos) y EDP, no tienen claro prorrogar otras nucleares, porque podría frenar las inversiones en renovables.

Ahora, la pelota para prorrogar o no Almaraz está en el tejado del Gobierno, que ha enviado la petición al CSN, como es preceptivo, y tiene que decidirlo antes de marzo de 2026, porque el cierre el 1 de noviembre de 2027 requiere múltiples operaciones previas. El presidente Sánchez dice que no está en contra de la prórroga solicitada, aunque pide que se cumplan antes 3 condiciones: que la prórroga sea segura, que no tenga un coste adicional para los consumidores y contribuyentes y que sea conveniente para garantizar la seguridad del suministro. Y el presidente sabe, como la mayoría de expertos, que las dos últimas condiciones no se van a cumplir, mientras Sumar le presiona a no ceder y las eléctricas hacen “lobby” con patronales, expertos, medios de comunicación y políticos (incluso el ahora "pronuclear" Felipe González, quien aprobó en 1984 la “moratoria nuclear”, la suspensión de la construcción de 5 nucleares, un verdadero “rescate” a las eléctricas que hemos pagado en nuestro recibo, desde 1996 a 2015, y que nos ha costado 5.717 millones extras…).

Lo razonable sería no prorrogar Almaraz I y II , porque no las necesitamos para asegurar la demanda prevista a medio plazo y porque siguen adelante los proyectos renovables, una energía que nos suministra luz más barata (España tiene la tercera  electricidad más barata de Europa, tras Finlandia y Suecia y empatados con Portugal, Europa, según Eurostat: ver cuadro de precios 2025), más segura y más limpia (sin residuos radioactivos). Y una energía que depende del sol y el aire (que nos sobran) y del agua. Y respecto a las demás nucleares, lo razonable es no hacer nada ahora y esperar a decidir en 2030 si se prorrogan Ascó, Cofrentes, Vandellós o Trillo, cuando ya tengamos la certeza del comportamiento de la demanda y del comportamiento de las renovables.

La primera consecuencia prorrogar Almaraz entre 2 y 3 años más es que ayudaríamos a las eléctricas propietarias a “hacer caja”, a seguir ingresando por sus kilovatios sin casi costes, porque las dos centrales (como la 5 restantes) están más que amortizadas (si cierran en 2027 y 2028 habrán tenido 46 y 44 años de vida), pagaríamos de más por unos kilovatios que no necesitamos a unas eléctricas que ganaron 11.249 millones en 2024…

Pero la consecuencia más grave es que la prórroga mandaría un mensaje a los inversores: podrían prorrogarse también las demás centrales nucleares (las eléctricas sólo esperan a pedirlo a un cambio de Gobierno, aunque Ascó y Vandellós ya lo han "sugerido" estos días) y eso quitaría atractivo a invertir en energías renovables, un sector que atrae hoy a Fondos e inversores de medio mundo. Y un sector que precisa cambios, para agilizar los proyectos (hay demasiados paralizados en varias autonomías) y una normativa clara, además de invertir más en almacenamiento y en seguridad de redes (participando más en el control de tensión del sistema), los dos grandes retos pendientes de las renovables en España. Mientras, el Gobierno ha anunciado esta semana un paquete de ayudas europeas de más de 800 millones para impulsar las renovables y la descarbonización de la industria.

En resumen, que las eléctricas vuelven  a pedir otra prórroga de las nucleares (la 2ª tras la de 2019), para seguir ordeñando la vaca de unas centrales que ya tienen más que amortizadas y que nos ofrecen una electricidad más cara, con residuos radiactivos y potencialmente peligrosa, que además no evita los apagones. Lo sensato sería seguir apostando por las renovables, que han mejorado la competitividad del país. Pero en este debate juegan la ideología y los intereses, oscuramente mezclados. Que no nos engañen.

 

Tras el apagón, luz barata y renovable

Se ha cumplido un mes desde el histórico apagón del 28 de abril y seguimos sin saber las causas, mientras parte del sector y la derecha aprovechan para culpar a las renovables y pedir que no se cierren las nucleares. Pero en mayo, las renovables han vuelto a liderar la producción de electricidad (el 61,8%) y no hemos tenido apagones. Y gracias a ellas, el precio mayorista de la electricidad ha bajado a un mínimo histórico (el más bajo de Europa), aunque Red Eléctrica ha subido la factura mensual (+3,35 euros) al mantener en "alerta" centrales de gas. Ahora, el recibo se estabilizará este mes y subirá algo en verano, por el mayor consumo. Eso sí, en el futuro subirán los costes de la energía solar y eólica, para compensar las inversiones necesarias en baterías e  inversores solares, para evitar “sustos”. Y urge presionar a Francia para aumentar las interconexiones, porque somos “una isla eléctrica”. Pero necesitamos mayor transparencia y nuevos protocolos en un sector dominado por las tres grandes eléctricas.

