Energía, agua y territorio
En el mercado mayorista el precio de la electricidad lo fija en cada momento la central más cara que hace falta encender, no la media de todas. El agua la reparte el plan de cada cuenca, y los cambios más discutidos del reparto los ha peleado el territorio que perdía agua.
Dos vecinos, dos facturas
Dos vecinos del mismo rellano tienen la misma potencia contratada y gastan lo mismo en el mes: 250 kilovatios hora. También tienen la misma comercializadora, la empresa que les vende la luz y les manda la factura. Uno pone la lavadora y el lavavajillas al volver del trabajo, a las ocho de la tarde. El otro los deja programados para las dos de la madrugada y plancha el sábado. Si su contrato repercute los tramos horarios, las dos facturas no salen iguales. La tarifa regulada, el precio voluntario para el pequeño consumidor, los repercute siempre.
Entre semana, de diez a dos y de seis a diez de la noche son horas punta. En ellas pesan más los peajes y cargos, las partes reguladas del recibo. De medianoche a las ocho, y los fines de semana y festivos nacionales, son horas valle, las más baratas.1 Entre medias quedan las horas llanas, de ocho a diez, de dos a seis de la tarde y de diez a doce de la noche, con peajes y cargos intermedios. La diferencia entre punta y valle no la pone la comercializadora. Al primer vecino, las dos máquinas le cuestan los peajes y cargos más altos. También le cuestan la energía del anochecer, cuando la solar ya no produce y hay que encender gas. Al segundo le cuestan los más bajos. Todo lo demás es igual.
La factura tiene cuatro partes y detrás de cada una hay alguien distinto.
- La energía sale de un mercado mayorista con reglas europeas y un precio para cada cuarto de hora, que no fija ninguna autoridad española. En el reparto de 2015 que la prensa especializada dedujo del informe del regulador, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), era en torno al 35% del recibo.2 Es un orden de magnitud: no hay un reparto oficial más reciente. Pesa más cuando el precio sube.
- Los peajes pagan las redes de transporte y distribución, y los fija la CNMC.
- Los cargos cubren otros costes del sistema que dejaron decisiones políticas: las primas a las renovables, el sobrecoste de producir electricidad fuera de la península y la deuda del déficit de tarifa, que se acumuló cuando durante años la luz se cobró por debajo de lo que costaba. Los fija el Ministerio para la Transición Ecológica.3
- Los impuestos, el especial de la electricidad y el impuesto sobre el valor añadido (IVA), los fija el Estado.
Quien pide «bajar la luz» está pidiendo cuatro cosas distintas a cuatro decisores distintos. Y la parte que más varía, la energía, la decide un mercado.
Con el agua pasa algo parecido. Un regante del Campo de Cartagena riega con agua de la cabecera del Tajo. Cuánta le llega la decide cada mes una regla que mira lo embalsado en cabecera. Cuánta debe quedarse en el río la fija el plan del Tajo, que es de otra cuenca. Cuando ese plan deja más agua en el río, a él le llega menos. Entonces se reabre la discusión sobre el trasvase, que lleva décadas sin cerrarse.
De dónde sale la electricidad
En 2025, el 55,5% de la electricidad fue de origen renovable. La eólica encabezó el reparto por tercer año seguido (21,6%). Le siguieron la nuclear, con sus siete reactores (19%), y la solar fotovoltaica (18,4%). La solar ha crecido hasta quedar a menos de un punto de la nuclear. Si se suma el autoconsumo, que no pasa por el mercado, la solar queda por delante de la eólica.4
La hidráulica aportó según llovió. El gas en ciclos combinados, en torno a una sexta parte (16,8%), sigue siendo decisivo para el precio.
El mix no es el mismo a las tres de la tarde que a las nueve de la noche. A mediodía de un día soleado, la solar cubre buena parte de la demanda y el precio puede caer a cero. Al anochecer, la solar desaparece, la demanda sube y hay que encender gas. Eso pasa cada día, como muestra la figura 80.
- 0-7 hNocheNuclear constante y eólica alta —es la primera fuente del año—, con algo de gas. Precio medio.
- 8-11 hMañanaLa solar sube; el gas se apaga poco a poco. El precio baja.
- 12-16 hMediodíaLa solar cubre buena parte de la demanda. El precio del mercado, cerca de cero.
- 19-22 hAnochecerLa solar desaparece, la demanda sube: hay que encender gas. El precio, en su máximo.
Los datos reales por horas los publica Red Eléctrica en tiempo real.
Quién es quién: la red, el que reparte y el que factura
Entre la central y el enchufe hay tres empresas que hacen cosas distintas.
Red Eléctrica hace dos cosas a la vez. Es el transportista único. La ley le da en exclusiva la red de transporte, la de muy alta tensión, con alguna excepción que autoriza el Ministerio.5 Y es el operador del sistema: la sala que en cada momento cuadra lo que se produce con lo que se consume. Hay que hacerlo porque la electricidad casi no se almacena y un desequilibrio tumba la red. La ley le prohíbe producir o vender electricidad, así que quien opera el sistema no tiene interés en qué central se enciende.
Red Eléctrica pertenece al grupo Redeia, que cotiza en bolsa. Su primer accionista, con en torno al 20% del capital, es la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI).6 Es la sociedad con la que el Estado gestiona sus participaciones en empresas.
De ahí hacia abajo la ley obliga a separar dos actividades. Sin esa distinción no se entiende la factura.
- La distribuidora se ocupa de los cables de la calle, del transformador del barrio y del contador de cada casa. No se elige. A cada consumidor le toca la que opera en su zona, por un reparto histórico: Endesa, Iberdrola, Naturgy o EDP (Energias de Portugal), según dónde viva.7 EDP se hizo en 2020 con el 75,1% de la distribución de Viesgo, en sociedad con el fondo Macquarie. Junto a esas cuatro hay más de trescientas distribuidoras pequeñas, cada una en su zona.8 Es un monopolio natural —tender dos redes paralelas sería absurdo— y por eso lo que cobra lo fija la CNMC: son los peajes de la factura.
- La comercializadora compra la luz en el mercado mayorista y se la vende al consumidor. Esta sí se elige, y compite por la energía y por su margen de comercialización, no por los peajes ni los cargos. Cambiar de comercializadora no mueve ni un cable ni mejora el suministro: cambia quién emite la factura y a qué precio vende la parte de energía.
Distribuidora y comercializadora se confunden porque la misma marca suele tener una de cada, con nombres casi idénticos. Es herencia de cuando eran una sola empresa. La ley obliga a separarlas jurídicamente y les prohíbe compartir información comercial sensible, salvo a las distribuidoras de menos de 100.000 clientes, que quedan exentas. Además, les exige informar cada año al Ministerio y a la CNMC de cómo lo cumplen.9
Cómo se forma el precio: el marginalismo
Cada día, para cada cuarto de hora del siguiente —hasta octubre de 2025, para cada hora—, las centrales ofrecen electricidad a un precio.10 Las comercializadoras la demandan. Se ordenan las ofertas de menor a mayor. Primero van renovables y nuclear, a precios cercanos a cero porque producir un kilovatio hora más les cuesta muy poco. Después van hidráulica y gas. Se van aceptando hasta cubrir la demanda de ese periodo. El precio de ese periodo es el de la última central aceptada, y lo cobran todas. Es la escalera que dibuja la figura 81.
A ese mecanismo se le llama marginalista y es el mismo de toda Europa. Se defiende así. Si cada central cobrase lo que oferta, ninguna ofertaría su coste, sino lo que calcula que cobrará la última. Con precio único, a la central barata le conviene ofertar su coste para entrar seguro, porque cobrará lo mismo que las demás. La diferencia entre ese precio y su coste da a las renovables un margen con el que financiar su inversión.
