1. Marco general del análisis
La seguridad de suministro ha dejado de ser una preocupación latente para convertirse de nuevo en una cuestión central de política energética. El conflicto con Irán desencadenado por Israel y Estados Unidos y la consiguiente disrupción de los mercados energéticos derivada de la alteración del tránsito por el Estrecho de Ormuz han devuelto al primer plano una evidencia que Europa conoce bien desde los últimos años: cuando el acceso a los combustibles se ve amenazado, no solo suben los precios, sino que se debilitan la competitividad, la estabilidad económica y la autonomía estratégica. La propia Comisión Europea situó esta cuestión en el centro de REPowerEU al vincular explícitamente la transición energética con la reducción de la dependencia de combustibles fósiles importados.
España no es ajena a ese riesgo. Aunque el debate energético nacional suele centrarse en el avance de las energías renovables y en la reducción de emisiones de CO2, el contexto geopolítico obliga a formular una pregunta previa: hasta qué punto nuestro sistema energético ha mejorado realmente su seguridad de suministro y su independencia exterior. Esa es la cuestión de fondo, y también el propósito de la primera parte de este análisis: examinar cómo ha evolucionado la estructura de la energía primaria y de la producción eléctrica en España para comprobar si la transición en curso está reduciendo de verdad nuestra exposición a los combustibles fósiles importados o si, por el contrario, seguimos apoyándonos en ellos mucho más de lo que a veces se da por supuesto.
En la segunda parte de esta contribución se analiza el papel de las energías renovables no solo como instrumento de reducción de emisiones de CO₂ fósil, sino también como herramienta de seguridad de abastecimiento e independencia energética, tanto mediante electrificación directa como indirecta. Asimismo, se examinan los límites técnicos, económicos y regulatorios que condicionan la velocidad del proceso y obligan a contemplar la transición como un cambio gradual, no exento de costes y tensiones sobre la competitividad de la economía europea y española.
2. Histórico del consumo de energía primaria en España
La evolución de la estructura del consumo de energía primaria en España refleja cambios apreciables, pero no una transformación de fondo. A mediados de los noventa, el sistema descansaba de forma muy mayoritaria sobre los combustibles fósiles: en 1995 el consumo de energía primaria ascendía a 102,7 Mtep, con claro predominio del petróleo, un peso muy relevante del carbón y un gas natural en fase de expansión. Diez años después, en 2005, el consumo total había subido hasta 145,1 Mtep y el patrón fósil no solo persistía, sino que se había reforzado: el petróleo alcanzaba 71,8 Mtep, el gas natural 29,1 y el carbón 21,2. Si se agrupan estas tres fuentes, los fósiles representaban entonces casi el 84% de la energía primaria consumida en España. El grado de autoabastecimiento de energía primaria era en esa fecha del 21% aproximadamente[1] con producción nacional prácticamente nula de petróleo y gas natural.
En 2015 el consumo total se había reducido hasta 123,5 Mtep y el mix mostraba ya una presencia renovable bastante más visible. Aun así, el sistema seguía siendo claramente fósil: petróleo, gas y carbón sumaban en torno a las tres cuartas partes de la energía primaria. La dependencia energética de España[2], según datos oficiales, era del 73% aproximadamente[3], lo que indica que el avance renovable todavía no se traducía en una transformación profunda del patrón de abastecimiento.
En 2024, el consumo total de energía primaria se reduce ligeramente hasta 117,7 Mtep. El petróleo aportó 54,8 Mtep y el gas natural 24,1, con presencia mínima del carbón. En conjunto, la energía fósil supuso el 69% del total, mientras que las fuentes renovables aportaron un 19 % y la nuclear en torno al 12%. La dependencia energética se situó en el 68% en 2024, mejora apreciable respecto de años anteriores, aunque todavía compatible con una elevada vulnerabilidad exterior. Cabe añadir una inferencia: esta ratio oficial sugiere que, a efectos metodológicos, la contribución nuclear no se imputa como dependencia exterior en el mismo sentido que el petróleo, el gas natural o el carbón importados[4], [5].
La conclusión es clara: la estructura energética española se encuentra en un proceso intenso de incorporación de renovables, pero continúa manteniendo una base fósil muy relevante y un grado notable de dependencia de terceros para su abastecimiento energético, como muestra la Figura 1.
El examen del consumo de energía primaria fósil en términos absolutos se muestra en la Figura 2. España emplea hoy una cantidad de petróleo muy similar a la de hace treinta años y de gas natural comparable a la de hace una década, lo que confirma la persistencia de una base fósil relevante por el peso del transporte y de ciertos usos industriales y no energéticos. Ahora bien, esta comparativa debe interpretarse con matices, pues en este mismo período han aumentado de forma apreciable tanto la población como el PIB, de modo que las intensidades energéticas se han reducido consiguientemente. Ello es sin duda un elemento positivo, pero no altera la conclusión de fondo: en términos absolutos el petróleo y el gas natural siguen ocupando una posición relevante en el sistema energético español.