                           Enrique Ortega

Ha pasado algo más de un mes desde el histórico apagón del 28 de abril, a las 12 horas, 33 minutos y 21 segundos, que dejó a toda España a oscuras durante más de 10 horas. Y, a pesar de las múltiples investigaciones en marcha, hay pocas certezas y muchas dudas. La certeza es que el apagón se originó por tres pérdidas sucesivas de generación eléctrica en Granada (primero en la subestación de Huéneja,  cerca de Guadix, de Endesa), Badajoz y Sevilla. Pero a partir de ahí surgen las preguntas. ¿Porqué no funcionaros los cortafuegos, para aislar estas pérdidas de tensión, aunque se intentó hacerlo en 6 ocasiones? ¿Cómo pudo provocarse el apagón un día de baja demanda, donde sobraba energía? (minutos antes del apagón, España estaba exportando electricidad a Portugal y Francia) ¿Tuvo algo que ver el apagón con oscilaciones anteriores detectadas en la red europea? ¿Qué falló en los protocolos y automatismos que tiene Red Eléctrica (REE) y que ha ensayado antes cientos de veces?

Son preguntas que tardarán meses en responderse, según los investigadores del Gobierno y Red Eléctrica. Pero entre tanto, voces interesadas  ya han culpado del apagón a las renovables, por ser “menos seguras”, dado que su energía no es síncrona (es menos estable). Sin embargo, hay hechos que desmienten esta “peligrosidad”: unos días antes del apagón, el 16 de abril, hubo bastantes horas en que el 100% de la electricidad generada fue renovable (hidráulica, solar y eólica), sin que hubiera ningún problema. Entre enero y abril de 2025, las energías renovables han aportado el 58,64% de la electricidad generada (25% la eólica, 17% la hidráulica, 14,1% la solar fotovoltaica, 0,8% la solar térmica y 1,7% otras renovables, según REE). Sin problemas. Y en abril, el mes del apagón, su aportación subió al 64,3%.

Mientras se investigan las causas del apagón, veamos qué ha pasado con la electricidad este mes de mayo. Primero, habría que recordar que la luz bajó drásticamente en abril en el mercado de origen (mayorista), cerrando a un precio medio de 26,81 euros/MWh, la mitad que en marzo (53,3 euros/MWh) y la cuarta parte que en enero (96,69 euros) y febrero (108,31 euros), gracias a las lluvias y el sol, que produjeron mucha electricidad renovable (más barata). Un precio mayorista superior al de abril de 2024 (13,67 euros/MW) pero que es la tercera parte del precio habitual del mercado mayorista en abril durante los últimos 5 años (72,32 euros/MWh). Y este precio medio español (26,81 euros/MWh en abril) ha sido el más bajo de los mercados europeos, porque tenemos más electricidad renovable: 99,85 euros/MWh en Italia, 91 euros en Reino Unido, 78,33 euros en Alemania y 42,21 euros en Francia.

Este bajo precio mayorista de la luz en abril se trasladó directamente a los 8,3 millones de consumidores que tienen tarifa regulada (PVPC), que pagaron un recibo medio en abril de 58,62 euros, según la OCU, menos que el recibo de marzo (65,72 euros), febrero (81,60 euros) y enero (77,53 euros), aunque mayor que el recibo de 1 año antes (48,85 en abril de 2024) porque este año ha subido el IVA de la luz (del 10 al 21% en enero) y otros impuestos, además de las tarifas reguladas (que pagan el transporte, la distribución y otros costes).

Tras la bajada del recibo en abril, básicamente por el clima, la previsión era que el recibo siguiera bajando en mayo y hasta el otoño, para subir algo después hasta fin de año, por el mayor consumo y la menor aportación de renovables. ¿Qué ha pasado tras el apagón? : el precio de la luz ha seguido bajando en el mercado mayorista y todo apuntaba a que el recibo de la luz de mayo sería similar o algo menor para los que tienen tarifa regulada (8,6 millones) y que podría bajar en la próxima revisión de tarifas a los consumidores que tienen tarifa “libre” (21,4 millones de clientes).

Para ver lo que ha pasado realmente con el precio de la luz en mayo hay que analizar dos factores. Uno, que Red Eléctrica (que gestiona la red) ha querido “curarse en salud” y ha tomado medidas especiales para evitar otro apagón: ha aumentado las centrales de gas disponibles, ("de guardia") , para “evitar sustos”, aunque su electricidad no se vuelque al sistema porque hay muchas renovables. Y eso ha disparado unos costes que hasta ahora pesaban poco en mercado mayorista, los “servicios de ajuste”: han alcanzado en mayo un promedio de 37,2 euros por megavatio hora (MWh), más del doble que los 17 euros por MWh de abril y casi el doble de los 19,7 euros por MWh de mayo de 2024, según los registros de Red Eléctrica. Este “sobre coste”, por tener a mano centrales de gas, supondrá unos 5,5 euros de subida en el coste mayorista de la electricidad en mayo para los 8,6 millones de consumidores que pagan la tarifa regulada. Y esa subida se trasladará a los consumidores del mercado libre (21,4 millones), sobre todo a la industria. De hecho, algunas comercializadoras se plantean cobrar un extra a sus clientes para compensar esta subida coyuntural de los "servicios de ajuste".