Tiene también una consecuencia, que se vio en 2022. Cuando la última central es de gas, el precio del gas pasa a toda la electricidad. La «excepción ibérica» de 2022-2023 fue un tope al precio del gas para el mercado eléctrico. Se pagaba con un ajuste que repartían los compradores de electricidad del mercado, salvo la energía con coberturas a plazo previas y el almacenamiento.11 El tope podía parecer un ahorro nulo: lo que se dejaba de pagar por un lado lo pagaban, por otro, los propios compradores.
Pero abarataba la luz por la forma de la escalera. Bajaba el escalón del gas, y con él el precio que cobran todas las centrales aceptadas. El ajuste compensaba solo a las centrales que quemaban gas o carbón, y la rebaja alcanzaba a toda la electricidad. Según el Ministerio para la Transición Ecológica, los consumidores se ahorraron 4.970 millones de euros entre el 15 de junio de 2022 y el 31 de enero de 2023.12
Cuando el gas se disparó en 2022, se disparó el precio de toda la electricidad, incluida la que no usaba gas. Por la misma escalera, el tope al gas rebajó también el precio de la que no lo usaba.
- Renovables · ofrecen a ~0Coste variable casi nulo: entran siempre
- Nuclear · ofrece a ~0Entra siempre
- Hidráulica · algo másEntra según el agua embalsada
- Gas · caroAquí cae la demanda del anochecer: su precio lo cobran todas las anteriores
- Gas más caro aúnNo entra en este cuarto de hora
A mediodía la demanda cae en los escalones baratos y el precio es casi cero; al anochecer cae en el del gas. Esquema del mercado diario, no datos de un día.
Una red que tiene que sostenerse sola
España está conectada con Francia por una capacidad equivalente al 2% de su potencia instalada, cuando el objetivo europeo para 2030 es el 15%.13 Con tan poca conexión apenas puede exportar el excedente renovable del mediodía ni importar cuando le falta. La península funciona como un sistema casi aislado.
En agosto de 2026 empezó el tendido del cable submarino del golfo de Vizcaya. Cuando entre en servicio, previsto para 2028, casi duplicará la capacidad de intercambio con Francia, de 2.800 a 5.000 megavatios.14 Aun así, la interconexión quedará muy por debajo del objetivo del 15%.15
Un sistema con mucha renovable y poca conexión tiene que sostenerse solo. Para eso necesita dos servicios que antes daban sobre todo las centrales convencionales. El primero es la inercia. Las turbinas de gas, nucleares e hidráulicas giran al compás de la red, y su masa amortigua los desequilibrios bruscos. Los paneles y los aerogeneradores, conectados a través de electrónica, aportan poca.
El segundo es el control de la tensión, que mantiene el voltaje de la red dentro de su margen. Eólica y solar pueden darlo con la electrónica adecuada, pero la regulación no se lo exigía. La CNMC cambió esas reglas en 2025 y en 2026 para que las renovables lo presten también.16
El 28 de abril de 2025 la península se quedó sin luz durante horas. Lo investigaron tres informes. Uno es el del comité creado por el Gobierno, otro el de Red Eléctrica y otro el de la red europea de gestores de transporte. Los tres concluyen que se juntaron varias causas: control de la tensión insuficiente, oscilaciones previas y desconexiones de centrales en cascada. Ninguno señala como causa a las renovables en sí mismas.17 Mientras se reforzaba el sistema, Red Eléctrica programó más ciclos combinados de gas para asegurar la tensión. Lo cuenta el capítulo 9.4, sobre clima.
La nuclear
Los siete reactores nucleares producen en torno a una quinta parte de la electricidad sin emisiones. Su calendario de cierre lo pactaron en 2019 las empresas propietarias, y ya se ha movido una vez.18 Una orden de agosto de 2026 renovó la autorización de Almaraz hasta junio de 2030. El Gobierno la presentó como una extensión limitada que no altera el cierre del parque en 2035.19 La prórroga de Almaraz la pidió la sociedad de las propietarias.20 La decisión no es del Gobierno solo: ellas piden, el Consejo de Seguridad Nuclear informa y el Gobierno autoriza.
Quién cobra y quién soporta una instalación
Un parque eólico o solar ocupa suelo rural, y la electricidad que produce se vende en el mercado de toda la península. El promotor cobra esa electricidad, el ayuntamiento sus impuestos locales y los dueños del suelo un alquiler. El paisaje cambia para todos los vecinos, cobren o no.
Otro coste del medio rural son los incendios (capítulo 8.5, sobre emergencias). En 2025 ardieron unas 401.000 hectáreas según el Sistema Europeo de Información sobre Incendios Forestales (EFFIS). La estadística nacional da 354.747, y en los dos sistemas es el peor año desde 1994.21
El agua: de quién es y quién la reparte
El agua tiene, como la factura de la luz, un decisor distinto para cada parte, pero casi no tiene mercado. La reparte un plan. Desde 1999 la ley deja que quien tiene una concesión ceda por un tiempo su derecho a otro, si lo autoriza el organismo de cuenca. En épocas de escasez, el Consejo de Ministros puede constituir centros de intercambio en los que el organismo de cuenca compra derechos para cederlos a otros usuarios. Ese mercado existe, pero lo interviene el organismo de cuenca en cada cesión.22 España gestiona el agua por cuencas hidrográficas desde 1926, con confederaciones del Estado cuando la cuenca atraviesa varias comunidades. Si no las atraviesa, la gestiona un organismo de la comunidad.23 El criterio de cuenca es técnico y da pie a conflictos, porque el agua no sigue el mapa autonómico.
Desde la Ley de Aguas de 1985, además, el agua de ríos, lagos y acuíferos es dominio público. También lo es la subterránea, que hasta entonces era del dueño del terreno. Quien la usa lo hace, por regla general, con una concesión, para un volumen, un uso y un plazo. La ley exceptuó de la concesión a quien capta hasta 7.000 metros cúbicos al año en su finca. Aun así, tiene que comunicarlo al organismo de cuenca y, si el acuífero está en riesgo, pedirle autorización.24 Y a los pozos y manantiales privados que ya existían les dejó elegir: inscribirse como aprovechamiento temporal durante cincuenta años o seguir como aguas privadas en un catálogo.25
Quién recibe cuánta lo decide el plan hidrológico de cada cuenca, que la directiva europea obliga a revisar cada seis años. El plan calcula el agua disponible y reserva primero el caudal ecológico, el mínimo que mantiene la vida del río. El resto lo asigna a cada uso. Los vigentes en las cuencas de varias comunidades son los de 2022-2027, aprobados en enero de 2023.26
El regadío usa entre el 65% y el 80% del agua, según la medida. El 80% sale de comparar el agua de riego con la que registran los servicios urbanos e industriales; el Ministerio para la Transición Ecológica sitúa el regadío en torno al 65% de los recursos hídricos. Una parte del agua de riego vuelve a los ríos y a los acuíferos. Quien discute la escasez sin empezar por el regadío discute solo sobre el resto: entre una quinta parte y algo más de un tercio del agua que se usa.27
El agua que usó el regadío bajó un 11% entre 2004 y 2009, sobre todo por la modernización del riego.28 Lo dice el Ministerio para la Transición Ecológica, que cita al Instituto Nacional de Estadística (INE). Parte de ese riego va a una producción que sale al exterior. Según el Ministerio de Agricultura, España es el primer productor de frutas y hortalizas de la Unión Europea y vende fuera más de la mitad de lo que produce. En 2024 fue el segundo exportador del mundo en valor.29
El agua del grifo, un servicio municipal
El agua que sale del grifo es cosa del ayuntamiento. La ley obliga a todos los municipios a dar agua potable y alcantarillado. Reserva a las entidades locales el abastecimiento y la depuración. El ayuntamiento puede prestar el servicio él mismo, con una empresa pública o mediante una concesionaria privada.30
El recibo suma lo que cuesta traer el agua y lo que cuesta sanearla, cánones de saneamiento incluidos. En 2024 salió de media a unos 2 euros por metro cúbico: 1,09 el suministro y 0,93 el saneamiento, la parte que más subió desde 2022. Las fugas y averías de la red se llevaron casi el 15% del agua que entró en ella.31
Depurar es lo que España hizo tarde. En 2018 el Tribunal de Justicia de la Unión Europea la condenó a pagar 12 millones de euros, y casi 11 millones más por cada semestre de retraso. La causa era no haber depurado aún las aguas de las poblaciones que le había señalado en 2011.32
El Tajo-Segura, el caudal del río y el agua del mar
El trasvase Tajo-Segura, desde 1979, es el emblema del conflicto por el reparto del agua.33 Lleva agua de la cabecera del Tajo a Murcia, Alicante y Almería. Una regla decide cada mes cuánta según lo que haya embalsado. Los gobiernos de Murcia y de la Comunidad Valenciana lo consideran imprescindible. El de Castilla-La Mancha habló en 2019 de «expolio».34
La discusión sobre el trasvase gira en torno al caudal ecológico. El plan del Tajo de 2023 subía por escalones el caudal mínimo del río en Aranjuez. Pasaba de unos 7 metros cúbicos por segundo de media hasta 2025, y de casi 8 en 2026, a 8,65 en 2027. El agua que se queda en el río no se trasvasa.
