Análisis Comparativo de los Mercados Eléctricos de Francia y España: Precios, Costes de Generación y Potencial de Exportación Renovable

Este informe presenta un análisis comparativo en profundidad de los mercados eléctricos de Francia y España, caracterizados por modelos de generación divergentes: el francés, históricamente dominado por la energía nuclear, y el español, con una creciente y ambiciosa apuesta por las energías renovables. Se examinan los precios finales de la electricidad para consumidores domésticos e industriales, desglosando sus componentes clave (energía, redes, impuestos) y analizando las tendencias recientes.

El análisis de los costes de generación revela una marcada diferencia competitiva. Mientras el parque nuclear existente en Francia presenta costes operativos relativamente bajos pero afronta incertidumbres sobre los costes de extensión de vida y la financiación de nuevos reactores (EPR2) con costes estimados elevados y riesgos significativos, las energías renovables en España (solar fotovoltaica y eólica terrestre) exhiben Costes Nivelados de la Energía (LCOE) marcadamente inferiores y con tendencia decreciente, posicionándolas como opciones altamente competitivas.

La viabilidad de que España se convierta en un exportador neto y competitivo de energía renovable hacia Francia y el resto de Europa se evalúa considerando la infraestructura de interconexión actual y planificada, los flujos comerciales históricos y recientes, y los diferenciales de precios. Si bien el bajo coste de la generación renovable española ofrece una ventaja competitiva, la capacidad de interconexión actual con Francia constituye un cuello de botella significativo, limitando el potencial de exportación a corto plazo. Los proyectos en curso, como la interconexión del Golfo de Bizkaia, son cruciales para desbloquear este potencial.

Finalmente, el informe evalúa la viabilidad de desarrollar una gran industria energética renovable en España. El país posee un vasto potencial de recursos y objetivos políticos muy ambiciosos delineados en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). Sin embargo, la materialización de este potencial enfrenta desafíos considerables relacionados con la necesidad de inversiones masivas en redes y almacenamiento, la agilización de la tramitación administrativa, la gestión de la integración de mercado y la aceptación social. Superar estos obstáculos es fundamental para consolidar a España como un líder europeo en la transición energética.

2. Análisis Comparativo de los Precios de la Electricidad: España vs. Francia

La comparación de los precios de la electricidad en España y Francia revela dinámicas influenciadas tanto por sus respectivos mixes de generación como por las políticas regulatorias y fiscales aplicadas.