No hay datos publicados por el MITECO a la fecha para 2025. No obstante, los datos de Red Eléctrica muestran que la producción de electricidad con ciclos combinados aumentó un 28% respecto a 2024[6] y que su cuota en el mix alcanzó el 16,8%, por lo que es cabe esperar que el consumo de gas natural en 2025 se incremente consiguientemente, ello derivado del modo reforzado de operación del sistema eléctrico impuesto por Red Eléctrica de España a raíz del incidente del pasado 28 de abril de 2025.
Estos son, en resumen, los rasgos más importantes del período analizado. España ha avanzado en incorporación de renovables y ha reducido de forma apreciable el peso del carbón, pero no ha dejado atrás una base energética global estructuralmente fósil. Por eso, cuando se analiza la transición energética desde la perspectiva de la energía primaria —y no desde la de la electricidad— el balance obliga a ser más prudentes. El cambio existe, pero la persistencia fósil sigue siendo determinante y mantiene abierta la cuestión de fondo: hasta qué punto ha mejorado realmente nuestra seguridad de abastecimiento y nuestra autonomía energética.
3. La transformación del sistema eléctrico español
La evolución del sistema eléctrico español sí permite hablar, a diferencia de lo que ocurre con la energía primaria, de una transformación profunda. En 1995 la generación peninsular respondía todavía a un esquema esencialmente convencional: 146 TWh de producción bruta, de los que el 44% procedía de carbón, 38% de nuclear y 15% de la hidráulica. La aportación renovable era, por tanto, casi exclusivamente hidráulica y el sistema descansaba sobre un núcleo muy claramente térmico y nuclear.
En 2005 el sistema había crecido apreciablemente, pero seguía todavía en una fase intermedia de transición. La generación peninsular alcanzó aproximadamente 269 TWh y mostraba ya dos cambios de gran importancia: la rápida entrada del gas natural, con el 19% generado en ciclos combinados, y el avance de las energías renovables, impulsadas sobre todo por la eólica, que aportó un 8%. La transición eléctrica había comenzado con claridad, pero el sistema seguía descansando en una combinación dominada por tecnologías convencionales, con un peso todavía muy relevante de la nuclear, el carbón y el gas[7].
Diez años después, en 2015, el cambio era ya mucho más visible. La generación peninsular permaneció estable en 268 TWh, pero la contribución renovable se había incrementado hasta un 19% de eólica, 3% de solar fotovoltaica, 2% de solar termoeléctrica, además de algo más de un 11% de hidráulica. En conjunto, las tecnologías renovables superaron los 96 TWh, esto es, en torno a un tercio de la generación. Aun así, 2015 muestra bien que la transición eléctrica tenía aún camino por recorrer, pues la nuclear y el carbón seguían aportando aproximadamente el 20% cada una y el ciclo combinado un 11%. La inferencia es clara: el avance renovable era ya estructural, pero seguía coexistiendo con una base convencional todavía muy relevante[8].
En 2024 por el contrario, el cambio resulta ya inequívoco. Red Eléctrica cifra la generación renovable en 149 TWh, equivalentes al 56,8% del mix eléctrico nacional, el valor más alto registrado hasta la fecha. La eólica lideró la estructura de generación con el 23%, seguida por la nuclear con el 20%, la solar fotovoltaica con el 17%, el ciclo combinado con algo más del 13,6% y la hidráulica con el 13% aproximadamente. Además, el 76,8% de toda la electricidad generada en España en 2024 fue libre de emisiones directas. Si en el análisis del consumo de energía primaria se concluía un suelo significativo del recurso fósil, aquí el análisis se traduce en una afirmación rotunda: el sistema eléctrico español ha sido profundamente transformado por la entrada de las energías renovables. La Figura 3 ilustra de forma simplificada el proceso descrito.
Esta transformación tiene una segunda lectura que conviene destacar. El rápido aumento del peso renovable hace más complejas las exigencias técnicas del sistema, que requiere más supervisión, más capacidad de control, más flexibilidad y una arquitectura técnica más robusta. Por consiguiente, la idea de fondo es que la electrificación renovable ha cambiado de manera muy profunda el sistema eléctrico español, que solo puede consolidarse de forma segura si el despliegue de generación va acompañado por una adaptación paralela de redes, servicios de ajuste, control de tensión, almacenamiento y operación del sistema.
