La paradoja eléctrica: más verdes que nunca, pero ¿a qué precio?

El pasado 28 de abril, España vivió uno de los episodios más críticos en la historia reciente de su sistema eléctrico. El informe del Comité de Análisis del Ministerio para la Transición Ecológica apunta a tres causas principales: una alta penetración de renovables en momentos de baja demanda, una red poco flexible y una escasa aportación de tecnologías de respaldo. Lo ocurrido no fue un hecho puntual, sino un serio aviso sobre los riesgos de una transición energética acelerada pero descompensada.

Una transición ejemplar

España es, sin duda, más verde que nunca. Las renovables generan actualmente más del 50% de nuestra electricidad, y el PNIEC fija objetivos aún más ambiciosos para la próxima década. Sin embargo, este cambio está empezando a mostrar costuras: proyectos que se enfrentan a precios de mercado cero o incluso negativos durante cientos de horas al año y un mercado donde el precio ya no refleja con claridad la oferta y la demanda. Esta es la paradoja que nos interpela: cuanto más verdes somos, más frágil parece el equilibrio económico.

Paradoja que no ha pasado desapercibida. Así, el reciente Real Decreto-ley 7/2025 incorpora medidas urgentes para reforzar la resiliencia del sistema eléctrico, entre ellas el despliegue del almacenamiento y el impulso a la electrificación que se abordan a continuación.

La demanda es clave

El PNIEC prevé que en 2030 casi el 81% de la generación eléctrica vendrá de fuentes renovables, por lo que, frenar su desarrollo no es una opción. La respuesta pasa por gestionar mejor la demanda, reforzar la red y aumentar la flexibilidad del sistema. Para ello, hacen falta reformas estructurales, siendo un comienzo el ya mencionado Real Decreto-ley 7/2025.

Un primer paso urgente es impulsar de forma controlada el crecimiento de la demanda eléctrica. Electrificar la economía no es solo una tendencia: es una necesidad. Sectores como los centros de datos -que necesitan energía de forma continua y creciente- pueden ser aliados estratégicos. De hecho, la Agencia Internacional de la Energía estima que el consumo energético de este sector podría duplicarse para 2030. España tiene la oportunidad única de atraer estas inversiones, especialmente en zonas donde existe capacidad renovable ociosa.

En paralelo, el hidrógeno renovable debe consolidarse como vector de consumo flexible. El PNIEC fija como objetivo 11 GW de capacidad de electrólisis en 2030, lo que implica una gran demanda de energía limpia y gestionable. Así, conviene recordar que no todo hidrógeno producido mediante electrólisis puede ser considerado “verde” en términos jurídicos. La Comisión Europea ha establecido, mediante los actos delegados (Reglamentos (UE) 2023/1184 y 2023/1185), un marco normativo exigente para que los combustibles renovables de origen no biológico —entre ellos el hidrógeno— puedan acogerse a esa calificación. Para ello, deben cumplir tres condiciones clave: proceder de instalaciones renovables nuevas (adicionalidad); producirse en las mismas franjas horarias que la generación (correlación temporal); y ubicarse en la misma zona de precio (correlación geográfica).

La reciente subasta del Banco Europeo del Hidrógeno, con varios proyectos adjudicados en España, refuerza el papel estratégico que nuestro país puede desempeñar en esta tecnología. Pero sin una red preparada y un sistema robusto, ese potencial puede no aprovecharse.

La inversión en la red es una necesidad

En este sentido, ese aumento de la demanda -ya sea por la expansión del hidrógeno renovable o el auge de los centros de datos- no podrá materializarse sin una red eléctrica más fuerte. Son muchas las voces del sector que coinciden en señalar la necesidad de invertir con mayor decisión en infraestructuras de transporte y distribución. No obstante, los Reales Decretos 1048/2013 y 1047/2013 establecen un tope anual de inversión del 0,13 % del PIB en distribución y del 0,065 % en transporte, lo que limita significativamente la capacidad de expansión del sistema eléctrico. Aunque estos límites fueron excepcionalmente elevados hasta 2022 (0,14 % y 0,075 %) como parte de las medidas de recuperación tras la pandemia, el escenario actual -con demandas crecientes y urgencias industriales- exige una revisión estructural.

Precisamente con ese objetivo, hace un año aproximadamente se cerró la consulta pública previa para la modificación de este marco. Esta iniciativa reconoce que el diseño original de los límites fue concebido en un contexto anterior, enfocado en contener costes y asegurar la sostenibilidad financiera del sistema. Hoy, en cambio, estamos inmersos en una transformación estructural que requiere adaptar los criterios de planificación y retribución a un nuevo paradigma.

La futura reforma busca precisamente eso: dotar al sistema de mayor flexibilidad para responder a nuevas realidades como el despliegue masivo de generación distribuida, la digitalización de la demanda o la incorporación de nuevos combustibles. Se contempla, incluso, la posibilidad de introducir mecanismos excepcionales para autorizar inversiones adicionales cuando se acrediten necesidades urgentes.

Almacenamiento energético: palanca para la flexibilidad

La segunda gran palanca de transformación es el almacenamiento energético. Aunque el PNIEC prevé alcanzar los 22 GW de almacenamiento en 2030, hoy estamos muy lejos de ese objetivo. El almacenamiento es clave para aprovechar la energía sobrante de las horas de precios cero y desplazarla a las horas de mayor consumo. Ayuda a suavizar la curva de precios, reduce la volatilidad del sistema y mejora la rentabilidad de los activos renovables. Su desarrollo no puede demorarse más. Tal como reconoce expresamente el Real Decreto-ley 7/2025, el almacenamiento es un elemento que, en un análisis más global sobre la seguridad del sistema eléctrico, contribuye a su resiliencia y robustez, al tiempo que permite una integración más eficiente de la energía renovable.

Nuclear: una pieza clave del rompecabezas

¿Y qué papel juega la energía nuclear en este escenario?

Hace poco, el Congreso de los Diputados dio luz verde a considerar la Proposición de Ley para retrasar el cierre de las centrales nucleares. Más allá de ideologías, esta decisión responde a una realidad sistémica: sin una generación firme y estable, no es posible una integración ordenada de renovables intermitentes. Actualmente, la energía nuclear aporta cerca del 20% de la electricidad nacional y opera durante el 87 % de las horas del año. Es una fuente sin emisiones directas, predecible y fiable, que sigue teniendo un papel relevante en la garantía de suministro. En este sentido, la prolongación razonada de la vida útil del parque nuclear debe contemplarse como una medida esencial para garantizar la seguridad de suministro, reducir la volatilidad de precios y avanzar hacia un sistema eléctrico verdaderamente descarbonizado.

Y mirando al medio plazo, merece la pena explorar también el potencial de los Reactores Modulares Pequeños (SMRs), tecnologías seguras, versátiles y rápidas de desplegar. Aunque aún no cuentan con un marco normativo específico, se prevé su regulación mediante el nuevo Reglamento sobre instalaciones nucleares y radiactivas que entró en vigor en diciembre de 2024. Estas soluciones podrían complementar eficazmente la generación solar y eólica, aportando estabilidad y flexibilidad al sistema.

Un sistema verde, pero también estable y robusto

La transición energética es un reto colectivo. Pero si no abordamos con urgencia las distorsiones que ya se están manifestando en el mercado eléctrico, corremos el riesgo de poner en peligro aquello que pretendemos proteger. Apostar por un modelo más verde no debe implicar comprometer la estabilidad o la viabilidad económica del sistema.

* Antonio Bañón, responsable de Energía y Derecho Público de Squire Patton Boggs.