2.1. Precios para Consumidores Domésticos

• Datos y Tendencias:
  Los precios de la electricidad para los consumidores domésticos en la Unión Europea experimentaron una notable volatilidad tras la crisis energética iniciada en 2022, alcanzando máximos históricos. Sin embargo, durante 2024 se observó una tendencia a la estabilización e incluso ligeras bajadas en la media de la UE, situándose en 0,2872 €/kWh en el segundo semestre de 2024, ligeramente inferior a los 0,2889 €/kWh del primer semestre.1
  En este contexto, España y Francia mostraron trayectorias divergentes recientemente. En el segundo semestre de 2024, el precio medio para hogares en España (banda de consumo 2500-5000 kWh/año) fue de 0,2715 €/kWh, lo que representó una disminución interanual del 7,2% respecto al segundo semestre de 2023.³ Por el contrario, en Francia, el precio en el mismo periodo fue de 0,2573 €/kWh, pero experimentó un aumento interanual significativo del 12,9%.¹ Históricamente, los precios en Francia se han mantenido a menudo por debajo de la media europea, en parte gracias a su parque nuclear y a mecanismos como el Acceso Regulado a la Electricidad Nuclear Histórica (ARENH), mientras que España ha fluctuado más en relación con la media.⁴
• Componentes de la Tarifa:
  El precio final que paga el consumidor doméstico se descompone en tres grandes bloques: el coste de la energía (generación y comercialización), el coste de las redes (transporte y distribución, conocidos como peajes y cargos en España o TURPE en Francia) y los impuestos (IVA y otros gravámenes específicos).
  En España, para el segundo semestre de 2024, los impuestos representaron una parte relativamente baja del precio final: un 10,0% correspondía al IVA (reducido temporalmente) y un 1,5% a otros impuestos y gravámenes.³ Los costes de red (peajes y cargos) suelen tener un peso importante, cubriendo la retribución de las redes de transporte y distribución, así como otros costes regulados como la financiación a las renovables o el sobrecoste de los territorios no peninsulares.⁶ La estructura de la tarifa regulada PVPC en España ha sido reformada recientemente para incorporar señales de precios de los mercados a plazo, buscando reducir la exposición a la volatilidad del mercado diario.⁶
  En Francia, la estructura es diferente. En el segundo semestre de 2024, el IVA representó un 5,5% del total, pero otros impuestos y gravámenes (como la Contribución al Servicio Público de la Electricidad – CSPE, ahora integrada en la accisa sobre la electricidad, y la Contribución Tarifaria de Acheminement – CTA) supusieron un 15,5% adicional.³ El coste de la energía en la tarifa regulada francesa (TRVE) se ha basado históricamente en un «apilamiento» que incluye el coste del ARENH (energía nuclear a precio regulado, fijado en 42 €/MWh hasta finales de 2025 ⁸), complementado con compras en el mercado mayorista, costes de capacidad y costes comerciales.⁹ Los costes de red (TURPE) también son un componente significativo.¹¹
  La disponibilidad de datos más detallados sobre la evolución anual de estos componentes se encuentra en las bases de datos de Eurostat.³
  Un análisis más profundo revela que la relación entre los precios mayoristas y los precios finales minoristas no es directa. Aunque los costes de la energía en los mercados mayoristas disminuyeron notablemente en 2023 y principios de 2024 ¹³, esta bajada no siempre se trasladó íntegramente a la factura doméstica. Esto se debe a que otros componentes, como los costes de red (que aumentaron en 18 países de la UE en 2024 ¹) y, crucialmente, las decisiones políticas sobre impuestos y la retirada de subsidios implementados durante la crisis energética ¹, pueden compensar o incluso revertir el efecto de la bajada del coste de la energía. La política fiscal y la regulación de las redes emergen, por tanto, como factores tan determinantes como el propio coste de generación en la configuración de la factura final del consumidor.
  Además, la elevada volatilidad experimentada en los mercados mayoristas durante 2022-2023 ¹⁴ ha intensificado el debate sobre cómo proteger a los consumidores sin distorsionar las señales de mercado. En Francia, la tradición de las Tarifas Reguladas de Venta (TRVE) ⁹ y la discusión sobre el marco post-ARENH ¹⁸ reflejan esta búsqueda de estabilidad. En España, la reforma de la tarifa PVPC para incluir una cesta de precios a plazo ⁶ persigue el mismo objetivo de mitigar el impacto directo de las fluctuaciones horarias del mercado spot. Estas acciones regulatorias evidencian una tensión inherente entre la necesidad de reflejar los costes reales del sistema y el objetivo de ofrecer precios asequibles y predecibles a los hogares.

