Portugal y España, aunque menos dependientes de los combustibles fósiles rusos que otros miembros de la Unión Europea (UE), se vieron afectados por la pronunciada subida de los precios de la energía y la inestabilidad del mercado energético provocada por la crisis energética en Europa en 2022. Ambos países respondieron con medidas de política energética a nivel de la UE, incluyendo un mecanismo de excepción ibérica en los mercados eléctricos que limitó temporalmente el precio del gas empleado para la generación de energía. Además, implementaron varias medidas internas para reducir el precio de la electricidad y se sumaron a las sanciones de la UE contra Rusia, acelerando el despliegue de renovables para ganar autonomía estratégica.
Gracias a sus importaciones y terminales de gas natural licuado (GNL) de Estados Unidos (EEUU) y Nigeria, la península Ibérica logró capear la crisis y prestó apoyo a Francia mediante un nivel récord de exportaciones de gas y electricidad. Sin embargo, la conexión energética de la península Ibérica con el resto de Europa sigue siendo limitada, lo que impide una mayor contribución a la seguridad energética de la UE. Conectar la península Ibérica con Europa ha pasado a ser una prioridad para la competitividad y la autonomía estratégica de la UE.
La crisis energética de 2022 marcó un punto de inflexión para los mercados energéticos europeos, exponiendo la dependencia de los combustibles fósiles y acelerando la apuesta de la UE por la diversificación energética y un futuro con bajas emisiones de carbono.
La península Ibérica, menos expuesta directamente a Rusia pero igualmente afectada por la crisis, respondió de manera diferente. Este análisis explora los motivos y echa un vistazo al futuro para determinar las posibles oportunidades y los principales ámbitos normativos.
Matriz Energética e Importaciones Rusas en el Periodo Anterior a la Crisis
Al inicio de la invasión rusa de Ucrania en 2022, la combinación de fuentes de energía en Europa seguía escorándose mucho hacia los combustibles fósiles. En 2021, el petróleo, el gas natural y el carbón representaban el 70% del mix energético en la UE. Portugal y España se situaban cerca de la media de la UE, con un 67% y 69% respectivamente. Sin embargo, había diferencias en su composición: Portugal y España dependían más del petróleo y menos del carbón y el gas natural. En Portugal, la energía renovable suponía el 30% de la matriz energética, el sexto mayor porcentaje de una UE cuya media seguía en el 17%. La combinación eléctrica había cambiado hacia fuentes renovables locales con bajas emisiones de carbono: para 2021, el 60% de la electricidad de Portugal procedía de renovables, mientras que la electricidad de España consistía en un 50% de renovables y un 20% de nucleares.
Las importaciones energéticas satisfacían un porcentaje considerable de la demanda interna europea. Para la UE, las importaciones cubrían el 56% de sus necesidades energéticas, sobre todo mediante productos petrolíferos, gas y combustibles sólidos. En Portugal y España, este porcentaje era incluso mayor, alcanzando el 67% y 69% respectivamente. Sin embargo, la península Ibérica se contaba entre las zonas menos dependientes de la energía rusa: tan sólo el 5% en el caso de Portugal y el 8% en España, de la energía bruta disponible provenía de Rusia en 2020. En comparación, la cifra era del 24% para toda la UE, que tenía a Rusia como su principal socio comercial para las tres fuentes principales de energía primaria.
Las Repercusiones de la Crisis Energética para la Península Ibérica
La crisis energética provocada por la invasión rusa de Ucrania expuso a los mercados europeos a una volatilidad considerable en los precios, disparando la inflación en todo el continente. El índice armonizado de precios al consumo se desbocó hasta el 9,2% en la UE, el 8,3% en España y el 8,1% en Portugal, impulsado en gran medida por la pronunciada subida de los precios de la energía. En términos relativos, España y Portugal tenían pocas importaciones energéticas directas de Rusia, pero no fueron inmunes a las consecuencias de la subida en el coste de la electricidad, el gas natural y los combustibles de automoción debido a la integración de los distintos mercados energéticos.
El mercado ibérico de la electricidad alcanzó precios medios al contado de 167 euros por megavatio/hora (MWh) en 2022, un 50% más altos que en 2021 y casi un 390% por encima de los niveles de 2020. En el tercer trimestre de 2022, el mercado ibérico del gas registró un precio medio de 138 euros por MWh, casi 50 euros más por MWh que en el trimestre anterior y 88 euros más por MWh en términos interanuales. Los precios de la electricidad para consumidores internos y externos en Portugal se mantuvieron por debajo del promedio de la zona euro, la UE y España. Portugal se vio inmersa en la crisis energética con una mayor proporción de contratos a largo plazo y precio fijo en el mercado mayorista, lo que contribuyó a una mayor estabilidad en el precio de la electricidad. En cambio, en España, los precios de la electricidad tocaron techo a finales de 2022 antes de estabilizarse en 2023, aunque se mantuvieron en niveles superiores a los previos a la guerra.