Pero en paralelo a este “sobrecoste”, en mayo ha bajado el resto del precio mayorista de la electricidad, porque la mayoría de la luz se ha generado con renovables (otro mes más), más baratas: en mayo, el 61,8% de la electricidad generada fue renovable, casi como en abril (64,36%), gracias al enorme peso de la solar (25,7%), la hidráulica (17,4%), la eólica (16,9%) y otras renovables (1,8%). Eso lleva a que el precio mayorista de la electricidad (en origen) haya sido de 16,91 euros/MWh en mayo, el 2º precio más bajo de la historia reciente (tras los 13,67 euros/MWh de abril de 2024), casi la mitad del precio mayorista de abril de 2025 (26,81 euros/MWh) y que en mayo de 2024 (30,4 euros/MWh). Y llevamos ya 70 días consecutivos  donde los precios de la luz han sido "cero" o "negativos" en las horas centrales del día (por la energía solar). Además, en mayo volvimos a tener el precio mayorista más barato de Europa: 16,91 euros/MWh frente a 95 euros en Italia, 85 en Reino Unido, 66 en Alemania y 20 en Francia.

Eso significa que, con la electricidad a mitad de precio, en mayo debería haber bajado el recibo medio para los consumidores de tarifa regulada. Pero al haber subido los “servicios de ajuste” (la tarifa por tener “a mano” más centrales de gas) y los  precios "futuros" (que pesan ahora un 40% en la factura),  el recibo final ha subido un poco en mayo: si en abril pagaron 49,62 euros en un recibo medio, en mayo pagarán 52,97 euros (+3,35 euros) , según el simulador de la CNMC. A partir de ahora, se espera que el clima mantenga un alto porcentaje de generación renovable y que el precio mayorista se mantenga estable en junio y subiendo algo en julio y agosto (por el mayor consumo, que obligará a reforzar las centrales de gas), para subir en otoño e invierno, como anticipa el mercado de futuros : 41 euros en junio y 70 euros en el tercer trimestre, según OMIE, para cerrar a 61,05 euros en 2026 y 58,25 en 2027). Y lo mismo el recibo, que podría rozar los 63 euros de media este año (61,90 euros en 2024, según la OCU).

Con todo, la preocupación ahora no son los precios de la luz (moderados) sino asegurar el suministro y que no haya más apagones. Algunos expertos interesados y el PP (y Vox) proponen ampliar la vida de las centrales nucleares, como “garantía de suministro”. Pero es una posición más ideológica (poner en duda las renovables) que económica. Por un lado, las eléctricas ya pactaron en 2019 con el Gobierno el cierre de las 5 centrales nucleares, entre 2027 (la 1ª, Almaraz en otoño de 2027) y 2035. Ahora, las mismas eléctricas proponen ampliar la vida útil de estas centrales, pero piden a cambio “que se reduzca su fiscalidad”. A lo claro: piden que se les reduzca el coste de los residuos (muy elevado), a costa de subir el precio de esta luz nuclear a los consumidores, algo a lo que se niega el Gobierno. Y además de costosos, los residuos nucleares son peligrosos durante siglos.

La clave es seguir con las energías renovables, porque España tiene un potencial de sol y viento (y agua) que nos han convertido en líderes en Europa, permitiendo tener la electricidad más barata del continente, lo que facilita la instalación de empresas (Centros de datos, por ejemplo) y la electrificación de la industria (sustituyendo el petróleo y el gas), a precios muy competitivos. Un salto en las renovables que ha sido impresionante: generaban un tercio de la electricidad en 2009 (32,65%), pasaron a aportar casi la mitad en 2019 (49,3%), ya suponen dos tercios de la electricidad generada (64,3% en abril). Y el objetivo del Gobierno, en su Plan energético (PNIEC), es que generen el 81% de la electricidad en 2030.

Hay que seguir apostando por las renovables, como hace toda Europa, pero con seguridad, porque los expertos coinciden en señalar que una red con muchas renovables es más difícil de gestionar que una red con energías tradicionales. Pero se puede hacer, gracias a la tecnología. Por un lado, hay que invertir en centrales de bombeo en las centrales hidroeléctricas: en caso de necesidad sueltan agua de arriba abajo y generan rápidamente electricidad. Y en el caso de las centrales solares fotovoltaicas y las eólicas, hay dos tecnologías que las hacen “más seguras”. Una, la instalación de inversores (convierten la corriente continua en corriente alterna, permitiendo su vertido a la red). Y la otra, la instalación de baterías, que permitan almacenar la energía renovable que no se consume.