El Tribunal Supremo rechazó entre junio de 2024 y enero de 2025 los recursos contra el plan del Tajo, según el Poder Judicial. Los habían puesto la Generalitat Valenciana, el Canal de Isabel II y la Junta de Andalucía. En 2025 anuló, en cambio, las previsiones que permitían exceptuar los objetivos ambientales en las masas de agua ligadas a zonas protegidas sin objetivos propios fijados. Las reglas que deciden cuánto se trasvasa cada mes no se han cambiado desde 2021.35
La alternativa al trasvase es el agua del mar. Según la asociación del sector, la Asociación Española de Desalación y Reutilización, España es el país europeo que más agua desala: produce unos cinco millones de metros cúbicos al día. Las desaladoras del litoral abastecen ciudades y riegan. Su límite es el precio, porque desalar consume mucha electricidad. Para que el regante pueda pagar el agua desalada, una orden de 2023 permite venderla por debajo de su coste en el sureste. La Generalitat Valenciana la abarató además en 2023 a los regantes de Alicante.36 Cada decisión de reparto fija qué territorio tiene agua para crecer.
El sistema eléctrico lleva la marca de tres decisiones sucesivas:
- La nuclear. La moratoria de 1984 dejó centrales a medio construir y una deuda que los consumidores pagaron en la factura hasta 2015.37
- El gas. En los dos mil se construyeron ciclos combinados para una demanda que la crisis de 2008 no trajo.
- Las renovables. Llegaron con primas, que existían desde 1998 y se regularon de nuevo en 2007, y que junto con una tarifa por debajo del coste alimentaron un déficit de tarifa de decenas de miles de millones.
Las primas se recortaron en 2013, también las de instalaciones ya en marcha, y desde 2016 hay subastas competitivas. De esas decisiones, las primas y la deuda del déficit siguen en los «cargos» de la factura. El marginalismo, en cambio, lo fijan un reglamento y una directiva de la Unión, y España no puede abandonarlo sola.38
El recorte de las primas de 2013 dejó además una factura aparte, que sigue abierta. Los inversores extranjeros demandaron a España ante tribunales de arbitraje. Invocaron el Tratado sobre la Carta de la Energía, que protege a quien invierte en energía frente a cambios bruscos de las reglas. España tiene veintisiete condenas, o laudos, pendientes de pago. Según la prensa especializada, la deuda, con los costes de no pagar, supera los 2.300 millones de euros.39
La Comisión Europea considera que pagar esos laudos sería una ayuda de Estado ilegal.40 En el caso Antin ordenó a España no abonar los 101 millones de ese laudo: España está condenada a pagar por un lado y tiene prohibido pagar por el otro. Cambiar las reglas sobre inversiones ya hechas dejó una factura años después.
El sistema de cuencas viene de 1926 y ha sobrevivido a todos los regímenes. Los cambios más discutidos del reparto del agua los ha combatido quien perdía con ellos. Los caudales del Tajo de 2023 llegaron al Supremo, y el trasvase del Ebro que aprobó la ley de 2001 se derogó en 2004, antes de hacerse.
| La SEPI en Red Eléctrica | ~20% a finales de 2025 | Primer accionista de Redeia, que cotiza en bolsa |
| Condenas por el recorte a las renovables | Más de 2.310 M€ | 27 laudos sin pagar, con 547 M€ de costes de no pagar; en diciembre de 2024, España era el país con más laudos sin pagar (25) |
| Electricidad de origen renovable | 55,5% en 2025 | Eólica 21,6% · nuclear 19% · solar 18,4% |
| Nuclear | 19% de la electricidad | 7 reactores; Almaraz hasta junio de 2030, cierre del parque en 2035 |
| Gas en ciclos combinados | 16,8% de la electricidad | Red Eléctrica programó más gas tras el apagón de 2025; fija el precio cuando la solar no produce |
| Factura de un hogar: energía / peajes y cargos / impuestos | Energía ~35% | Peajes y cargos ~44% · impuestos ~21%; reparto de 2015 deducido de datos de la CNMC (solo cita los impuestos), con los mismos tipos de impuestos que en 2025 |
| Interconexión con Francia | 2% de la potencia instalada (septiembre de 2026) | Península con el resto de Europa continental; objetivo europeo para 2030: 15% |
| Uso de agua del regadío | Entre el 65% y el 80% | Según la medida: el 80% son cuatro quintas partes del agua que registra el INE; el Ministerio da en torno al 65%; una parte vuelve a ríos y acuíferos |
| Caudal ecológico del Tajo en Aranjuez | 8,65 m³/s | Media de 2027 según el plan de 2023, que lo escalonaba desde unos 7; el Supremo anuló en 2025 las excepciones a los objetivos ambientales en masas ligadas a zonas protegidas sin objetivos propios |
| Agua desalada | ~5 millones de m³ al día (según la asociación del sector, página actualizada en 2024) | Producción diaria, la primera de Europa; 765 plantas; según la asociación del sector |
| Superficie quemada en 2025 | ~401.000 ha | Informe anual de EFFIS; la estadística nacional da 354.747 |
Dos datos europeos tienen que ver con la nuclear, y ninguno prueba por sí solo que abarate o encarezca la luz. Francia depende de su parque nuclear, y en 2022, con muchos reactores parados, importó más electricidad de la que exportó por primera vez desde 1980.41 Alemania cerró sus últimos reactores en 2023. En el segundo semestre de 2025 pagaba la segunda electricidad doméstica más cara de la Unión: 38,69 euros por cada cien kilovatios hora, con impuestos, frente a 28,96 de media.42
En renovables se usa el método de Eurostat, que corrige los años de poca lluvia o poco viento. Con él, Suecia cubría el 88,1% de su consumo eléctrico en 2024; Portugal, el 65,8%; España, el 59,7%, y Alemania, el 54,1%.43 La cifra española no es el 55,5% de la generación de 2025: cambian el año y el método. Portugal comparte mercado con España, pero no tiene centrales nucleares. Todos usan el sistema marginalista, y solo España y Portugal aplicaron la excepción ibérica.
En agua, la directiva marco de 2000 impuso a todos el modelo de cuencas. España lo tenía desde 1926. Lo que pesa en el debate español es el regadío, que se lleva entre el 65% y el 80% del agua que se usa, según la medida. Compararlo con Italia, Grecia o Portugal, de clima mediterráneo como ella, es difícil con la estadística europea. Los datos de captación por sectores los envía cada país de forma voluntaria y tienen huecos grandes.44 Este capítulo no hace esa comparación.