La península Ibérica tuvo que hacer frente a dos grandes escollos: el cierre del gasoducto Magreb-Europa (GME) y una grave sequía que redujo la producción hidroeléctrica. El GME, que suministraba 12.000 millones de m3 de gas procedente de Argelia a través de Marruecos, se cerró en noviembre de 2021 por las tensiones entre ambos países norteafricanos. Los países ibéricos se vieron obligados a depender de las importaciones de GNL a través del gasoducto Medgaz, que se ampliaron de 8.000 a 10.500 millones de m3. Este cambio aumentó la dependencia ibérica del GNL y supuso un incremento en el precio del gas y la electricidad. Se preservó la seguridad de la oferta, pero se vieron afectadas tanto la capacidad como la diversificación de las importaciones por gasoductos. Marruecos fue quien más acusó el golpe al perder las comisiones de tránsito y el acceso al gas argelino. En junio de 2022, se invirtió el flujo del GME para transportar gas importado en forma de GNL desde España hasta Marruecos.
El segundo varapalo fue la sequía. En el punto culminante de la crisis energética (2021 y 2022), la generación hidroeléctrica en España y Portugal cayó hasta uno de sus niveles más bajos desde la década de 1990. Gracias a sus centrales de ciclo combinado alimentadas por gas, sus terminales de GNL, su capacidad eólica y, cada vez más, su capacidad solar, la península Ibérica logró mantener la estabilidad del suministro eléctrico al tiempo que llevaba a cabo exportaciones récord de electricidad a Francia, cuya flota nuclear atravesaba un periodo histórico de baja disponibilidad, y a Marruecos, afectada también por la sequía y por el cierre del GME.
La Respuesta Normativa a la Crisis Energética
La UE aplicó varias medidas normativas para hacer frente a la crisis energética, destinadas a proteger a la ciudadanía de la subida de precios, reducir la dependencia de los combustibles fósiles rusos, estabilizar los mercados de la energía e incrementar la seguridad energética. El plan REPowerEU de 2022 dio prioridad al ahorro energético, la diversificación de proveedores y la aceleración de la transición hacia las renovables. Para alcanzar esos objetivos, los Estados miembros recibieron fondos adicionales a través del Mecanismo de Recuperación y Resiliencia para impulsar las inversiones necesarias en infraestructuras energéticas, proyectos de renovables y eficiencia energética.
La UE redobló sus esfuerzos para diversificar las importaciones de gas y aumentó de manera considerable los cargamentos de GNL recibidos de EEUU, Noruega y Qatar. Las importaciones desde EEUU prácticamente se triplicaron en 2023 frente a los niveles de 2021. La Comisión Europea y los Estados miembros acordaron el objetivo vinculante de rellenar las instalaciones de almacenamiento de gas hasta el 90% como mínimo el 1 de noviembre de cada año, y se fijaron objetivos no vinculantes para reducir el consumo de gas natural. También se reforzaron los mecanismos de solidaridad entre Estados miembros para facilitar el intercambio de gas en caso de alteraciones en el suministro. Estas medidas contribuyeron a mitigar la crisis energética, estabilizar los mercados y acelerar la transición ecológica de la UE al reducir de manera considerable la dependencia de las importaciones de energía rusa y reforzar al mismo tiempo la resiliencia energética a largo plazo.
Respuestas de Política Energética en la Península Ibérica
El mercado eléctrico de la península Ibérica, con pocas interconexiones con el resto del mercado europeo y una gran proporción de renovables, permitió una respuesta normativa singular y específica a la crisis energética. Una iniciativa fundamental fue el mecanismo de excepción ibérica, diseñado por Portugal y España para desvincular el precio mayorista de la electricidad en el mercado ibérico del precio del mercado mayorista del gas natural. Esta medida iba destinada a proteger a los consumidores de la volatilidad en el precio del gas y mitigar la repercusión económica de la subida del coste de la energía al aportar estabilidad en momentos de crisis. El mecanismo, aprobado por la Comisión Europea, impuso un tope al precio del gas natural empleado para la generación eléctrica, limitando el precio de compensación diario en el mercado de la electricidad para los casos en los que el precio lo fijasen las centrales eléctricas de gas. Los productores de electricidad mediante tecnologías sin gas (productores inframarginales) acusaron una reducción de sus ingresos potenciales, puesto que el tope limitaba el precio de compensación. La medida resultó eficaz para reducir el precio de la electricidad frente a la misma situación en la que no se hubiese implantado el mecanismo.
