El desarrollo de las Energías Renovables en España se inició con la Ley 82/1980 de Conservación de Energía, promulgada tras la segunda crisis del petróleo. Fue la pionera en el desarrollo de las fuentes alternativas y renovables, con énfasis en la eficiencia energética y en el desarrollo de la minihidráulica, con el objetico de mitigar nuestra vulnerabilidad económica ante la volatilidad del precio del gas y petróleo que España estaba obligada a importar.
El PEN 1991-2000 incentivó la producción de origen renovable y la Ley 40/1994 del Sistema Eléctrico Nacional introdujo un concepto clave; el Régimen Especial. La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico señaló que la potencia instalada en las plantas de cogeneración, renovables y residuos deberían tener menos de 50 MW instalados para poder acogerse a él. Este límite marcó un umbral regulatorio absurdo en el contexto de las energías renovables y su origen fue más ideológico y de control que estrictamente técnico. Este artificio frenó las economías de escala y la eficiencia y tuvo un impacto brutal en la integración; muchas instalaciones pequeñas dispersas complicaron la gestión de REE (más puntos de conexión, mayor variabilidad local) mientras que menos instalaciones más grandes le hubiesen permitido un mejor control ¿Por qué se limitó? Se consideró que las instalaciones con más de 50 MW eran ya suficientemente grandes y debían integrarse plenamente al mercado liberalizado, sin primas o tarifas garantizadas, para evitar distorsiones masivas en el sistema. El límite sirvió como barrera para contener el coste tarifario, simulaba que sólo se incentivaba a la pequeña generación distribuida y no a los macroproyectos que pudieran disparar el déficit tarifario ¿Por qué fue absurdo en la práctica? Un parque eólico viable económicamente solía tener 50-100 MW o más y este límite empujó a fragmentarlo en múltiples instalaciones menores de 50 MW, mientras que para la fotovoltaica (modular y escalable sin problemas de gestión) era totalmente ridículo y también le complicó el diseño a las termosolares, cuyas turbinas de vapor y campos solares de espejos cilindro parabólicos quedaron infradimensionados, muy lejos del óptimo.
El RD 2818/1998 reguló específicamente producción con renovables, residuos y cogeneración, con tarifas reguladas atractivas. El RD 1663/2000 facilitó la conexión de instalaciones fotovoltaicas a baja tensión, abriendo la puerta al incipiente autoconsumo. El RD 436/2004 actualizó el régimen económico, derogando el 2818/1998 y sistematizando tarifas y primas indexadas a la tarifa media, con incentivos por participación en mercado. El PER 2005-2010 fijó los objetivos; 20.000 MW eólicos, 400 MW fotovoltaicos y 500 MW termosolares.
El RD 661/2007 (Rodríguez Zapatero y Joan Clos) supuso el punto de inflexión en el desarrollo de las energías renovables en España. Este norma regulaba la producción de electricidad en Régimen Especial, ofreciendo a las instalaciones eólicas, fotovoltaicas, termosolares, hidroeléctricas menores de 50 MW, biomasas y cogeneraciones dos opciones para su retribución; tarifa regulada fija o precio de mercado más una prima, con límites superior e inferior. Su objetivo era cumplir las metas del PER 2005-2010 y reducir la dependencia energética exterior.
El impacto fue inmediato y espectacular. Entre 2007 y 2008 se produjo un auténtico boom fotovoltaico: España instaló más de 2.700 MW fotovoltaicos en un solo año, convirtiéndose en líder mundial. La eólica también creció con fuerza, pasando de unos pocos GW a convertirse en una tecnología madura. Las generosas primas atrajeron la inversión nacional y extranjera, impulsando el empleo y la tecnología. Las termosolares también superaron más de diez veces la potencia objetivo. Hacia 2010, las renovables ya representaban una cuota significativa del mix eléctrico, superando sus objetivos iniciales y demostrando el potencial generador de España gracias a su recurso solar y eólico excepcional.