4. Renovables, electrificación y autonomía energética
La expansión de las energías renovables no debe presentarse únicamente como un instrumento de reducción de emisiones de CO₂ fósil. Debe entenderse también como una herramienta para incrementar la seguridad de abastecimiento y la independencia energética. Allí donde la electrificación directa es técnicamente posible y razonable —en usos eléctricos finales, climatización y determinados procesos industriales— cada MWh renovable permite sustituir combustibles fósiles importados por electricidad producida internamente.
Y allí donde la electrificación directa no basta, esa misma electricidad puede alimentar la producción de hidrógeno y de sus derivados, capaces de sustituir gas natural, productos petrolíferos o materias primas fósiles importadas, en lo que se denomina electrificación indirecta. En este contexto el papel de los RFNBO (Renewable Fuels of Non Biological Origin) es absolutamente esencial, como muestra la Figura 4. Desde esta perspectiva, el recurso a renovables no solo descarboniza y desfosiliza: también reduce exposición exterior y vulnerabilidad geopolítica, en línea con la lógica estratégica de la citada comunicación REPowerEU.
Conviene añadir, sin dar a esta cuestión un protagonismo excesivo, que el marco europeo reconoce también un papel al hidrógeno y a los combustibles bajos en carbono cuando acreditan las reducciones de emisiones exigidas, idénticas a las requeridas para los RFNBO. En la práctica, ese umbral puede alcanzarse con electricidad de muy baja huella de carbono y, por tanto, también en sistemas en los que la generación nuclear tiene un peso relevante. Al mismo tiempo, la regulación europea mantiene abierta una cuestión adicional de interés: la Comisión ha previsto un trabajo específico para evaluar vías alternativas de reconocimiento de la electricidad baja en carbono procedente de centrales nucleares, con consulta pública antes del 30 de junio de 2026 y una evaluación posterior antes del 1 de julio de 2028[9].
La idea central sigue siendo, por tanto, que tanto la electrificación directa como la indirecta refuerzan el valor estratégico de la electricidad baja en carbono, reduciendo simultáneamente emisiones, dependencia exterior y riesgo geopolítico.
La vía descrita solo podrá desplegarse a la escala necesaria si el marco regulatorio europeo gana en simplicidad y pragmatismo. Precisamente ese es el núcleo del manifiesto conjunto impulsado por Europex junto con organizaciones como Eurogas y Ammonia Europe, que reclama ajustes regulatorios para acelerar el mercado del hidrógeno y de sus derivados y convertir esa ambición en despliegue real[10].
5. Una transición necesaria, pero lenta y costosa
La mejora del autoabastecimiento energético mediante electrificación directa, hidrógeno renovable, combustibles sintéticos o vectores bajos en carbono no puede plantearse como un proceso inmediato ni rápido. No se trata solo de instalar más generación renovable: exige redes, almacenamiento, flexibilidad, electrificación de consumos, electrolizadores, infraestructuras de CO₂, procesos de conversión adaptados, nuevas cadenas logísticas y marcos regulatorios operativos. La Comisión Europea ha reconocido que la industria europea afronta esta transición en un contexto de altos costes de la energía (más allá de las coyunturas derivadas de conflictos bélicos), fuerte competencia global y necesidad de acelerar inversiones, flexibilidad y permisos, mientras que su paquete sobre redes parte precisamente de que las infraestructuras actuales constituyen uno de los cuellos de botella para integrar más renovables y reducir la dependencia fósil.
Ello significa que la dependencia exterior no va a desaparecer a corto plazo. Durante varios decenios seguirá siendo necesario convivir con niveles significativos de importación de petróleo y derivados, gas natural y, en su caso, materias primas energéticas intermedias, porque el cambio tecnológico y de infraestructuras no puede desplegarse al ritmo que sería deseable, por razones regulatorias, técnicas y económicas. En el caso del hidrógeno, la dificultad de escala es particularmente visible en Europa. El Clean Hydrogen Monitor 2025 muestra que el despliegue avanza, pero sigue lejos de la escala necesaria: la capacidad instalada de electrolisis alcanzó 571 MW y, aun así, en 2030 solo podría cubrirse alrededor del 60% de la demanda regulatoria prevista[11].
A ello se añade un segundo elemento, igualmente importante: en el proceso de sustitución gradual de los combustibles fósiles por hidrógeno renovable y combustibles sintéticos, los sectores afectados han de recorrer inevitablemente una curva de aprendizaje, lo que supondrá una reducción de costes mediante economías de escala y learning-by-doing. Pero en las fases iniciales los costes son superiores a los de las alternativas fósiles consolidadas. De hecho, ACER señala en su informe de 2025 sobre el mercado europeo del hidrógeno que el coste medio del hidrógeno renovable que cumpla criterios RFNBO se sitúa en torno a 8 €/kg, aproximadamente cuatro veces por encima del hidrógeno fósil, lo que confirma que la transición hacia nuevos vectores energéticos exigirá tiempo, escala y un marco regulatorio más eficaz y menos restrictivo[12].