En Portugal, con una mayor proporción de contratos a largo plazo y precio fijo en el mercado mayorista, el mecanismo de excepción ibérica permitió una estabilización más rápida del precio de la electricidad. En España, consiguió reducir los precios mayoristas de la electricidad, aunque incrementó indirectamente el consumo de gas para la generación eléctrica y subió de forma artificial las exportaciones de electricidad de bajo coste a Francia. El mecanismo llegó a su fin el 31 de diciembre de 2023, cuando dejó de ser necesario porque los precios del gas ya habían caído por debajo del tope y la medida pasó a ser sobre todo una salvaguardia frente a futuras crisis.
Además, en Portugal, la reducción en la factura de la electricidad, financiada por los ingresos obtenidos por el sistema eléctrico, ayudó también al presupuesto estatal y contribuyó a mantener a raya la subida en el precio de la electricidad. Tanto en Portugal como en España, se redujeron el impuesto sobre el valor añadido (IVA) y otros gravámenes relacionados con la electricidad. En Portugal, esto supuso una bajada en la factura de la electricidad y en el precio de paneles solares y otros equipos de eficiencia energética; en España, las reducciones se centraron sobre todo en el IVA de la electricidad.
Por lo que respecta al gas natural, Portugal puso en marcha ayudas específicas mediante subsidios directos a las empresas dependientes del gas natural y a hogares vulnerables. Asimismo, a los consumidores se les dio la opción de volver a la tarifa regulada, cuya supresión estaba prevista anteriormente. España aplicó medidas de protección al consumidor como limitar las subidas de precio de las tarifas reguladas, reducir el IVA del gas natural y ofrecer ayudas específicas a hogares vulnerables. Aparte de la electricidad y el gas, la volatilidad en el precio del crudo también afectó a los consumidores cuando se disparó el precio de la gasolina y el gasóleo. En general, ambos países vivieron tendencias similares e implantaron un descuento para los consumidores vinculado a los ingresos adicionales obtenidos mediante impuestos y tasas a raíz de la subida de precio.
Diversificación de las Importaciones de Gas y Petróleo e Imposición de Sanciones
Las iniciativas ibéricas de diversificación han sido mínimas en comparación a las de otros países de la UE, puesto que España y Portugal partían de una dependencia muy baja del gas y el petróleo rusos. Ambos países dejaron de importar crudo de Rusia mucho antes del sexto paquete de sanciones de la UE en el que se prohibieron oficialmente esas importaciones, mientras que el gasóleo y el fueloil se redujeron del todo a finales de 2022. El suministro de gas de la península Ibérica está relativamente diversificado gracias a las terminales de GNL, que ofrecen las capacidades de regasificación de menor coste en Europa y, en líneas generales, siguen estando infrautilizadas. No obstante, el fortalecimiento de las interconexiones energéticas de la península Ibérica con el resto de la UE pasó a ser una prioridad. La capacidad de los gasoductos de gas natural se amplió en un 20% en Francia, pero el nivel inicial era tan bajo que el efecto inmediato fue más bien limitado.
España también contribuyó a la seguridad energética general de Europa al reactivar su central abandonada de GNL de El Musel para operaciones de almacenamiento y comercialización. Asimismo, España prestó apoyo a la estrategia italiana de diversificación del gas al permitir el uso de la terminal de GNL de Barcelona para operaciones de trasbordo, de modo que buques de GNL más pequeños pudieron reexportar carga a la terminal de Livorno.
Importaciones de Gas Natural de España
En la crisis energética de 2022, EEUU pasó a ser el principal proveedor de gas natural de España, papel que había correspondido a Argelia durante más de 30 años. En 2024, Argelia recuperó su puesto de principal suministrador de España, muy por encima de Rusia y EEUU. Sin embargo, desde la invasión de Ucrania por parte de Rusia, España ha aumentado sus importaciones de GNL ruso, que en 2024 representaron un 21% del suministro total de gas, debido en gran medida a contratos a largo plazo con cláusulas de compra garantizada o de destino que las eléctricas habían firmado antes de la invasión.