¿Hay que prorrogar las nucleares?
Producen sin emisiones una quinta parte de la electricidad. Dan estabilidad a un sistema con mucha renovable y poca interconexión, porque sus turbinas aportan más inercia que los paneles. Si cierran antes de que haya almacenamiento, entra más gas, y el precio queda más atado al suyo.
Son centrales de unos cuarenta años, y cada prórroga retrasa la inversión en almacenamiento y redes que el sistema necesitará igual. Quien defiende cerrar espera que las renovables con almacenamiento sean más baratas antes de 2035. Recuerda además que el calendario de cierre lo pactaron en 2019 las propias empresas.
¿Debe hacerse un nuevo trasvase?
Quien lo defiende sostiene que las cuencas del norte tienen excedentes y que las del sureste sostienen la agricultura de exportación del país. Llevar agua de donde sobra a donde falta es lo que un Estado hace. Desalar cuesta una electricidad que el regante solo puede pagar con subvención.
Quien lo rechaza defiende que los excedentes del norte son cada vez menores con el cambio climático. Añade que un trasvase fija para siempre una demanda que no debería crecer. La desalación y la reutilización ya funcionan en la costa, que es donde más falta el agua.
«El Gobierno ha bajado / subido la luz.»
PreguntaEl Gobierno solo fija una parte: los cargos y, con las Cortes, los impuestos. Con sus tipos ordinarios, los impuestos se llevan en torno a una quinta parte del recibo. Los peajes los fija la CNMC. El precio de la energía lo fija un mercado con reglas europeas, cada cuarto de hora. Un gobierno puede mover la factura si rebaja impuestos. Así lo hizo entre 2021 y 2024 con el IVA y el impuesto especial de la luz, y de nuevo en la primavera de 2026.45 El precio del gas también la mueve, como pasó en 2022.
«Las renovables son gratis, luego la luz debería ser gratis.»
Última centralEl precio de la electricidad en cada cuarto de hora lo fija la última central necesaria. Con sol, es renovable y el precio es casi cero; al anochecer, es de gas. La media del día depende de cuántas horas de cada tipo hay.
«Las eléctricas se forran con el marginalismo.»
Cuánto y de quiénLa renovable nueva usa el margen entre el precio único y su coste para pagar su inversión. La nuclear y la gran hidráulica cobran el mismo precio con costes bajos. Una norma de 2021 recortó a las centrales que no emiten el ingreso extra que les daba el gas. Además, un gravamen temporal se cobró a las grandes energéticas en 2023 y 2024.46 Lo que se discute es cuánto margen y de quién, no que exista.
«España necesita más nucleares.» / «Hay que cerrarlas ya.»
Quién decideLas dos frases ignoran quién decide la prórroga: las propietarias piden, el Consejo de Seguridad Nuclear informa y el Gobierno autoriza. Lo que se discute es cuánto cuesta prorrogarlas frente a lo que costaría el almacenamiento.
«En España no hay agua.» / «España pierde agua en el mar.»
RegadíoNinguna de las dos describe el reparto del agua. El regadío se lleva entre dos tercios y cuatro quintas partes del agua que se usa, según la medida. Y una parte del agua que llega al mar es caudal ecológico, que el plan de cada cuenca reserva antes de repartir.
«España es líder mundial en renovables: el problema está resuelto.»
La defensa acríticaAunque lo fuera en generación, un sistema renovable depende de las redes, el almacenamiento, la interconexión y el control de la tensión. Y entre las causas del apagón de abril de 2025 estuvo el control de la tensión.
La factura se puede reducir en la parte que depende del consumidor. Esa parte es la potencia contratada, que se paga aunque no se use, y las horas en que se consume. La tarifa regulada y las de mercado libre tienen un comparador público, el de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, el regulador del mercado. Si se va la luz, la avería es de la distribuidora de la zona, que es la que arregla la red, y no de la comercializadora.
El bono social eléctrico cubre a hogares con renta baja, familias numerosas, pensionistas de mínima y perceptores del ingreso mínimo vital. Solo vale en la vivienda habitual. Exige la tarifa regulada, que solo venden las comercializadoras de referencia.47 El operador del mercado publica cada día el precio de la electricidad de cada cuarto de hora del día siguiente, y esa curva es la que explica la diferencia entre punta y valle.
- Son los periodos del peaje de acceso de los suministros domésticos de hasta 15 kW, vigentes desde el 1 de junio de 2021: en días laborables, punta de 10 a 14 y de 18 a 22 horas, llano de 8 a 10, de 14 a 18 y de 22 a 24, y valle de 0 a 8; los sábados, domingos y festivos nacionales, valle todo el día. La metodología de los peajes es de la Circular 3/2020 de la CNMC, que los fija cada año; los cargos los fija el Ministerio para la Transición Ecológica por orden ministerial (Ministerio para la Transición Ecológica, peajes y cargos). Una oferta de mercado libre puede cobrar un precio único las veinticuatro horas y absorber la diferencia; la tarifa regulada, el PVPC, la repercute siempre. El PVPC, el precio voluntario para el pequeño consumidor, es el de los suministros de hasta 10 kW, y su fórmula la fija el Real Decreto 216/2014, modificado por el Real Decreto 446/2023. ↩
- Reparto del recibo de un consumidor doméstico que recogió la prensa especializada a partir de un informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (Energías Renovables, 24 de diciembre de 2015): «el 64,54% del total de nuestra factura no retribuye los kilovatios hora que gastamos», cifra del periodista. De la CNMC, el artículo cita literalmente solo el peso de los impuestos, que pasó «del 19%, en 2011, al 21% en 2015». De ahí se deduce que la energía era algo más del 35% del recibo, y el resto se repartía entre las tarifas de acceso, que desde 2021 se dividen en peajes y cargos, y los impuestos. Los tipos de los impuestos, el 5,11% del especial y el 21% del IVA, son los mismos en 2025, así que su parte sigue en algo más de una quinta parte (véase la nota sobre las rebajas fiscales), y los peajes y cargos quedan en torno al 44%; la de la energía y la de los peajes y cargos se mueven con el precio del mercado. No se ha encontrado un reparto oficial más reciente. ↩
- Los costes que cubren los cargos son los del artículo 13.3 de la Ley 24/2013: entre ellos, el régimen retributivo específico de las renovables, el extracoste de producir en los territorios no peninsulares, la compensación de la moratoria nuclear y las anualidades de los déficits del sistema. Una parte de esos costes se paga con los Presupuestos Generales del Estado (art. 13.2.d). Los cargos los establece el Ministerio para la Transición Ecológica (art. 16.1). ↩
- Red Eléctrica, El sistema eléctrico español en 2025, publicado en marzo de 2026: el 55,5% de la generación fue renovable, con eólica 21,6%, nuclear 19%, solar fotovoltaica 18,4%, ciclo combinado 16,8% e hidráulica 12,4%. Si se suma el autoconsumo, que no pasa por el mercado mayorista, la participación renovable sube al 56,6% y el orden cambia: solar fotovoltaica 21,3%, eólica 20,6% y nuclear 18,1%. Según la nota de prensa de Red Eléctrica de 11 de marzo de 2026, el 75,5% de la generación fue sin emisiones de CO2 equivalente. ↩
- Ley 24/2013 del Sector Eléctrico, art. 34.1: la red de transporte son las instalaciones de 380 kV o más (transporte primario), las de 220 kV o más y otras de menos tensión que cumplan funciones de transporte (secundario). Art. 34.2: Red Eléctrica de España actúa «como transportista único» en régimen de exclusividad, aunque se habilita al Ministerio para autorizar, caso por caso, que otras empresas tengan instalaciones de transporte para la mejor gestión de la red de distribución. Art. 30: el operador del sistema es el gestor de la red de transporte. Art. 12.1: las sociedades que hacen transporte, distribución u operación del sistema no pueden producir ni comercializar electricidad. ↩
