Por Julián López Milla (Universidad de Alicante)
La evolución del sector eléctrico español durante los últimos 40 años ha estado marcada por un conjunto de profundas transformaciones: la liberalización del sector –que vino de la mano de un cambio radical en el marco normativo–, la reestructuración empresarial y, más recientemente, el auge de las energías renovables. Estas intensas transformaciones se han producido en el marco de una gran mutación de la política energética europea, en la que han ido ganando peso los objetivos medioambientales y las preocupaciones por la seguridad del suministro.
Durante los años setenta, mientras España padecía las consecuencias de las dos crisis del petróleo, el gobierno se preocupó de que nuestras tarifas eléctricas no reflejasen el aumento de los costes del crudo, lo que acabó disparando el endeudamiento de las principales compañías del sector, a las que, además, se exigía acometer inversiones en plantas nucleares y continuar consumiendo carbón nacional.
En los años 80, ya en democracia, fue precisa una intensa intervención estatal:
- Reorganizando la explotación del sector, poniendo en manos públicas la red de alta tensión y encomendando a una empresa estatal la gestión integrada del sistema.
- Auspiciando un intercambio de activos para favorecer la recuperación financiera de las compañías eléctricas y ajustar sus mercados de oferta y demanda.
- Aprobando un marco normativo (el Marco Legal Estable) que garantizaba la recuperación de costes vía tarifa, tras años de incertidumbre como consecuencia de las dificultades financieras de las empresas y el abandono de algunos proyectos nucleares.
Tras un primer intento de liberalización, en 1994, finalmente fue la Ley del Sector Eléctrico (LSE) de 1997 la que marcó un punto de inflexión, impulsando una profunda transformación bajo los siguientes principios:
- Libertad de entrada en las actividades potencialmente competitivas: generación y comercialización. La primera de ellas se organizó en torno a un mercado mayorista al que otorgó un papel crucial en la definición de los precios. Para la segunda, se definió un calendario progresivo durante el que los clientes, en función de la tensión de suministro, iban accediendo a la posibilidad de elegir al proveedor del servicio.
- Establecimiento de monopolios regionales en la distribución, en manos de empresas privadas reguladas, a las que también se atribuía la obligación de proporcionar el abastecimiento a tarifa para los consumidores que no optasen por el mercado a precio libre.
- Creación de un monopolio estatal de la red transporte, bajo titularidad pública, en manos de Red Eléctrica de España, a la que también se encargó la operación del sistema.
- Establecimiento de un régimen especial para la electricidad producida a partir de fuentes renovables, con una retribución garantizada y un poderoso sistema de incentivos.
Antes del inicio del proceso de liberalización, las autoridades ya habían promovido la concentración del sector en torno a cuatro grandes empresas verticalmente integradas: Iberdrola, Endesa, Unión Eléctrica-Fenosa e Hidroeléctrica del Cantábrico. La liberalización, abrió la puerta a la privatización total de Endesa y a varios intentos de fusiones y adquisiciones fallidas. Especialmente controvertida fue la batalla por la propiedad de Endesa, que se inició con una OPA hostil de Gas Natural en 2005, frente a la que E.ON reaccionó con el apoyo de la dirección de Endesa. Finalmente, fueron Acciona y Enel las que se hicieron con el control, tras lanzar otra OPA y llegar a un acuerdo con E.ON y Gas Natural. Hoy, la empresa italiana posee más del 70% de Endesa.
Posteriormente, Gas Natural absorbió Unión Fenosa, creando un gigante energético integrado (hoy, Naturgy) y EDP se hizo con Hidroeléctrica del Cantábrico. Iberdrola optó finalmente por un camino en solitario, iniciando una exitosa estrategia de expansión internacional.
Red Eléctrica se fue privatizando por fases, pero el Estado siempre se ha preocupado de mantener el control público. Hoy, su participación alcanza el 20% del capital social, y ningún accionista privado puede superar el 5%.
Las casi tres décadas transcurridas desde la aprobación de la LSE han sido escenario del aterrizaje de nuevos operadores en el sector eléctrico español, con la llegada de actores tan relevantes como Repsol, Acciona Energía o Total Energies, en la actividad de generación, así como de decenas de empresas productoras que contribuyeron al despliegue de las tecnologías renovables, como Solaria, Capital Energy o Forestalia. En el suministro a precio libre han entrado centenares de compañías, sobre todo durante los últimos años: de 60 comercializadores, en 2008, hemos pasado a casi 400, en 2023.
La liberalización del mercado minorista arrancó muy despacio. Inicialmente, la mayoría de los consumidores que abandonaban la tarifa regulada se quedaban con la comercializadora vinculada a la distribuidora local, lo que llevó a las autoridades a adoptar nuevas medidas con el fin de favorecer el trasvase de los usuarios a tarifa hacia el segmento liberalizado. Estas medidas, junto a la estrategia de los grandes comercializadores, que aprovecharon para lanzar ofertas más agresivas (“sin sorpresas”, “estables” o “a medida de las necesidades”) en períodos de incertidumbre, cuando la tarifa regulada reflejaba la volatilidad de los costes de la energía primaria, han favorecido el aumento del suministro a precio libre, que ha pasado del 30% al 70% en menos de quince años.