Sin sanciones específicas a las importaciones de gas ruso, las eléctricas no pueden invocar fuerza mayor para resolver esos contratos sin tener que hacer frente a grandes costes de indemnización. Ante el creciente escrutinio mediático y político en otros países de la UE, los operadores extranjeros y las empresas energéticas han aprovechado la amplia capacidad disponible de regasificación de GNL de la península Ibérica para importar nuevos cargamentos de GNL ruso al contado. El 14º paquete de sanciones de la UE prohíbe los servicios de trasbordo para el GNL ruso en los puertos de la UE a partir de marzo de 2025, pero sólo cuando el destino final de la carga se encuentre fuera de la UE.
Argelia como Proveedor de Gas Natural
Argelia merece un comentario aparte porque se trata del principal proveedor de gas natural de España y existe un interés renovado en aprovechar sus recursos de gas natural. El rifirrafe diplomático con el principal socio energético de España comenzó en marzo de 2022, cuando el presidente del gobierno español escribió una carta al rey Mohamed VI en la que consideraba que la propuesta marroquí para el Sáhara Occidental (una autonomía limitada) era “la base más seria, realista y creíble” para la resolución del conflicto. Esa carta indignó a Argelia, pero lo cierto es que los contratos españoles con el país norteafricano, válidos hasta 2030, se han podido renegociar de manera satisfactoria.
En octubre de 2022, con los precios al contado del gas por encima de 180 euros por MWh, Sonatrach (la empresa pública argelina) y Naturgy (la eléctrica española) acordaron revisar de manera retroactiva los precios para ese año y, a continuación, siguieron negociando los precios aplicables de 2023 en adelante. El hecho de que las rencillas diplomáticas no salpicaran a la relación energética fue todo un éxito para la seguridad energética de la UE y puso de manifiesto la fiabilidad de Argelia como proveedor de gas.
En el caso de Portugal, EEUU mantuvo su puesto de segundo proveedor más importante, pero su cuota subió del 19% de 2020 al 42% de 2023. Nigeria siguió siendo el principal proveedor de gas para Portugal durante todo el periodo, con una cuota anual fluctuante entre el 44% y el 52%. En ese mismo periodo, la dependencia portuguesa del gas ruso cayó del 14% en 2021 al 7% en 2024. El papel de Nigeria ha sido esencial para la seguridad energética de Portugal, aunque la relación no ha estado exenta de dificultades. En 2022, Nigeria se vio envuelta en perturbaciones considerables a raíz de extensas inundaciones que, unidas a la inestabilidad política interna y a los riesgos en materia de seguridad, sobre todo por los grupos insurgentes y los problemas relacionados con sus infraestructuras de gas, supusieron una fuente adicional de tensión para el mercado ibérico del gas. En cualquier caso, a pesar de estos escollos, y también gracias a los esfuerzos políticos y diplomáticos de Portugal para garantizar los envíos contratados, Nigeria logró cumplir con la mayor parte de lo pactado sin afectar a la estabilidad general de la oferta.
El GNL estadounidense ha ido cobrando una mayor importancia para la matriz de gas y la seguridad energética de la península Ibérica, hasta el punto de que, en el último decenio, las eléctricas portuguesas y españolas firmaron varios contratos a largo plazo con empresas de EEUU. El GNL estadounidense sigue siendo fundamental para la desvinculación de Europa de la energía rusa, pero las próximas reglamentaciones de la UE sobre el metano podrían afectar al gas de esquisto de alta intensidad a partir de 2027, además de que los planes de descarbonización de las eléctricas de la península Ibérica, las tensiones comerciales y las desavenencias transatlánticas podrían malograr futuros acuerdos a largo plazo.
La Evolución del Sistema Energético: 2021-2024
Si comparamos 2023 (último año disponible) con 2019 (valores anteriores a la pandemia), el consumo de energía primaria disminuyó un 8% en Portugal con la eliminación progresiva del carbón y las reducciones respectivas del 28% y el 10% para el gas natural y el petróleo. Durante el mismo periodo, la energía primaria procedente de renovables subió un 20%. Portugal cerró todas sus centrales de carbón en 2021. En 2022, la capacidad instalada de renovables aumentó en 2 gigavatios (GW), el mayor incremento anual registrado, seguido de aumentos de 1,4 GW y 1,5 GW en 2023 y 2024 respectivamente. En total, de 2021 a 2024, la capacidad renovable instalada subió más de un 30%, de 15,5 GW a 20,4 GW, gracias al impulso de la energía solar (3,4 GW) y la hidroeléctrica (1,2 GW). Al mismo tiempo, se redoblaron los esfuerzos en materia de electrificación, en especial en el transporte por carretera. El porcentaje de vehículos eléctricos (VE) subió como la espuma desde el 5% de 2020 hasta el 18% de 2023. Se observó una tendencia similar en el mercado de las bombas de calor, que ha mostrado un crecimiento constante en los últimos años hasta obtener cifras récord de ventas en 2022 y 2023.