- Red Eléctrica de España pertenece al grupo Redeia, que cotiza en bolsa, y su primer accionista es la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales, con en torno al 20% del capital al cierre de 2025. Le siguen inversores privados como Pontegadea y BlackRock, con participaciones de un solo dígito, y el resto es capital flotante. ↩
- La separación de actividades —«unbundling»— la imponen la Directiva 2009/72/CE y la Ley 24/2013, arts. 12 y 14: transporte y distribución son actividades reguladas y en régimen de monopolio territorial, con una retribución regulada que se recupera con los peajes que fija la CNMC; generación y comercialización son actividades liberalizadas. Las zonas de distribución son las del reparto histórico anterior a la liberalización de 1997, aunque algunas distribuidoras han cambiado de dueño: EDP y Macquarie completaron el 16 de diciembre de 2020 la compra de Viesgo (EDP, «EDP and Macquarie complete Viesgo transaction»). ↩
- La Resolución de 17 de febrero de 2025 de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la retribución de las empresas titulares de instalaciones de distribución de energía eléctrica para el año 2021, fija la retribución de 332 empresas distribuidoras, identificadas cada una con su código. La inmensa mayoría son pequeñas: la Ley 24/2013, art. 12.4, exime de las obligaciones de separación a las distribuidoras con menos de 100.000 clientes. ↩
- Ley 24/2013, art. 12.2: un grupo de sociedades puede tener actividades reguladas y libres solo en sociedades diferentes; las sociedades reguladas y sus trabajadores no pueden compartir información comercialmente sensible con las del grupo que hacen actividades liberalizadas, y el encargado de supervisar el cumplimiento presenta cada año un informe al Ministerio y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, que se publica en el BOE. Según el art. 12.4, estas obligaciones no se aplican a las distribuidoras con menos de 100.000 clientes. ↩
- Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, Resolución de 28 de febrero de 2025, por la que se publican las reglas de funcionamiento de los mercados diario e intradiario de electricidad para su adaptación a la negociación cuarto-horaria. La resolución deja que el operador del mercado, OMIE, fije las fechas de entrada: el mercado intradiario negocia por cuartos de hora desde el 18 de marzo de 2025, y el diario, acoplado con el resto de Europa, desde el 1 de octubre de 2025. El mecanismo no cambia: la última oferta aceptada fija el precio de cada periodo. ↩
- Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, el mecanismo conocido como «excepción ibérica», autorizado por la Comisión Europea como ayuda de Estado para España y Portugal al amparo del artículo 122 del Tratado de Funcionamiento de la Unión: se fijó un tope al precio del gas usado para generar electricidad —40 euros por megavatio hora al empezar y, desde enero de 2023, entre 45 y 65 según un calendario mensual (art. 3.1, en la redacción del Real Decreto-ley 3/2023)— y la diferencia con el precio real se abonó a las centrales de gas, a las de carbón y a ciertas de cogeneración (art. 2), mediante un ajuste que se repartió entre los compradores de electricidad del mercado ibérico, salvo la energía con coberturas a plazo firmadas antes del 26 de abril de 2022 y las unidades de almacenamiento (arts. 7 y 8). El mecanismo se aplicó hasta el 31 de diciembre de 2023 (art. 1.2) y su finalidad declarada era reducir el precio de la electricidad en el mercado mayorista (art. 1.1). Es la única excepción que la Unión ha concedido al funcionamiento marginalista del mercado, y solo la aplicaron España y Portugal. ↩
- Ministerio para la Transición Ecológica, Informe de seguimiento del Plan +SE, enero de 2023: «Gracias al mecanismo ibérico desde el 15 de junio hasta el 31 de enero los consumidores españoles se han ahorrado un total de 4.970 MEUR». Es un cálculo del propio Ministerio. ↩
- La ratio de interconexión es la capacidad de intercambio sobre la potencia instalada. Red Eléctrica da un 2% entre la península ibérica y el resto de Europa continental; era del 2,8% cuando entró en servicio la línea por los Pirineos orientales, en 2015, y ha bajado porque la capacidad sigue en unos 2.800 megavatios mientras la potencia instalada crece. El objetivo de interconexión eléctrica del 15% para 2030 —y el del 10% para 2020, que España tampoco alcanzó— está en el artículo 4, letra d), del Reglamento (UE) 2018/1999, sobre la gobernanza de la Unión de la Energía. La península es, junto con las islas, la única zona del sistema continental que no está mallada con el resto, y los proyectos en curso —la interconexión submarina por el golfo de Vizcaya— llevan más de una década de retraso sobre el calendario inicial. Consultado en septiembre de 2026. El indicador de la Comisión Europea, que cuenta todos los vecinos de la Unión, Portugal incluido, da para España el 3,11% en 2026 (3,62% en 2025), sobre datos de ENTSO-E y capacidades a 10 de enero de 2026 (Comisión Europea, objetivos de interconexión eléctrica). ↩
- La interconexión del Golfo de Vizcaya la construye Inelfe, la sociedad conjunta de Red Eléctrica y la francesa RTE, con 1.600 millones de euros de financiación del Banco Europeo de Inversiones. Son casi 400 kilómetros de trazado, unos 300 de ellos submarinos (Inelfe, «Interconexión eléctrica por el Golfo de Bizkaia», que recoge también el préstamo del banco, de junio de 2025): será el primer enlace eléctrico submarino entre España y Francia y llevará la capacidad de intercambio de 2.800 a 5.000 megavatios. El tendido del cable empezó en agosto de 2026, en campañas que siguen hasta el verano de 2027 (Red Eléctrica, nota de agosto de 2026), y la puesta en servicio está prevista para 2028. El objetivo europeo del 15% de interconexión para 2030 está fijado en el Reglamento (UE) 2018/1999. ↩
- Cálculo propio a partir de la nota sobre la ratio de interconexión: 2.800 megavatios corresponden al 2% de la potencia instalada, de modo que 5.000 megavatios, con esa misma potencia, serían en torno al 3,6%. ↩
- Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, Resolución de 12 de junio de 2025, por la que se modifican los procedimientos de operación para el desarrollo de un servicio de control de tensión en el sistema eléctrico peninsular español, y Resolución de 30 de junio de 2026, que modifica los procedimientos de operación 7.4 y 14.4 para fomentar la prestación dinámica de ese servicio; la CNMC la presentó como un incentivo para que las renovables participen en el control de tensión (CNMC, 10 de julio de 2026). Consultado en septiembre de 2026. ↩
- El apagón del 28 de abril de 2025 dejó sin suministro a toda la península ibérica y a parte del sur de Francia. Lo investigaron tres informes: el del comité de análisis creado por el Gobierno y el de Red Eléctrica, los dos de junio de 2025, y el informe final de ENTSO-E, la red europea de gestores de transporte. Los tres describen un origen multifactorial: insuficiente capacidad de control de la tensión, oscilaciones previas al colapso y desconexiones en cascada de instalaciones de generación, algunas indebidas por un ajuste inadecuado de sus protecciones ante las sobretensiones. Ninguno de los tres atribuye el apagón a las renovables como tales: lo que señalan es un sistema con mucha electrónica de potencia, poca inercia y una regulación de red que no se había actualizado. La operación reforzada posterior consistió en programar más generación convencional, sobre todo ciclos combinados, capaz de regular la tensión. ↩