Aunque los comercializadores verticalmente integrados con los distribuidores continúan siendo los principales suministradores de electricidad, sus cuotas de mercado han ido reduciéndose paulatinamente, especialmente entre los clientes con mayores niveles de consumo.
En la generación de electricidad, la entrada de nuevos operadores ha ido erosionando la cuota de los dos mayores productores, Endesa e Iberdrola, pero éstos todavía controlan más de la mitad de la capacidad instalada, lo que les otorga una función “pivotal” en el mercado eléctrico, es decir: sus plantas son imprescindibles para satisfacer la demanda. Además, cuentan con ciertas ventajas que les otorgan un poder de mercado superior al que reflejan sus cuotas en la producción de electricidad, como la integración vertical con el resto de actividades eléctricas, la disponibilidad de un mix tecnológico muy diversificado, y la capacidad de ofrecer servicios de ajuste críticos.
La rotación de tecnologías de generación ha sido muy intensa. En 2005, todavía predominaban la hidráulica, la nuclear y el carbón, además de los ciclos combinados de gas, que ya habían entrado con fuerza. En 2024, las energías renovables son las protagonistas: en pocos años, la solar fotovoltaica ha escalado hasta representar el 25% del parque de generación; mientras la eólica se multiplicaba casi por dos en quince años, hasta superar el 24%. La producción mediante carbón y fuel-gas se ha reducido hasta casi extinguirse.
Cabe señalar que mientras los ciclos combinados de gas representan hoy casi el 20% de potencia instalada, su contribución a la cobertura de la demanda se ha rebajado a lo largo de los últimos años, hasta el entorno del 15%, pues se trata de una tecnología marginal (es decir, concentran su funcionamiento en las horas de alta demanda, cuando los precios aumentan, o cuando son necesarios para prestar servicios auxiliares). Con la nuclear pasa lo contrario: representan el 5% del parque, pero pueden llegar a alcanzar el 20% de producción anual, pues aporta carga base, que ofrece estabilidad permanente al sistema y su estructura de costes no es compatible con una operación intermitente.
Una de las principales transformaciones experimentadas por el sector eléctrico español durante las últimas décadas ha sido el extraordinario aumento de la generación por medio de fuentes renovables. En 2024, estas tecnologías ya representaban, en conjunto, el 56,8% de la producción eléctrica peninsular, mientras no llegaban al 20% dos décadas antes, y los más de 80.000 MW instalados a finales de 2024 suponían casi dos terceras partes del parque de generación.
Este crecimiento ha ido acompañado por una intensa mutación de su marco retributivo, no exenta de bandazos que han ido acelerando o frenando la expansión de estas tecnologías. Ello ha dado lugar a períodos de crecimiento muy intenso, que provocaron congestiones tanto en la tramitación administrativa de los proyectos como en las conexiones a la red, y a etapas en las que se produjo una brusca desaceleración en la construcción de nuevas instalaciones como consecuencia de la incertidumbre generada por los cambios del marco retributivo.
En nuestros días, el principal reto ya no es cuánto instalar, sino cómo integrar de forma estable y eficiente tanta generación intermitente. Con casi 85 GW de potencia renovable, el gran desafío es integrarla a la vez que se da respuesta a los problemas derivados de los vertidos o de los precios nulos o negativos que se registran en el mercado mayorista durante las horas de más irradiación solar, y se atiende a la necesidad de desarrollar almacenamientos a gran escala y gestionar la flexibilidad de la demanda.
El apagón del 28 de abril de 2025 ha reavivado el debate sobre la estabilidad del sistema eléctrico en un contexto de profunda transformación del mix energético. El incidente puso de manifiesto las vulnerabilidades del sistema eléctrico en un contexto caracterizado por:
- La acelerada transición hacia fuentes renovables intermitentes, incapaces de aportar generación síncrona.
- El incremento de la generación distribuida —por la proliferación de instalaciones de autoconsumo y de comunidades energéticas—.
- La creciente electrificación de la economía.
- La mayor complejidad técnica de la gestión del sistema, cuya columna vertebral es una red de transporte diseñada para un flujo unidireccional desde grandes centros de generación hacia el consumo, y ahora debe adaptarse a un modelo bidireccional y dinámico, donde la producción depende cada vez más de tecnologías no gestionables —solar y eólica— y donde la capacidad de respaldo térmico se ha reducido.
La estabilidad no depende únicamente de producir más electricidad, exige gestionar mejor la incertidumbre, anticipando los riesgos y dotando al sistema de la flexibilidad y resiliencia necesarias para afrontar una transición que, de no ser cuidadosamente gestionada, podría poner en cuestión la seguridad de suministro.
Mantener la estabilidad del sistema eléctrico, haciéndola compatible con las políticas que persiguen la descarbonización, requiere una planificación realista que asegure una potencia firme suficiente —mediante ciclos combinados, nucleares, nuevos almacenamientos o interconexiones—, refuerce las redes de transporte y distribución y adapte los procedimientos operativos de gestión de la red a la nueva realidad, y desarrolle mecanismos retributivos que no sólo paguen por la energía entregada, sino que también remuneren la contribución a la seguridad de suministro.