La trayectoria de España fue similar
La trayectoria de España fue similar, con una caída en el consumo de energía primaria de aproximadamente un 7% entre 2019 y 2023. Esta reducción se debió a la retirada progresiva del carbón en el sector energético, el aumento de la eficiencia en toda la economía y algunos cierres industriales a raíz de la crisis de la energía. La expansión de las renovables ha sido destacada, con un aumento de la capacidad instalada superior al 25% de 2021 a 2024. La energía solar fotovoltaica (FV) encabezó este crecimiento al añadir más de 10 GW, seguida de la energía eólica con 4 GW adicionales, lo que tuvo un efecto directo en la matriz eléctrica. No obstante, la electrificación sigue planteando dificultades, ya que, pese a ir en aumento, la adopción de las bombas de calor y los VE todavía es baja frente a los países europeos en cabeza, entre ellos Portugal.
El Camino a Seguir: Cuestiones Políticas Clave
La península Ibérica ha logrado avances considerables en su transición energética al mantener unos objetivos ambiciosos para las renovables y redoblar sus esfuerzos en materia de electrificación. Sin embargo, persisten algunas dificultades políticas y económicas. El cumplimiento de los objetivos incluidos en los planes nacionales de energía y clima de Portugal y España exigirá ir superando limitaciones en cuanto a infraestructuras, inversión en almacenamiento, y recabar el apoyo de la opinión pública para las políticas necesarias a nivel nacional y local. Al mismo tiempo, tanto Portugal como España pretenden sacar partido de la industrialización verde con las renovables y el hidrógeno como motores competitivos.
Lo que Revelan los Planes Ibéricos de Energía y Clima
El Plan Nacional de Energía y Clima 2021-2030 (PNEC 2030) de Portugal, revisado recientemente, reforzó los objetivos en cuanto a renovables, almacenamiento y eficiencia energética. El PNEC 2030 calcula que la demanda de electricidad subirá desde los 50 teravatios/hora (TWh) de los últimos años hasta 90 TWh en 2030, impulsada por la electrificación sectorial y el desarrollo industrial verde. Contempla una cuota de electricidad renovable del 93% para 2030, con una contribución del 40% de la energía eólica terrestre y marina y un 42% de la energía solar. Esta transformación exige una ampliación considerable de la capacidad renovable instalada, con un incremento previsto desde los 15 GW de 2020 hasta 44 GW en 2030. Igual de importante es el papel del almacenamiento, ámbito en el que el PNEC 2030 plantea un objetivo de 2 GW para 2030 mediante baterías y centrales hidroeléctricas de bombeo.
El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC 2030) de España ha recibido críticas por pecar de ambicioso, pero, al igual que el PNEC 2030 de Portugal, marca un horizonte claro: electrificación rápida de la economía, mayor proporción de renovables y eliminación progresiva de la energía nuclear. El PNIEC 2030 plantea objetivos ambiciosos para que las renovables representen el 81% de la generación de aquí a 2030. La energía solar ha crecido con rapidez, pero el desarrollo de la energía eólica sigue a la zaga. Los objetivos de despliegue de la red, VE y almacenamiento podrían resultar más difíciles de alcanzar, mientras que la reglamentación sobre el almacenamiento suscita dudas sobre su eficacia por sus escasos incentivos para inversores.
El sector de la energía renovable en España y Portugal debe hacer frente a las dificultades crecientes derivadas de la mayor canibalización de precios en el mercado, con precios de captación bajos y unos precios a cero o incluso negativos que cada vez son más frecuentes durante las horas de sol. Aunque los niveles de restricción comercial y técnica siguen siendo bajos, están subiendo por la fuerte penetración de las renovables. Además, la oposición local al despliegue de energías renovables y la ampliación de la red es un tema cada vez más polémico, con comunidades que rechazan con más fuerza los nuevos proyectos.
En consecuencia, asegurarse de que los beneficios de las energías renovables lleguen a la población local debe ser una prioridad para autoridades y promotores, quienes ahora reconocen aún más la importancia de una transición justa, y no sólo para las regiones afectadas por la retirada progresiva del carbón y la energía nuclear, sino también para las que acogen la introducción paulatina de las renovables. En Portugal, existe una legislación relativa a mecanismos de compensación para municipios afectados por proyectos estratégicos de ampliación de la red y por nuevos proyectos de energías renovables, aunque sigue habiendo algunas dificultades que superar.