- El calendario fue un acuerdo privado entre las empresas propietarias de las centrales, que se plasmó después en un protocolo de intenciones con Enresa, según el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN, Alfa 60, entrevista sobre el calendario de cierre). ↩
- Orden TED/864/2026, de 12 de agosto, por la que se renueva la autorización de explotación de la central nuclear de Almaraz hasta el 8 de junio de 2030: treinta y un meses más para la unidad I, que tenía fijado su cierre el 1 de noviembre de 2027, y diecinueve para la unidad II, prevista para el 31 de octubre de 2028. El Gobierno la presentó como una extensión limitada que no altera la fecha de cese definitivo del conjunto del parque nuclear, en 2035, y la justificó por la incertidumbre de los mercados internacionales del gas (preámbulo de la orden). La central es de Iberdrola, Endesa y Naturgy. ↩
- En el caso de Almaraz, la solicitud de prórroga hasta el 8 de junio de 2030 la presentó el 30 de octubre de 2025 Centrales Nucleares Almaraz-Trillo, AIE, la sociedad de las propietarias, y el Ministerio la remitió al Consejo de Seguridad Nuclear para su informe preceptivo, que el Consejo emitió el 16 de julio de 2026 en sentido favorable, siempre que la explotación se ajuste a los límites y condiciones del anexo de la orden (Orden TED/864/2026, preámbulo). ↩
- Dos sistemas miden los incendios españoles y dan cifras distintas, las dos oficiales. La estadística nacional del Ministerio para la Transición Ecológica —el avance informativo del Estadístico General de Incendios Forestales— cifra en 354.746,67 hectáreas lo quemado entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2025, 7,1 veces más que en 2024 y 3,4 veces la media de la década (avance informativo del 1 de enero al 31 de diciembre de 2025). El Sistema Europeo de Información sobre Incendios Forestales (EFFIS), del programa Copernicus, que mide por satélite y recorta los perímetros de otra manera, da 401.266 hectáreas en su informe anual sobre 2025, publicado el 31 de marzo de 2026, el 37% de las 1.079.538 quemadas en la Unión aquel año. La cifra del texto es la de EFFIS, que es la que permite comparar con el resto de la Unión y cuyo máximo anterior eran unas 307.000 hectáreas de 2022. Los dos sistemas coinciden en que es el peor registro desde 1994, cuando ardieron 437.602 hectáreas; según EFFIS, el 85% de lo quemado en 2025 ardió en agosto. El dato de EFFIS tampoco es la estimación que el Gobierno publicó el 24 de agosto de 2025, de 393.278,99 hectáreas, que sumaba lo declarado por las comunidades a estimaciones del propio EFFIS con la temporada a medias. ↩
- La Ley 46/1999, de 13 de diciembre, de modificación de la Ley de Aguas, introdujo, según su preámbulo, «el nuevo contrato de cesión de derechos al uso del agua». Hoy está en los artículos 67 a 72 del texto refundido de la Ley de Aguas: un concesionario puede ceder con carácter temporal, «previa autorización administrativa», todo o parte de su derecho a otro concesionario de igual o mayor rango (art. 67); el contrato se comunica al organismo de cuenca, que puede oponerse (art. 68); y en situaciones de sobreexplotación o sequía extraordinaria el Consejo de Ministros puede constituir centros de intercambio en los que el organismo de cuenca compra derechos para cederlos a otros usuarios (art. 71). La cesión entre cuencas distintas por una infraestructura de conexión, como el acueducto Tajo-Segura, la autoriza la Dirección General del Agua (art. 72). ↩
- Los reales decretos de 5 de marzo de 1926 crearon las confederaciones sindicales hidrográficas, empezando por la del Ebro (Confederación Hidrográfica del Ebro, historia y funciones). El criterio de cuenca lo recoge hoy el texto refundido de la Ley de Aguas (Real Decreto Legislativo 1/2001) y lo impuso a toda la Unión la Directiva 2000/60/CE, marco del agua. La regla de reparto competencial está en el artículo 149.1.22 de la Constitución: el Estado gestiona las cuencas que discurren por más de una comunidad; las intracomunitarias son autonómicas. ↩
- Texto refundido de la Ley de Aguas, art. 54.2, y Reglamento del Dominio Público Hidráulico, arts. 84, 85 y 87, texto consolidado consultado en octubre de 2026: quien aprovecha hasta 7.000 metros cúbicos al año en su finca «viene obligado a comunicar al Organismo de cuenca las características de la utilización», que se inscribe en el Registro de Aguas (art. 85.1); si pasa de 7.000 necesita concesión (art. 87.1); y en las masas de agua subterránea declaradas en riesgo de no alcanzar el buen estado no puede hacer obras nuevas sin autorización del organismo de cuenca (art. 84.2). En esas masas, el organismo de cuenca puede limitar las extracciones de todos los usuarios con un programa de actuación (art. 56 de la ley). ↩
- Ley 29/1985, de 2 de agosto, de Aguas, hoy refundida en el Real Decreto Legislativo 1/2001. El texto refundido define el dominio público hidráulico en su artículo 2 (aguas continentales, superficiales y subterráneas renovables, entre otras) y en su artículo 54 permite al propietario aprovechar las aguas pluviales de su finca y, en las condiciones reglamentarias, las subterráneas cuando el volumen total anual no sobrepase los 7.000 metros cúbicos. Las disposiciones transitorias respetan los aprovechamientos anteriores durante cincuenta años desde el 1 de enero de 1986 si se inscriben como temporales. La Ley de Aguas de 1879 ya declaraba públicas las aguas superficiales, pero dejaba fuera las subterráneas; la de 1985 las integró en el dominio público hidráulico y, en sus disposiciones transitorias, permitió a los titulares de pozos y manantiales anteriores inscribirlos como aprovechamientos temporales durante cincuenta años o mantenerlos en un catálogo de aguas privadas. El uso privativo se adquiere por disposición legal o por concesión y no por prescripción (Ministerio para la Transición Ecológica, aprovechamientos anteriores a la Ley de Aguas). ↩
- Real Decreto 35/2023, de 24 de enero, que aprueba la revisión de los planes hidrológicos de las demarcaciones intercomunitarias para el ciclo 2022-2027. La revisión cada seis años viene de la Directiva 2000/60/CE, la directiva marco del agua. Los caudales ecológicos son, según el artículo 42.1 del texto refundido de la Ley de Aguas, los que mantienen como mínimo la vida piscícola del río y su vegetación de ribera; se fijan en los planes y se consideran «una restricción que se impone con carácter general a los sistemas de explotación» (art. 59.7). ↩
- La cifra se obtiene cruzando dos estadísticas del INE: la Encuesta sobre el uso del agua en el sector agrario, que sitúa el agua de riego en el entorno de los 15.000 hectómetros cúbicos anuales, y la Estadística sobre el suministro y saneamiento del agua, que recoge el agua registrada por los servicios urbanos e industriales. La proporción del regadío sobre el total ronda desde hace años las cuatro quintas partes. Esa cuenta deja fuera usos como el autoabastecimiento industrial o la refrigeración. El Ministerio para la Transición Ecológica, que cita Hechos y Cifras de 2006, da para el regadío «aproximadamente el 68%» de los recursos hídricos y cree que hoy ronda el 65%, aunque admite que faltan estudios exhaustivos (véase la nota siguiente). El dato es de agua usada, no de agua consumida en sentido hidrológico, porque una parte del riego retorna al sistema. ↩
- El Ministerio para la Transición Ecológica da, con datos del INE, una reducción del 11% del agua utilizada en el regadío español entre 2004 y 2009, de 17.808 a 15.890 hectómetros cúbicos, y la atribuye «principalmente al proceso de modernización y cambio tecnológico de los regadíos» (Ministerio para la Transición Ecológica, Agua y agricultura: el regadío). La reducción es del agua usada, la misma medida que el reparto del 80%. ↩