2.2. Precios para Consumidores Industriales (No Domésticos)

• Datos y Tendencias:
  Los precios para consumidores no domésticos (industriales) en la UE también mostraron una tendencia a la baja tras los picos de 2022. El precio medio en la UE para la banda de consumo 500-2000 MWh/año cayó un 13% en el primer semestre de 2024 respecto al mismo periodo de 2023 20 y se estabilizó en el segundo semestre de 2024 en torno a 0,1899 €/kWh.1
  En España, el precio para estos consumidores en el segundo semestre de 2024 fue de 0,1788 €/kWh, mostrando una ligera disminución interanual del 1,4%.³ En Francia, el precio fue algo inferior, 0,1675 €/kWh, y registró una caída interanual más pronunciada del 16,3%.¹ Históricamente, los precios industriales franceses se han beneficiado de la energía nuclear de bajo coste operativo, mientras que los precios españoles han estado más influenciados por los precios del gas natural (dada la relevancia de los ciclos combinados como tecnología marginal) y, crecientemente, por la penetración renovable.⁵
• Componentes de la Tarifa:
  La estructura de costes para los consumidores industriales sigue una lógica similar a la de los domésticos, pero con diferencias en la fiscalidad. El precio se compone del coste de la energía, los costes de red y los impuestos y gravámenes no recuperables.
  En España, en el segundo semestre de 2024, los impuestos no recuperables representaron el 18,9% del precio final para la banda media industrial.³ Los costes de red se determinan según la tensión y la potencia contratada, además de la energía consumida.⁷
  En Francia, esta carga fiscal fue menor en el mismo periodo, representando el 12,0%.³ Las empresas francesas también se han beneficiado de mecanismos específicos como el ARENH y, durante la crisis, de medidas de apoyo como el «amortisseur électricité».¹¹
  Los datos anuales detallados por componentes para consumidores no domésticos están disponibles en Eurostat.³
  Un factor crucial para la industria europea es su competitividad internacional. A pesar de la reciente moderación de los precios mayoristas, los precios de la energía para la industria en la UE (incluyendo España y Francia) en 2023 seguían siendo considerablemente más elevados (entre 2 y 4 veces) que los de competidores clave como Estados Unidos.¹⁵ Esta brecha de costes energéticos representa un desafío estructural persistente para la competitividad a largo plazo de los sectores industriales europeos intensivos en energía, haciendo de la reducción sostenible de los precios energéticos un elemento central de la política industrial.
  La diferencia fundamental en los mixes de generación de España y Francia (renovables vs. nuclear) tiene implicaciones distintas para la estabilidad y predictibilidad de los precios industriales. La fuerte dependencia francesa de la energía nuclear, si bien históricamente ha ofrecido una base de precios relativamente estable (a través del ARENH ⁸), también introduce riesgos ligados a la disponibilidad del parque (como se evidenció en 2022 ¹⁸) y a la incertidumbre sobre los elevados costes de inversión y financiación de los nuevos reactores EPR2.²³ Por otro lado, la alta y creciente penetración de renovables en España conduce a precios mayoristas muy bajos e incluso negativos durante las horas de alta producción solar y eólica ²⁶, lo que puede ser una ventaja significativa para consumidores industriales con flexibilidad para adaptar su demanda. Sin embargo, esta misma variabilidad exige inversiones sustanciales en la red y en sistemas de almacenamiento para garantizar la seguridad y continuidad del suministro fuera de esas horas ²⁷, cuyos costes deben ser recuperados a través de las tarifas. La elección óptima para una industria dependerá de su perfil de consumo y de cómo la estructura tarifaria final refleje estas diferentes dinámicas de costes de generación.

Tabla 1: Comparativa de Precios Medios y Componentes de la Electricidad (2022-2024, Semestral)

Nota: Los precios corresponden a bandas de consumo medias (Hogares: 2500-5000 kWh/año; Industria: 500-2000 MWh/año). El desglose de componentes de Eurostat puede no separar directamente Energía y Red para todos los periodos/países; se indica el % de impuestos/gravámenes. Los datos de desglose para S2 2024 provienen de.³ Los datos de precios pueden tener ligeras variaciones entre fuentes (Eurostat, ACER). La columna «Red no directa» indica que Eurostat agrupa a veces Energía y Red en «Precio sin impuestos».

3. Costes de Generación: El Contraste Nuclear Francés y Renovable Español

La competitividad fundamental de los sistemas eléctricos español y francés reside en los costes de sus tecnologías de generación predominantes. Mientras Francia basa su estrategia en la energía nuclear, España apuesta decididamente por las renovables. El Coste Nivelado de la Energía (LCOE) es la métrica estándar para comparar estos costes intrínsecos de generación a lo largo de la vida útil de las plantas.³⁰