Los expertos denuncian que las propuestas normativas que se han presentado desde REE para hacer obligatorios estos inversores en las plantas fotovoltaicas y eólicas “duermen en un cajón del Ministerio y de la CNMC”. Y también se ha pospuesto la regulación de los almacenamientos de baterías, donde España está muy retrasada: al cierre de 2024 sólo había 3,3 GWh de almacenamiento (el 4% de toda Europa) y el objetivo es subir esa capacidad a 22,5GWh en 2030, para lo que vamos muy retrasados (el sector se queja de que las autorizaciones para el almacenamiento se retrasan entre un año y medio y dos). Antes del apagón, el Ministerio había puesto en marcha un Plan de ayudas, con 700 millones de Fondos europeos, para cofinanciar proyectos de almacenamiento a gran escala de renovables. Pero sigue pendiente de aplicación la orden ministerial sobre capacidad aprobada en diciembre de 2024.

Hace meses que muchos expertos piden al Gobierno y a Red Eléctrica que aumente las inversiones en la Red, para evitar problemas. Pero hasta ahora, ha sido muy “conservador”, aprobado una inversión en redes para 2021-2026 de sólo 5.684 millones, menos de lo que querían las eléctricas: el Gobierno no quiso invertir más en redes porque eso suponía cargar más el recibo a los consumidores. Ahora, tras el apagón, parece claro que hará falta un Plan inversor para fortalecer las redes eléctricas (ojo: 700.000 kilómetros), para hacerlas más seguras (aunque el riesgo cero no existe).

Otro elemento clave para asegurar el suministro eléctrico y reforzar las redes es mejorar la interconexión eléctrica con Europa, dado que la Península es “una isla eléctrica”: la interconexión con Europa no llega al 3% de la electricidad (2.800 MW), cuando la Comisión Europea estableció en 2014 que debía ser del 10% en 2020 y del 15% en 2030. El problema está en las reticencias de Francia a que España exporte electricidad barata a Europa y en el alto coste económico (y ecológico) de las conexiones proyectadas. Actualmente hay 2 conexiones terrestres con Francia (a través de Euskadi y Cataluña) y está prevista otra conexión a través del Golfo de Vizcaya para 2028 (3.100 millones de inversión) y dos conexiones terrestres más, una por Navarra para 2035 (2.609 millones) y otra por Aragón, para 2041 (con un coste de 2.372 millones). La semana pasada, el propio Sánchez pidió a la presidenta Von der Leyen que intervenga para acelerar estas interconexiones.

Los apagones nunca se pueden evitar al 100%, pero parece claro que su riesgo es mucho menor si España invierte en fortalecer la red eléctrica y prepararla para tener un 81% de electricidad renovable .Eso pasa por un cambio en los Protocolos de actuación de Red Eléctrica (REE), porque los actuales son de 1996. Los expertos creen que habría que cambiar al menos un tercio de las más de 60 normas técnicas con que opera REE, sobre todo las normas relacionadas con niveles de tensión y frecuencia, protecciones, automatismos, restricciones, planes de seguridad, coordinación de operadores y conexiones internacionales. Pero dos son los cambios más urgentes. Uno, exigir a las energías fotovoltaicas y eólicas que ofrezcan las mismas garantías de firmeza y control de tensión que el resto de energías : la tecnología existe aunque es cara, por lo que hay que “obligar/incentivar” a las empresas a utilizarla. Y la otra, la revisión a fondo de los cortafuegos de emergencia, porque los “deslastres” utilizados fueron insuficientes.

Además, el apagón debería obligar a una mayor transparencia en el sector eléctrico, un negocio en régimen de monopolio (Endesa, Iberdrola y Naturgy suministran el 80% de la energía), donde hay más de 500 empresas operando (distribuidoras y comercializadoras), más una red con miles de kilómetros, estaciones y subestaciones, donde operan las propias eléctricas y coordina Red Eléctrica (Redeia), una empresa con un 20% de capital público y el 80% restante en manos privadas (sobre todo Fondos de inversión).  Ahora, con el apagón, se ha visto que ni el Gobierno ni REE controlan lo que pasa en este mercado y en toda la red. Y que el Gobierno ha remoloneado para invertir más porque eso obligaba a subirnos más la parte regulada del recibo. Si hay que invertir más para hacer una red más segura y prevenir apagones, habrá que hacerlo. Y eso pasa por forzar a las eléctricas (que ganaron 11.249 millones en 2024) a que financien la mayor parte, no nosotros como clientes. Luz y taquígrafos.