Otra cuestión polémica es la eliminación gradual de la flota nuclear española desde principios de 2027 hasta 2035, de conformidad con un plan acordado en 2019 entre el gobierno y las eléctricas que operan los reactores. El PNIEC 2030 de España permite suspender los cierres en caso de riesgo para la seguridad del suministro, pero se acercan los primeros cierres de 2027 y 2028 y todo apunta a que seguirán adelante pese a la creciente oposición pública y política.
Para que España y Portugal puedan cumplir sus objetivos en materia de energía renovable y electrificación, deberán acelerar el desarrollo de la red, ampliar las interconexiones transfronterizas, mejorar el almacenamiento, incrementar la flexibilidad de la demanda, desarrollar mercados con capacidad y agilizar la concesión de permisos, y todo ello preservando el apoyo público mediante un compromiso real a nivel local.
Cabe señalar que los ambiciosos objetivos establecidos por ambos países cuentan con el apoyo de la opinión pública. Según las encuestas, los ciudadanos portugueses y españoles respaldan ampliamente la transición energética y la lucha contra el cambio climático. Y tienen motivos: Europa es el continente que se está calentando con más rapidez y los fenómenos meteorológicos extremos son cada vez más frecuentes e intensos; la Europa meridional es especialmente propensa a numerosos riesgos meteorológicos como sequías graves, inundaciones letales e inmensos incendios forestales.
Esta actitud representa una contribución importante a la transición energética europea, sobre todo porque aparece plasmada en varias medidas normativas en Portugal y España en un momento en el que el apoyo por la acción por el clima está de capa caída en otros Estados miembros.
El Apagón en la Península Ibérica en 2025
En la mañana del lunes 28 de abril de 2025, se produjo un apagón a gran escala en toda la península Ibérica que afectó sobre todo a la zona continental de Portugal y España. El suministro de electricidad quedó interrumpido durante unas 10 horas en la mayor parte de la península e incluso más en algunas zonas concretas. El apagón causó graves interrupciones en las telecomunicaciones, los sistemas de transporte y sectores esenciales como los servicios de emergencia.
Pese a que se siguen investigando las causas de este acontecimiento sin precedentes, los analistas han hecho hincapié en la urgente necesidad de acelerar las interconexiones internacionales, reforzar el sistema energético y su digitalización, impulsar los servicios auxiliares y la flexibilidad de la demanda y avanzar en el despliegue de soluciones de almacenamiento con bajas emisiones de carbono como baterías y centrales hidroeléctricas de bombeo.
La cooperación entre los operadores del sistema de ambos países también es esencial. Las interconexiones resultaron de especial relevancia a la hora de recuperar el sistema eléctrico gracias al suministro francés y marroquí, pero queda por saber de qué modo influyeron en el apagón.
Puesto que el presente documento se centra sobre todo en la geopolítica de la energía, y la información fiable sobre el apagón sigue siendo limitada en el momento de su publicación, nos abstendremos de incluir una evaluación pormenorizada del apagón.
Interconexiones de Electricidad e Hidrógeno
España y Portugal poseen un sistema eléctrico y energético muy integrado que facilita el buen funcionamiento del mercado ibérico de la energía. Esa situación contrasta con las escasas interconexiones entre la península y Europa, lo que ha reforzado la concepción de la península Ibérica como una isla energética en el geoimaginario popular. España y Francia se cuentan entre los países limítrofes de la UE con un nivel más bajo de integración eléctrica, con una capacidad de interconexión de aproximadamente 2.800 megavatios (MW). La situación contrasta sobremanera con la capacidad total de interconexión de Francia con otros cinco países europeos -el Reino Unido, Bélgica, Alemania, Italia y Suiza-, que asciende a más de 15.000 MW. A nivel histórico, esta asimetría en la integración ha disuadido Francia de invertir económica y políticamente en sus interconexiones con España.
Pese a los retrasos y los sobrecostes presupuestarios, va avanzando una nueva interconexión submarina entre España y Francia a través del golfo de Vizcaya que, en estos momentos, se espera que entre en funcionamiento en 2027. Cuando se complete, prácticamente duplicará la capacidad de intercambio hasta alcanzar 5.000 MW, por lo que incrementará la complementariedad entre los sistemas energéticos de Francia, basado en las centrales nucleares, y la península Ibérica, dominado por las renovables. Otros cables propuestos a través de los Pirineos están sufriendo retrasos considerables debido a consideraciones medioambientales, la complejidad del terreno y la falta de apoyo del gobierno francés, de modo que la cristalización de estos planes parece improbable a corto plazo.