3.1. LCOE Nuclear en Francia

• Parque Existente:
  El coste de producción del extenso parque nuclear francés existente (56 reactores operativos 32) es objeto de debate y depende significativamente de la metodología empleada. La Cour des Comptes francesa estimó que, para el periodo 2011-2020, el coste completo de producción oscilaba en torno a los 42-44 €/MWh utilizando un enfoque «contable» (similar al usado para fijar el precio ARENH de 42 €/MWh 8).33 Sin embargo, aplicando un enfoque «económico», que considera el coste de oportunidad del capital y es más relevante para decisiones de inversión futuras, la misma Cour des Comptes estimó costes del orden de 60-65 €/MWh para el mismo periodo (64,8 €/MWh en 2019).33 Filtraciones más recientes también apuntan a un coste de generación actual cercano a los 60 €/MWh.21 Adicionalmente, la prolongación de la vida útil de estos reactores más allá de los 40 años implica inversiones significativas («grand carénage»), cuyo coste se estima en un mínimo de 35 €/MWh (valor 2015), a lo que habría que añadir la remuneración de las inversiones pasadas aún no amortizadas.33 El coste del combustible (uranio) tiene un impacto relativamente menor en el coste final.34
• Nuevos Reactores (EPR2):
  Francia planea la construcción de seis nuevos reactores EPR2 (con opción a ocho más) para renovar su parque.24 La estimación de costes de este programa ha aumentado considerablemente: de una cifra inicial de 51.700 millones de euros, se revisó a 67.400 millones en 2023 24, aunque la Cour des Comptes manejaba una cifra de 46.000 millones en 2020.23 La rentabilidad y el LCOE de estos nuevos reactores son inciertos. La World Nuclear Association proyecta un LCOE para Francia post-2025 entre 45 €/MWh (con tasa de descuento del 3%) y 97 €/MWh (con tasa del 10%).31 El gobierno francés contempla un mecanismo de Contrato por Diferencia (CfD) con un precio máximo garantizado de 100 €/MWh (valor 2024) para asegurar la financiación.24 Estimaciones independientes, como las de Greenpeace basadas en auditorías y considerando factores de carga realistas, sugieren LCOEs significativamente más altos, potencialmente por encima de los 100 €/MWh.37 Los enormes retrasos y sobrecostes experimentados en los proyectos EPR de Flamanville (Francia), Olkiluoto (Finlandia) y Hinkley Point (Reino Unido) 23 generan una gran incertidumbre sobre la capacidad de EDF para cumplir plazos y presupuestos con el EPR2.25
• Factores Clave:
  El principal determinante del LCOE nuclear es el altísimo coste de capital inicial, que representa al menos el 60% del total.31 A esto se suman los largos periodos de construcción (una media de 6 años para reactores en construcción globalmente, pero con muchos retrasos significativos 30), el riesgo inherente de sobrecostes y demoras 23, la sensibilidad a los costes de financiación (la tasa de descuento aplicada tiene un impacto drástico en el LCOE 31), los costes de operación y mantenimiento (O&M), los costes asociados a la gestión a largo plazo de los residuos radiactivos y el desmantelamiento final de las centrales 33, y el marco regulatorio y de apoyo público.19
  La viabilidad económica del nuevo programa nuclear EPR2 en Francia se enfrenta a un doble desafío crítico. Por un lado, la capacidad de EDF para controlar los costes y plazos de construcción, un aspecto en el que los antecedentes con el EPR no son favorables.²³ Por otro lado, la necesidad de un marco de financiación estable y garantizado por el Estado, dado el elevado endeudamiento actual de EDF ¹⁹ y la magnitud de la inversión requerida. El Estado francés parece dispuesto a asumir una parte importante de este riesgo mediante préstamos bonificados y contratos por diferencia ²⁴, lo que convierte el éxito del programa EPR2 no solo en un desafío técnico e industrial, sino fundamentalmente en uno financiero y regulatorio.
  Es importante considerar que el LCOE, aunque útil para comparar tecnologías a nivel de planta, no captura el coste total de integración en el sistema eléctrico.³³ La energía nuclear, si bien puede tener un LCOE elevado, aporta generación firme y baja en carbono, lo que reduce la necesidad de inversiones adicionales en almacenamiento o capacidad de respaldo flexible que sí requieren altas penetraciones de renovables variables. No obstante, la relativa inflexibilidad operativa de las centrales nucleares puede suponer un inconveniente en un futuro sistema eléctrico con una presencia masiva de generación renovable intermitente.³⁴ Por tanto, una evaluación completa requiere analizar el coste total del sistema para diferentes configuraciones del mix energético, como los estudios realizados por RTE, el operador del sistema francés.³³

3.2. LCOE Renovables en España

España, con sus excepcionales recursos solares y eólicos, se beneficia de costes de generación renovable muy competitivos a nivel mundial.

