Cuatro novedades pero siempre la misma política energética a destiempo

Desde hace tres meses los precios de la electricidad en España se han disparado a precios de crisis energética de 2022. Decía el gobierno que la crisis en el estrecho de Ormuz no nos impactaría, porque dependíamos menos del gas por el gran desarrollo de las renovables en España desde esa fecha a día de hoy. Lo que no ocultaba es que nuestro sistema regulado, el que depende de las decisiones del gobierno, estaba tan desequilibrado y atrofiado, que degeneró en un gran apagón. Y que ese desequilibrio nos sigue obligando a consumir gas de ciclos combinados, por restricciones técnicas, desplazando a mucha renovable, que queda desaprovechada y sin poder producir.

Llegan las prisas

En este contexto, en apenas unas semanas se han acumulado varias decisiones relevantes para el futuro del sistema eléctrico: la prórroga de Almaraz, la aprobación del mercado de capacidad, el proyecto de Real Decreto para los centros de datos, el nuevo anuncio sobre la planificación de la red de transporte y, como telón de fondo, el despliegue del almacenamiento. Podría parecer que el Gobierno está acelerando. Pero la realidad es que nada de esto nace ahora y que cada decisión se sigue construyendo sobre una fotografía distinta del sistema y a la hora de pasarlo a película, los fotogramas amenazan con no encajar.

No llega la coordinación eficiente

La cuestión no es si hacen falta redes, almacenamiento, capacidad (oferta) firme, flexibilidad de la demanda o instrumentos para garantizar el suministro. Claro que hacen falta. Desde hace años se vienen reclamando al gobierno ante el creciente desequilibrio del sistema que finalmente degeneró en el gran apagón. La cuestión es cuánto hace falta de cada cosa, cuándo, cómo se combina e impacta cada una y a qué coste. Y ahí los retrasos importan, porque el sistema cambia mientras la regulación llega.

Retraso en la planificación de redes

La planificación eléctrica con horizonte 2030 comenzó su tramitación en diciembre de 2023 para un periodo que debió arrancar a finales de 2025. A mediados de septiembre de 2026 seguía en tramitación, con más de veinte meses del horizonte ya consumidos. La propuesta inicial contemplaba 13.590 millones de euros y ahora el Ministerio anuncia más de 17.000 millones, después de 2.566 alegaciones. El incremento ronda el 30%.

Pero buena parte de las actuaciones no son realmente nuevas. Según los datos recogidos en el análisis de la CNMC, alrededor del 73% del volumen valorado procedía de actuaciones cuya primera inclusión era anterior al nuevo ciclo. Otro estudio de PwC para AELEC detectó retrasos medios de 5,7 años en posiciones de demanda y de más de siete años en subestaciones. Es decir, la más parte importante de la nueva planificación no son fruto de la identificación de nuevas necesidades, sino que sirven para intentar cerrar retrasos de la antigua.

Cambios en las redes que no se actualizan a los nuevos escenarios

La primera foto nos la da el plan 2021-2026, que ha tenido que corregirse mediante tres Modificaciones de Aspecto Puntuales (MAP) que suman 1.854 millones de euros. Dos de ellas, después del gran apagón. La última, por 615 millones, incorpora actuaciones de resiliencia, tensión y control de oscilaciones y se justificó con un ahorro estimado de unos 450 millones anuales por menor necesidad de forzar ciclos combinados de gas. Pero ese cálculo estimaba el cierre de más de 2.000 MW de potencia nuclear en 2027 y 2028, que ahora no se cerrarán hasta 2030. Falta saber, por tanto, cómo cambian los cálculos sobre potencia firme y sobre servicios a la red cuya desaparición se retrasa ahora que se aprueba un mercado de capacidad, avanza el almacenamiento y vuelve a redimensionarse la red.

La prórroga de Almaraz da mas potencia firme que no fue calculada

Ahí entra la segunda fotografía. Para la puesta en marcha del mercado de capacidad Red Eléctrica calculó para 2028 un riesgo de escasez de 4,08 horas al año, frente a un estándar de 1,5 horas, utilizando un escenario con 5.110 MW nucleares. Ese escenario ya ha cambiado: la prórroga de Almaraz mantiene unos 2.100 MW hasta el 8 de junio de 2030 que en aquel cálculo se daban por cerrados.