- Nota de La Moncloa de 30 de septiembre de 2025 sobre el sector hortofrutícola: España es «el primer productor de frutas y hortalizas de la Unión Europea y el octavo del mundo», con más de 25 millones de toneladas al año; «más del 50% de la producción se destina a mercados exteriores», con un saldo comercial récord de 13.544 millones de euros en 2024, «cifra que consolida a España como segundo exportador mundial en valor». ↩
- Ley 7/1985, de 2 de abril, reguladora de las Bases del Régimen Local, texto consolidado: el abastecimiento de agua potable a domicilio y la evacuación y el tratamiento de las aguas residuales son competencia propia del municipio (art. 25.2.c); «abastecimiento domiciliario de agua potable» y «alcantarillado» son servicios obligatorios en todos los municipios (art. 26.1.a), y en los de menos de 20.000 habitantes la diputación coordina su prestación (art. 26.2); el «abastecimiento domiciliario y depuración de aguas» es una actividad reservada a las entidades locales (art. 86.2); y el servicio se gestiona de forma directa —por la propia entidad, un organismo autónomo, una entidad pública empresarial o una sociedad mercantil de capital público— o indirecta, mediante contrato (art. 85.2). ↩
- INE, Estadística sobre el Suministro y Saneamiento del Agua. Año 2024, publicada el 2 de julio de 2026: coste unitario del agua de 2,02 euros por metro cúbico, un 5,2% más que en 2022, definido como lo abonado por suministro, alcantarillado, depuración y cánones de saneamiento o vertido dividido por el agua registrada y distribuida; 1,09 euros del suministro (−0,6%) y 0,93 del saneamiento (+22,4%). Las pérdidas reales de la red —«fugas, roturas y averías»— fueron 624 hectómetros cúbicos, el 14,6% de los 4.267 suministrados; el 27,1% del agua captada para abastecimiento era subterránea. Es una media nacional: el recibo de cada ciudad lo fijan su ayuntamiento y su comunidad. ↩
- Sentencia del Tribunal de Justicia de la Unión Europea de 25 de julio de 2018, Comisión/España, C-205/17: España no había ejecutado la sentencia de 14 de abril de 2011 (C-343/10), que la condenó por incumplir la Directiva 91/271/CEE en la recogida y el tratamiento de las aguas residuales de varias aglomeraciones. El fallo le impone «una suma a tanto alzado de 12 millones de euros» y una multa coercitiva de 10.950.000 euros por cada semestre de retraso, que se reduce en proporción a las aglomeraciones que se van adecuando. ↩
- El trasvase se autorizó por la Ley 21/1971, de 19 de junio, y sus primeras aguas llegaron en 1979; las reglas de explotación vigentes proceden del Real Decreto 773/2014 y de sus revisiones posteriores, que fijan los volúmenes trasvasables por niveles de embalse en la cabecera del Tajo. El Plan Hidrológico Nacional que preveía el trasvase del Ebro es la Ley 10/2001, de 5 de julio; el Real Decreto-ley 2/2004, de 18 de junio, derogó esa previsión y la sustituyó por el programa de desaladoras conocido como A.G.U.A. El agua sale de los embalses de cabecera del Tajo, Entrepeñas y Buendía. ↩
- Generalitat Valenciana, nota de prensa de 15 de junio de 2026: los responsables de agua de la Generalitat y de la Región de Murcia califican el trasvase de «infraestructura imprescindible para garantizar el abastecimiento hídrico, la actividad agrícola y el mantenimiento de miles de puestos de trabajo en el sureste español». Gobierno de Castilla-La Mancha, nota de prensa de 7 de febrero de 2019: su consejera de Fomento exigió que «se ponga fin a ese expolio que se viene haciendo desde años al río Tajo». ↩
- Sentencia de 6 de mayo de 2025 de la Sala Tercera del Tribunal Supremo, que estima en parte el recurso 447/2023, de dos asociaciones ecologistas, contra el plan del Tajo aprobado por el Real Decreto 35/2023 y declara nulas las previsiones que permitían «excepcionar el cumplimiento de los objetivos medioambientales en las masas de agua vinculadas a zonas protegidas de hábitats y especies, en las que, además, no se hayan identificado sus objetivos ambientales particulares» (fallo 2.º). El fallo no menciona el escalonamiento de los caudales. Los caudales en Aranjuez salen del apéndice 5.1 del Real Decreto 35/2023, que fija caudales mínimos trimestrales en situación de normalidad: hasta 2025, entre 6,5 y 7,5 metros cúbicos por segundo; en 2026, entre 7,0 y 9,1; desde 2027, entre 7,2 y 10,4. Las medias de los cuatro trimestres (7,0, 7,98 y 8,65) son un cálculo propio. Según las notas de prensa del Poder Judicial (de 7 de junio de 2024, 20 de diciembre de 2024 y 20 de enero de 2025), el Supremo desestimó antes los recursos de la Junta de Andalucía, de la Generalitat Valenciana y del Canal de Isabel II. Las reglas de explotación del trasvase son las del Real Decreto 773/2014; su última modificación es el Real Decreto 638/2021, de 27 de julio, que aprobó el borrador sometido a información pública en 2020, y el texto consolidado del BOE no recoge cambios posteriores. El Ministerio abrió del 18 de abril al 2 de mayo de 2024 la consulta pública previa de una nueva modificación, que no se ha aprobado (consultado en octubre de 2026). El estado mensual del trasvase, en los informes del Centro de Estudios Hidrográficos. ↩
- En España «se producen alrededor de 5.000.000 de m³/día» de agua desalada en 765 plantas de más de 100 metros cúbicos diarios, según la Asociación Española de Desalación y Reutilización (AEDyR, cifras de desalación en España, página publicada en 2019 y actualizada en 2024), que sitúa a España en cuarto lugar del mundo por capacidad instalada, tras Arabia Saudí, Estados Unidos y Emiratos Árabes Unidos, es decir, la primera de Europa. El precio: la Orden TED/157/2023, de 21 de febrero, establece una excepción temporal y parcial al principio de recuperación de costes de la Ley de Aguas para el agua de las desalinizadoras de la cuenca del Segura, Almería y la conducción Júcar-Vinalopó, es decir, permite venderla por debajo de su coste, porque su preámbulo da por inasequible para el riego el coste del agua desalada tras la subida de la energía y busca que el precio del agua de riego no exceda de la capacidad económica de los usuarios; y en 2023 la Generalitat Valenciana aprobó 2,5 millones de euros para subvencionar el coste del agua desalada de las comunidades de regantes usuarias del trasvase en Alicante, diez céntimos menos por metro cúbico. ↩
- Las normas de las primas, del déficit y de la moratoria. Las primas: las fijaba ya el Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, art. 28, y las reguló de nuevo el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, de régimen especial, cuyo coste se recortó con efectos sobre instalaciones ya en marcha por el Real Decreto-ley 9/2013 y el Real Decreto 413/2014. El déficit de tarifa —la diferencia entre lo que costaba el sistema y lo que se cobraba en la tarifa— se reconoció y tituliza desde el Real Decreto-ley 6/2009 y llegó a acumular decenas de miles de millones. La moratoria nuclear: paralizadas Lemóniz, Valdecaballeros y Trillo II en 1983-1984, la Ley 40/1994 reconoció a sus propietarias el derecho a ser compensadas con un porcentaje de la facturación eléctrica; los consumidores terminaron de pagar esa deuda —5.717 millones de euros— en octubre de 2015. La primera subasta competitiva, de 500 megavatios eólicos y 200 de biomasa, se celebró el 14 de enero de 2016 (Ministerio para la Transición Ecológica, «Subasta Eólica y Biomasa de 14 de enero de 2016»). ↩