El RD 661/2007 estaba bien planteado de inicio; buscaba equilibrar el fomento acelerado de las renovables con la sostenibilidad del sistema eléctrico y atraer la inversión a un sector con unas primas que se irían reduciendo paulatinamente a la vez que el sector maduraba. El problema es que se superó muy rápidamente su objetivo de forma explosiva, especialmente en fotovoltaica y termosolar. Su sobreinstalación generó un impacto económico desproporcionado. Las primas equivalentes por kWh fotovoltaico eran muy altas (alrededor de 0,44 €/kWh) y el volumen de energía vertida creció exponencialmente. Aunque las renovables aportaban solo una fracción modesta del mix de generación (la fotovoltaica representaba mucho menos que su peso en primas), el coste total de las primas se disparó, contribuyendo significativamente al déficit de tarifa del sistema eléctrico.
Este déficit tarifario ya existía desde inicios de los 2000 por la subestimación sistemática de costes (aunque jamás hayamos conocido los costes reales de generación, porque las eléctricas nunca los han compartido), la congelación de las tarifas eléctricas por motivos políticos (para contener la inflación) y otros factores (garantía de potencia, ininterrumpibilidad, etc.) y el boom renovable del 2007-2008 lo agravó drásticamente. El déficit acumulado pasó de unos pocos miles de millones a más de 20.000-30.000 M€ en pocos años, con las primas a renovables (especialmente fotovoltaicas) como uno de los principales causantes junto a la caída de precios del mercado y otros costes regulados. El sistema se volvió inviable a corto plazo porque no había topes a la potencia y la actualización por IPC garantizaba una rentabilidad alta en un contexto de tipos de interés bajos y acceso fácil al crédito. La moratoria y recortes posteriores (RDL 1/2012, Ley 24/2013, RD 413/2014) llegaron cuando el daño ya estaba hecho; miles de MW ya instalados bajo un régimen generoso, generando un compromiso de pago futuro insostenible.
¿Cómo pudo ocurrir tal cosa? El límite de 50 MW no sólo permitía acceder al Régimen Especial, sino que también determinaba el camino de la tramitación para las autorizaciones previa, de construcción y de explotación (y, de hecho, hoy lo sigue haciendo). Por debajo del límite se tramita el expediente vía comunidad autónoma, mientras que por encima de él se realiza a través el Ministerio de Transición Ecológica y Reto Demográfico (antes Industria y Energía). Conocemos de sobra los clientelismos de las CCAA, y todas -no importaba el color- favorecían a los empresarios locales en su desarrollos renovables. Ninguno tenía ni idea de lo que era un Watio, su negocio era otro, pero todos conocían la TIR. Y a 20 años, era superior al 10%. Y la avaricia ganó. A las eléctricas no les gustó nada que llegasen al sector actores que no sabían nada de él. Lo más escandaloso de la cuestión es que quien debía velar por la observancia de los objetivos del RD 661/2007 en el Ministerio de Industria y Energía (con Miguel Sebastián al frente) no se preocupó de sumar todos los MW. Aún quieren hacernos creer que no se trató de corrupción sistémica o favoritismo directo lo que causó la explosión, sino una combinación de incentivos muy atractivos, diseño regulatorio laxo, euforia inversora y una respuesta administrativa lenta e ineficaz.
Resumiendo, el Ministerio subestimó brutalmente la dinámica del mercado y falló en la gestión cuantitativa (sumar MW, prever sus costes reales y frenar las autorizaciones para evitar más potencia instalada), lo que permitió que el esquema se desbordara. Hubo casos de abuso y redes de influencia que aprovecharon el vacío, pero el núcleo del problema fue un diseño demasiado generoso sin salvaguardas suficientes ante una respuesta masiva del capital privado. Esto generó la burbuja verde que luego estalló con recortes retroactivos, litigios y descrédito temporal del sector. Antes de que esto sucediera, no se vayan a pensar que los promotores originales perdieron dinero, se vendieron las plantas a terceros con el aval del Estado, que se libraba de obligación de los pagos al incluir siempre en la norma la coletilla del ‘Cambio de Ley’.
Sin embargo, la crisis financiera de 2008 y el creciente déficit de tarifa provocaron un giro drástico. Medidas como el RDL 1/2012 impusieron una moratoria a nuevas instalaciones y recortes retroactivos, generando inseguridad jurídica y litigios internacionales; los inversores extranjeros podían denunciar a España en busca de un laudo (algunos siguen sin resolverse, otros le han procurado embargos al Reino de España) porque les protegía la Carta de la Energía, pero los inversores nacionales no tuvieron escapatoria. La Ley 24/2013 y el RD 413/2014 eliminaron el Régimen Especial y crearon un nuevo esquema de retribución específica por inversión, priorizando la sostenibilidad económica del sistema. El sector entró en guerra civil; todos contra todos, eléctricas, promotores renovables y las distintas tecnologías se disputaban una tarta más pequeña (la demanda de energía se había desplomado) porque todos tenían que devolver los préstamos a los bancos. Y con ella llegó también la hibernación; entre 2012 y 2018 apenas se añadieron nuevos MW, salvo en eólica.