Esto no elimina la necesidad de un mercado de capacidad, un mecanismo que remunera la disponibilidad de potencia (oferta) firme cuando el sistema puede necesitarla. Pero sí obliga a recalcular bien cuánto contratar. Y no estamos ante una medida improvisada por una emergencia reciente: el primer proyecto del mercado de capacidad estuvo en audiencia pública en abril de 2021 y la aprobación definitiva ha llegado en septiembre de 2026, más de cinco años después. Además, los contratos para nuevas inversiones pueden alcanzar hasta quince años, sin posibilidad de actualización. Un error de dimensionamiento no va a ser precisamente efímero.

La propia Orden Ministerial intenta evitar duplicidades: obliga a descontar de la curva la potencia firme de generación o almacenamiento disponible aunque no pueda cobrar el mecanismo. Almaraz, por tanto, no puede desaparecer del cálculo. El problema no es jurídico, sino económico: que varias capas de seguridad (red, capacidad y operación en tiempo real), terminen sobredimensionadas. -y por tanto, incurriendo en sobrecostes-, porque cada una se ha calculado en momentos distintos. Recordemos que la UE ha autorizado a España a utilizar 9.000 millones de euros en 10 años para retribuir el mecanismo sin considerarlo ayudas de Estado.

Escenarios irreales para el almacenamiento

La tercera fotografía es la evolución del almacenamiento. El PNIEC fija 22,5 GW en 2030. Sin embargo, el regulador europeo, HACER, observó que el análisis nacional utilizado para justificar el mercado de capacidad trabajaba con unos 8 GW menos que otros escenarios europeos y que el propio PNIEC. A cierre de 2025, además, el despliegue real seguía muy lejos del objetivo, entre 3,4 y 6,5 GW según el perímetro estadístico. Si creemos que España alcanzará 22,5 GW, esa flexibilidad debe entrar en los cálculos de capacidad. Y si no lo creemos, convendría explicar por qué el PNIEC sigue siendo la referencia oficial.

La incógnita de los centros de datos

La cuarta incertidumbre son los centros de datos. El proyecto de Real Decreto sometido a audiencia condiciona el acceso de instalaciones de al menos 1 MW a requisitos de sostenibilidad y, entre ellos, a cubrir hora a hora al menos el 80% del consumo con nueva generación renovable (adicionalidad) en determinadas condiciones. MITECO reconoce ya más de 6 GW de acceso concedido en transporte y otros 6 GW aproximadamente en distribución. Si esas exigencias se mantienen, parte de la demanda puede retrasarse o reducirse; si se suavizan, la demanda conectada y las necesidades de red y firmeza pueden ser mayores. Ambos escenarios son incompatibles e impactan en direcciones opuestas en el cálculo de las necesidades de potencia firme disponible. Otra fotografía todavía sin revelar.

Los problemas vienen de lejos, las prisas las pagan los consumidores

El denominador común de las incertidumbres expuestas no es una crisis imprevista y con problemas acumulados, sino el tiempo perdido. Mercado de capacidad desde 2021; planificación 2025-2030 iniciada en trámite en 2023 y aun no aprobada a punto de comenzar ya 2027; reglas específicas para centros de datos que deben traer su propia producción eléctrica, cuando ya existen varios gigavatios de acceso concedido y mucha producción renovable desaprovechada; y una red que sigue corrigiéndose mediante modificaciones sucesivas, pero sin considerar los impactos de todas estas cuestiones, aun sin resolver.

España no necesita menos seguridad energética, sino una seguridad mejor coordinada. Una sola fotografía del sistema, un calendario común y una cuenta completa del coste para el consumidor. Porque planificar tarde no solo obliga a correr. También aumenta el riesgo de pagar por decisiones que, tomadas a tiempo y de forma conjunta, podrían haber sido distintas y mucho más eficientes para los consumidores.