- Que las primas y las anualidades del déficit se paguen con los cargos lo recoge el artículo 13.3, letras b y j, de la Ley 24/2013. El diseño del mercado mayorista es de derecho europeo: Reglamento (UE) 2019/943 y Directiva (UE) 2019/944, sobre el mercado interior de la electricidad, que imponen la casación marginal y la formación libre de precios. La reforma del diseño de mercado aprobada en 2024 —Reglamento (UE) 2024/1747 y Directiva (UE) 2024/1711— no sustituye el marginalismo: añade contratos por diferencias bidireccionales para la nueva generación y refuerza los contratos a largo plazo. En España el mercado diario lo gestiona OMIE. ↩
- Según El Periódico de la Energía (14 de mayo de 2026), la deuda por los laudos del recorte de 2013 a las renovables supera los 2.310 millones de euros, de los que 547 son sobrecostes judiciales, financieros y operativos por no pagarlos, y las resoluciones pendientes de pago son 27. En diciembre de 2024, según el especialista Nikos Lavranos, España era el país con más laudos pendientes de pago, 25, por delante de Venezuela (20) y Rusia (10), aunque Rusia y Venezuela deben mucho más dinero. Ante la negativa a pagar, los acreedores han promovido la ejecución en Estados Unidos, el Reino Unido, Australia y Bélgica, con embargos de bienes y una confirmación del Tribunal Supremo británico. España notificó en 2024 su retirada del Tratado sobre la Carta de la Energía; la cláusula de supervivencia mantiene protegidas las inversiones anteriores y no afecta a los laudos ya dictados. ↩
- El Tribunal de Justicia de la Unión Europea declaró en Achmea (2018) que las cláusulas de arbitraje inversor-Estado entre Estados miembros son incompatibles con el derecho de la Unión, y extendió el criterio al Tratado sobre la Carta de la Energía en Komstroy (2021). Sobre esa base la Comisión ha declarado que el pago de esos laudos constituye ayuda de Estado ilegal: en el caso Antin, en marzo de 2025, ordenó formalmente a España no abonar la indemnización de 101 millones. Los tribunales de terceros países donde los inversores intentan ejecutar los laudos no están vinculados por ese criterio, que es de donde nace la contradicción. ↩
- RTE, el gestor de la red francesa, Bilan électrique 2022: en 2022 Francia fue importadora neta de electricidad por primera vez desde 1980; la producción nuclear cayó 82 teravatios hora respecto a 2021, hasta su nivel más bajo desde 1988, por las paradas de mantenimiento y por los controles de corrosión bajo tensión. Consultado en septiembre de 2026. ↩
- Eurostat, «EU household electricity prices stable in 2025», mayo de 2026: en el segundo semestre de 2025 la electricidad para hogares costó de media 28,96 euros por cada cien kilovatios hora en la Unión, impuestos incluidos; los precios más altos fueron los de Irlanda (40,42) y Alemania (38,69). Consultado en septiembre de 2026. ↩
- Eurostat, «2024: nearly 50% of EU electricity came from renewables», enero de 2026: parte de las renovables en el consumo bruto de electricidad en 2024, con el método de la directiva de renovables, que corrige la hidráulica y la eólica por los años de poco viento o poca lluvia. Austria (90,1%), Suecia (88,1%) y Dinamarca (79,7%) encabezan la lista; Portugal da el 65,8%, España el 59,7%, Finlandia el 54,3% y Alemania el 54,1%. No es la misma medida que el 55,5% de la generación española de 2025 que da Red Eléctrica. Consultado en septiembre de 2026. ↩
- Eurostat, Water statistics, Statistics Explained: la captación de agua por sectores se reúne con el cuestionario conjunto de la OCDE y Eurostat sobre aguas continentales, que los países responden de forma voluntaria, y la serie tiene lagunas considerables. Consultado en septiembre de 2026. ↩
- Las rebajas del IVA y del impuesto especial de la electricidad se aprobaron en 2021 y se prorrogaron hasta 2024 (La Moncloa, «El Gobierno prorroga las medidas para reducir la factura de la luz», 21 de diciembre de 2021; Ministerio de Hacienda, «El Gobierno mantiene rebajas fiscales en electricidad», 27 de diciembre de 2023). El Real Decreto-ley 7/2026, de 20 de marzo, volvió a bajarlos ante la subida de precios que siguió al conflicto de Oriente Próximo: el impuesto especial, del 5,11% al 0,5% (art. 40), y el IVA, del 21% al 10% en los contratos de menos de 10 kW, desde el 22 de marzo y hasta el 30 de junio de 2026, con una cláusula que desactivaba la rebaja de junio según la evolución del precio de la electricidad (Agencia Tributaria, «Medidas en materia de tributación (Real Decreto-ley 7/2026)»). Las dos rebajas se aplicaron de marzo a mayo y no en junio, porque el IPC de esos productos tuvo una evolución favorable; el Real Decreto-ley 18/2026 permitía recuperarlas si esa evolución era desfavorable (Agencia Tributaria, «Medidas tributarias del Real Decreto-ley 18/2026»), y no se aplicaron en septiembre, último mes de su vigencia. El Real Decreto-ley 25/2026, de 29 de septiembre, prevé volver a aplicarlas en noviembre y diciembre de 2026 si el IPC de la electricidad supera en quince puntos el del mismo mes del año anterior (preámbulo; consultado en octubre de 2026). La quinta parte sale de los tipos de 2025: el impuesto especial, del 5,11%, grava la energía y la potencia, y el IVA, del 21%, se aplica sobre el total, impuesto especial incluido; juntos suman algo más del 20% del recibo. ↩
- Real Decreto-ley 17/2021, de 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural: rebaja la retribución de las centrales peninsulares que no emiten gases de efecto invernadero y no cobran un régimen retributivo específico, en proporción al precio del gas; Red Eléctrica describe el cálculo en su página sobre el mecanismo de minoración. Ley 38/2022, de 27 de diciembre, art. 1: gravamen temporal energético sobre las grandes empresas del sector, devengado en 2023 y en 2024. ↩
- El Real Decreto 897/2017, art. 3, solo reconoce como consumidor vulnerable al titular acogido al precio voluntario para el pequeño consumidor, la tarifa regulada, y su artículo 8 encarga al comercializador de referencia recibir la solicitud y comprobar los requisitos (BOE-A-2017-11505). ↩
- Ley 24/2013, del Sector Eléctrico, arts. 13-19 y 23-25; Reglamento (UE) 2019/943 (mercado interior de la electricidad); Real Decreto-ley 10/2022 (mecanismo ibérico); Real Decreto 897/2017, art. 3 (bono social).
- Protocolo de cierre ordenado de las centrales nucleares (2019); Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030; informes del comité de análisis del Gobierno, de Red Eléctrica y de ENTSO-E sobre el apagón del 28 de abril de 2025.
- Red Eléctrica de España, Informe del sistema eléctrico; OMIE, precios del mercado diario; CNMC, informes de supervisión y comparador.
- Ley 24/2013, del Sector Eléctrico, arts. 12 y 14 (separación de actividades) y título sobre el operador del sistema; Directiva (UE) 2019/944 (mercado interior de la electricidad); Tratado sobre la Carta de la Energía; STJUE Achmea (2018) y Komstroy (2021).
- Real Decreto Legislativo 1/2001, Ley de Aguas; Directiva 2000/60/CE; Ley 52/1980 (trasvase Tajo-Segura); Ministerio para la Transición Ecológica, planes hidrológicos y estadística de incendios.
- Red Eléctrica de España Informe del sistema eléctrico anual, con datos en tiempo real
El mix hora a hora, que es lo único que explica de verdad el precio. - Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia Informe de supervisión del mercado eléctrico periódico
Cómo se forma el precio y quién gana con él, por el regulador. - Alberto Garrido y M. Ramón Llamas (eds.) Water Policy in Spain CRC Press, 2010
El agua española explicada por sus especialistas, con el regadío en el centro. - Natalia Fabra Artículos sobre el diseño del mercado eléctrico Universidad Carlos III, 2020-2024
Por qué el marginalismo funciona, cuándo falla y qué alternativas se discuten en Europa.
16 de octubre de 2026 · fecha de corte de los datos: octubre de 2026