Proyectos de interconexión en la península Ibérica
El PNIEC 2030 actualizado reconoce que esas interconexiones pirenaicas no estarían operativas hasta 2030. España y Portugal trabajan también en interconexiones nuevas para adaptarse a la evolución del mercado e incrementar la seguridad del suministro. Está prevista una nueva interconexión entre las regiones de Minho (Ponte de Lima) y Galicia (Fontefría). Una vez terminada, aumentará la capacidad de intercambio en aproximadamente 1.000 MW hasta alcanzar un total de 4.200 MW de capacidad de España a Portugal y 3.500 MW de Portugal a España. Además, se están sopesando otros posibles corredores eléctricos.
Exportación de energía renovable
El Plan Solar Mediterráneo es un cable submarino de 2 GW de corriente directa de alta tensión que conectaría España e Italia para facilitar el intercambio de energía renovable, pero el proyecto deberá hacer frente a un alto coste e importantes escollos regulatorios. España y Portugal también están pensando en conectarse con Marruecos. Desde el cierre del GME, España ha sido exportador neto de electricidad a Marruecos, cuyo sistema eléctrico se beneficia también de la sincronización con el de Europa.
Interconexiones de hidrógeno
En octubre de 2022, España, Portugal y Francia acordaron disponer nuevas interconexiones para hidrógeno, principalmente a través del gasoducto H2Med. El proyecto, que incluye una conexión entre Portugal y España (Celorico da Beira-Zamora) y se extiende hacia Portugal (a través de las denominadas “infraestructuras habilitadoras” que conectan la red principal con los proyectos industriales que producen hidrógeno verde en el país), pretende integrar el mercado ibérico del hidrógeno con la red europea más amplia. La iniciativa ha atraído el interés de otros países europeos, en particular Alemania, que ha manifestado un fuerte respaldo político a la expansión de las infraestructuras más allá de Francia.
Exportación de hidrógeno
Puertos importantes como Algeciras, Huelva, Bilbao, en España, y Sines, en Portugal, están desarrollando proyectos a gran escala para exportar derivados del hidrógeno como amoniaco verde, metanol y combustibles sintéticos al norte de Europa, sobre todo a Alemania, los Países Bajos y Bélgica. El objetivo de estas iniciativas consiste en modernizar zonas industriales abandonadas, entre ellas refinerías y plantas de fertilizantes, y crear nuevos centros de abastecimiento de combustible con bajas emisiones de carbono.
Desafíos y oportunidades
Se trata de una dicotomía con matices, puesto que las interconexiones de electricidad e hidrógeno necesarias para la exportación no existen todavía y tardarán años en implantarse. Entre tanto, la península Ibérica deberá seguir por defecto una estrategia más orientada al mercado interno que emplee sus abundantes recursos renovables, temporalmente inexportables, para ganar competitividad en las industrias descarbonizadas.
La Unión Europea ha lanzado un plan ambicioso para convertir la Península Ibérica en un líder en la industrialización verde, con el objetivo de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 50% para 2030. Este plan incluye la inversión en tecnologías limpias, como energías renovables y eficiencia energética, así como la creación de nuevos empleos en sectores como la fabricación de vehículos eléctricos y la producción de biocarburantes.
El presidente Emmanuel Macron ha destacado la importancia de la colaboración entre los países de la Unión Europea para lograr este objetivo, y ha propuesto la creación de un fondo de inversión para apoyar a las empresas que se comprometan a reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero. Además, ha anunciado la creación de un programa de formación para que los trabajadores puedan adquirir las habilidades necesarias para trabajar en la industria verde.
La industria automotriz también está jugando un papel importante en la transición hacia la industrialización verde. La BMW ha anunciado que invertirá 1.000 millones de euros en la producción de vehículos eléctricos en su planta de Munich, y la Renault ha presentado un plan para producir 1 millón de vehículos eléctricos al año en su fábrica de Francia.
Impacto en la economía regional
La industrialización verde de la Península Ibérica también tiene un impacto significativo en la economía regional. La inversión en tecnologías limpias y la creación de nuevos empleos en sectores como la fabricación de vehículos eléctricos y la producción de biocarburantes pueden generar crecimiento económico y reducir la pobreza en las regiones más desfavorecidas. Además, la industria verde puede también contribuir a la creación de empleos en sectores como la agricultura y la silvicultura, lo que puede ayudar a reducir la pobreza rural.