La implicación económica es evidente. La transición energética es cara y, en su fase de despliegue, puede traducirse en un encarecimiento de insumos, procesos productivos, bienes intermedios y servicios finales. Esto no invalida la transición, pero sí obliga a contemplarla con realismo: en ausencia de energía asequible, simplificación regulatoria, apoyo a primeras plantas y políticas industriales coherentes, la implementación de la transición energética corre el riesgo de erosionar la competitividad europea y española, especialmente en los sectores electrointensivos y expuestos al comercio internacional. La Comisión ha lanzado el Clean Industrial Deal y las disposiciones derivadas precisamente para intentar compatibilizar reducción de emisiones de CO2 y competitividad. En esa línea tiene en marcha un conjunto de iniciativas cuya materialización se enfrenta a las dificultades y calendarios derivados de la configuración de la Unión, su estructura legislativa y los protocolos de adopción de políticas. Sin un marco más ágil y pragmático, la transición corre el riesgo de avanzar más despacio y a un coste económico más alto del necesario.
6. Conclusión
El análisis de la evolución del sistema energético español en las últimas tres décadas permite extraer una doble conclusión. Por una parte, el país ha transformado de forma muy profunda su sistema eléctrico gracias a la incorporación de energías renovables, hasta el punto de que hoy la generación renovable supera ya la mitad del mix. Por otra, esa transformación no se ha trasladado con la misma intensidad al conjunto de la energía primaria, donde el petróleo y el gas natural siguen ocupando una posición central y mantienen un grado de dependencia exterior todavía elevado.
Esta dualidad obliga a matizar el relato habitual sobre la transición energética. España ha avanzado, sin duda, pero no ha cambiado aún de manera suficiente la base material de su abastecimiento. La seguridad de suministro y la independencia energética continúan siendo, por ello, objetivos estratégicos de primer orden, más aún en un contexto geopolítico inestable y con mercados internacionales expuestos a perturbaciones severas.
En este marco, las energías renovables deben valorarse no solo por su contribución a la reducción de emisiones de CO₂ fósil, sino también por su capacidad para sustituir importaciones energéticas mediante electrificación directa allí donde sea posible, y mediante electrificación indirecta —RFNBO y combustibles sintéticos— allí donde no lo sea. Ese potencial, sin embargo, no podrá desplegarse con rapidez ni sin coste. La transición exigirá tiempo, inversiones, aprendizaje industrial, adaptación regulatoria y un esfuerzo sostenido para evitar que la descarbonización y desfosilización erosionen innecesariamente la competitividad. La cuestión no es, por tanto, si la transición debe hacerse, sino cómo hacerla de forma técnicamente sólida, económicamente viable y estratégicamente útil para Europa y para España.
[1] Contabilizando autoabastecimiento de hidráulica y nuclear al 100% y de carbón al 33% aproximadamente. https://www.miteco.gob.es/content/dam/miteco/es/energia/files-1/balances/Balances/CoyunturaTrimestral/2005/coy1trim_05.pdf
[2] Según fuentes oficiales, “la dependencia energética de un país se refiere al grado en que una nación depende de fuentes de energía externas para satisfacer sus necesidades energéticas. Esto incluye la importación de petróleo, gas natural, carbón u otras fuentes de energía no renovables”. Ver nota al pie número 4.
[3] https://www.miteco.gob.es/content/dam/miteco/es/energia/files-1/balances/Balances/LibrosEnergia/Energia_2015.pdf
[4] https://www.miteco.gob.es/content/dam/miteco/es/energia/files-1/balances/Balances/Documents/Balance%20energetico%202024_simplificado_v1.pdf
[5] Véase nota al pie número 1.
[6] https://www.sistemaelectrico-ree.es/es/informe-del-sistema-electrico/demanda/evolucion-demanda
[7] https://www.ree.es/sites/default/files/downloadable/inf_sis_elec_ree_2005.pdf
[8] https://www.ree.es/sites/default/files/downloadable/inf_sis_elec_ree_2015.pdf
[9] https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=OJ%3AL_202502359
[10] https://www.europex.org/press-releases/delivering-europes-hydrogen-ambitions-joint-industry-roadmap-ahead-of-the-first-european-hydrogen-forum/
[11] Clean_Hydrogen_Monitor_09-2025_DIGITAL.pdf
[12] https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER-2025-European-hydrogen-markets.pdf