La recuperación comenzó en 2019 con el RD 244/2019, que liberalizó el autoconsumo y eliminó el impuesto al Sol. El Pacto Verde Europeo, el Repower EU y la actualización del PNIEC 2023-2030 aceleraron el despliegue. Subastas competitivas, permisos agilizados y fondos Next Generation EU impulsaron el crecimiento. España cerró 2025 con un récord histórico de instalaciones; casi 9 MW nuevos (8 GW solares y uno eólico), llevando la potencia total renovable a más de 80 GW (48,1 GW fotovoltaica y 33,1 GW eólica, sin contar todo el autoconsumo), generando alrededor del 56 % de la energía.
El PNIEC 2023-2030 ha fijado metas ambiciosas para 2030; 81% de renovables en la generación eléctrica y 48% en el consumo final de energía. El objetico es que la fotovoltaica alcance 76 GW y la eólica 62 GW (esto requiere repotenciar los primeros parques -sustituir muchas turbinas de poca potencia por pocas de mucha más potencia- que ya están llegando al final de su vida útil) y comenzar a instalar parques eólicos marinos, porque -recuerden- sigue en marcha el tozudo plan de cerrar las centrales nucleares (mientras Ribera impulsa en Bruselas las centrales modulares SMR).
Sin embargo, estos objetivos chocan frontalmente con limitaciones estructurales:
La red está saturada; el 83% de los nudos de transporte (subestaciones REE) están congestionados, no admiten más potencia. Hay vertidos regionales muy altos (energía que se pierde porque no se puede inyectar en el sistema, de hasta 20-30 % en algunos nudos, unos 15 M€ diarios que se pierden, equivalente al 3% de la generación renovable total). Esto sucede porque la red nacional se diseñó en su momento para un reducido número de grandes generadores localizados y largas líneas de alta tensión que llevaban la energía a los puntos de consumo (ciudades y centros de producción) y, por ese motivo, hoy no hay líneas donde se dispone de las zonas con mayores recursos eólicos y solares. Bueno, y también porque se ha reservado mucha potencia de demanda para los centros de datos (la nueva burbuja especulativa).
Tras el apagón del 28 de abril 2025 (culpa de la mala gestión de REE en la composición del mix diario, algo inaudito y extraordinario, pero con una razón política detrás), el operador del sistema aplica un modo más conservador; rampas de entrada/salida más lentas (de 2 a 15 minutos en algunos casos), mayor uso de restricciones técnicas y vertidos proactivos para evitar sobretensiones o inestabilidad. Esto reduce la integración renovable, aunque mejora la robustez del sistema.
El resultado es paradójico; hoy generamos más renovable que nunca (precios mayoristas a mínimos históricos, a veces negativos), pero tiramos miles de GWh limpios por la incapacidad de la red, el ínfimo almacenamiento (baterías y centrales hidráulicas reversibles) y una demanda electrificada estancada (crecimiento <2 % anual). El autoconsumo crece, pero no compensa. La eólica avanza lento (lejos del objetivo de 62 GW en 2030) y el almacenamiento sigue muy retrasado (solo 6 GW frente a sus meta de 22 GW).
El reto es gigantesco; se deben acelerar la construcción de infraestructuras (ampliaciones de red, nuevas subestaciones, digitalización, hibridación solar/eólica), medidas para permitir que las renovables gestionen la tensión (ya desde enero 2026), impulsar el almacenamiento masivo y la electrificación para aumentar la demanda (industria, vehículos eléctricos, aerotermia), aumentar los intercambios internacionales a través de Francia (siempre en medio, estorbando) y generar hidrógeno verde barato. De lo contrario, seguiremos con una sobreinstalación que genera vertidos masivos, erosiona rentabilidad de proyectos (canibalización solar por precios bajos) y frena inversiones futuras.
JJDeLama (@HernnCortes en X)