Sin embargo, también hay desafíos importantes que deben ser abordados. La transición hacia la industrialización verde requiere una inversión significativa en infraestructura y tecnología, y puede generar desempleo en sectores que no están preparados para la transición. Además, la competencia por los recursos naturales y la energía puede generar tensiones entre los países de la Unión Europea.
Conclusión
En conclusión, la industrialización verde de la Península Ibérica es un objetivo ambicioso que requiere una colaboración estrecha entre los países de la Unión Europea y la inversión en tecnologías limpias y la creación de nuevos empleos en sectores como la fabricación de vehículos eléctricos y la producción de biocarburantes. Aunque hay desafíos importantes que deben ser abordados, la industrialización verde puede generar crecimiento económico y reducir la pobreza en las regiones más desfavorecidas.
El planteamiento ibérico hacia la transición energética se corresponde al 100% con las prioridades de la UE. Portugal y España se cuentan entre los Estados miembros más favorables a la UE y siempre han defendido una mayor integración energética con Europa. La estrecha colaboración ibérica en torno a la transición energética en los últimos años contribuye a consolidar la posición de la península como centro industrial verde de vanguardia para Europa. Asimismo, la descarbonización supone una gran oportunidad para una península Ibérica que disfruta de una combinación única de energía verde competitiva, materias primas críticas y una base industrial sólida. Los precios futuros de la energía realzarán aún más esta competitividad, ya que el mercado ibérico de la electricidad es uno de los que presentará una mayor eficiencia de costes en Europa en los próximos años. Además, la complementariedad de las fuentes renovables (solar, eólica e hidroeléctrica) garantiza también la estabilidad del suministro de energía verde y constituye una ventaja competitiva.
La estrategia ibérica para el hidrógeno renovable
En España, el hidrógeno renovable se planteó en un principio como una herramienta de desarrollo industrial tras la pandemia del COVID-19, pero la invasión rusa de Ucrania y el plan REPowerEU de la Comisión Europea indujeron un cambio en la estrategia para el hidrógeno verde. Al principio, Portugal consideró el hidrógeno verde como un nuevo bien de exportación al constatar la competitividad de costes de los productores portugueses, pero pronto optó por un enfoque industrial estratégico que aspiraba a utilizar el hidrógeno verde para descarbonizar las industrias difíciles de abandonar y atraer algunas nuevas. En consecuencia, España y Portugal aumentaron sus objetivos sobre capacidad de electrolizadores para 2030 de 4 GW a 11 GW y de 2,5 GW a 3 GW respectivamente.
La ventaja competitiva de Portugal y España
Una ventaja competitiva que comparten Portugal y España es su numerosa mano de obra especializada en ciencia, tecnología, ingeniería y matemáticas (CTIM). Portugal presume de contar con una de las mayores proporciones de graduados CTIM de todos los miembros de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) y sus países asociados, al haber atraído al país varios centros de servicios e ingeniería en los últimos años. Por su parte, los ingenieros españoles gozan de reconocimiento internacional por sus competencias y conforman los cimientos de un sector privado sólido en energías renovables con compañías eléctricas mundiales, promotores de proyectos y empresas de vanguardia de mantenimiento y operaciones eólicas.
El auge de las rivalidades geopolíticas
El auge de las rivalidades geopolíticas está cambiando los aspectos geoeconómicos de las cadenas de suministro industriales. Mientras que el nearshoring (acercamiento de las cadenas) y el friendshoring (reubicación a territorios amigos) buscan impedir las alteraciones en el suministro al promover la integración con vecinos y aliados respectivamente, la abundancia (y complementariedad) de recursos naturales brinda oportunidades para el powershoring: el proceso de reubicación de una industria en países con una producción energética competitiva y renovable. Un término aún mejor para esta estrategia sería el de greenshoring cuando incluya vías abiertas y competitivas de descarbonización junto a sostenibilidad socioambiental.
La estrategia ibérica y la UE
El Pacto por una Industria Limpia, publicado por la Comisión Europea en febrero de 2025 como continuación del Informe Draghi, se corresponde a la perfección con la estrategia ibérica. En su condición de pioneros de la transición energética, Portugal y España también pueden beneficiarse de inmediato de los nuevos requisitos europeos en materia de contenidos. Por último, Portugal y España están perfectamente en sintonía con la vía europea hacia la descarbonización, tanto a nivel interno como externo. Además, ambos países respaldan la versión más abierta de la autonomía estratégica abierta de la UE y se muestran a favor del regionalismo abierto y el multilateralismo.