• Solar Fotovoltaica (FV):
  El LCOE de la solar FV a gran escala ha experimentado una caída espectacular, reduciéndose en un 90% a nivel global entre 2010 y 2023.39 En 2023, el LCOE medio ponderado global se situó en 0,044 $/kWh (aproximadamente 44 €/MWh).39 Gracias a su elevada irradiación, España se sitúa en la franja baja de estos costes, con estimaciones para nuevas plantas a gran escala en torno a los 33 €/MWh.43 El autoconsumo o las instalaciones sobre tejado presentan LCOEs más elevados.43 La adición de sistemas de almacenamiento (baterías) incrementa el LCOE de los proyectos solares, pero aporta firmeza y flexibilidad.43
• Eólica Terrestre:
  Similar a la solar, la eólica terrestre ha visto reducciones drásticas de costes (-56% global entre 2010-2020 44). El LCOE medio ponderado global en 2023 fue de 0,033 $/kWh (aprox. 33 €/MWh) 41, siendo la tecnología de generación más barata en muchas regiones. Las estimaciones específicas para España y Europa sitúan el LCOE en un rango de 33 a 50 €/MWh.43
• Eólica Marina:
  El LCOE global de la eólica marina también ha descendido significativamente (-63% entre 2010 y 2023), alcanzando una media de 0,075 $/kWh (aprox. 75 €/MWh) en 2023 42, frente a los 0,084 $/kWh de 2020.44 Debido a la gran profundidad de la plataforma continental española, el desarrollo se centra en la tecnología flotante 45, que actualmente presenta costes superiores a la eólica marina fija, pero con un gran potencial de reducción a medida que la tecnología madure y se escale.47 El PNIEC español contempla un objetivo de 1 a 3 GW de eólica marina (principalmente flotante) para 2030.45 Como referencia, subastas recientes en Francia para eólica flotante se han adjudicado en torno a 90 €/MWh más costes de conexión.36
• Factores Clave:
  La competitividad de las renovables españolas se sustenta en la continua reducción de los costes de los equipos (paneles FV, aerogeneradores), las economías de escala en la fabricación e instalación, la mejora de los factores de capacidad gracias a avances tecnológicos (seguidores solares, turbinas más grandes y eficientes 40), la optimización de las operaciones y el mantenimiento (O&M), y la mejora de las condiciones de financiación a medida que las tecnologías maduran y el riesgo percibido disminuye.40 Sin embargo, emergen nuevos desafíos relacionados con los costes de integración en la red, incluyendo la necesidad de refuerzos de red y, sobre todo, de sistemas de almacenamiento para gestionar la intermitencia.27
  Un fenómeno relevante derivado de la alta penetración renovable es el conocido como «canibalización de precios». La entrada masiva de generación con coste marginal prácticamente nulo (solar y eólica) deprime los precios en el mercado mayorista durante las horas de alta producción, llegando frecuentemente a valores cero o incluso negativos en España.¹⁵ Esto, si bien beneficia a los consumidores en esas horas, reduce significativamente los ingresos medios por MWh que perciben las propias plantas renovables (el «precio capturado» ⁵⁰). Si estos ingresos caen por debajo del LCOE del proyecto, la rentabilidad de las nuevas inversiones puede verse comprometida, desalentando el despliegue futuro si no existen mecanismos de remuneración alternativos o complementarios, como subastas con precios fijos o contratos por diferencia (CfDs), Pagos por Capacidad o ingresos derivados del almacenamiento.²⁸
  Además, el LCOE de una planta renovable no refleja la totalidad de los costes que su integración masiva impone al sistema eléctrico. En España, los «Servicios de Ajuste», gestionados por Red Eléctrica de España (REE), son mecanismos necesarios para resolver restricciones técnicas en la red, gestionar desvíos entre previsión y generación real, y mantener el equilibrio y la estabilidad del sistema ante la variabilidad inherente de las fuentes renovables.⁶ El coste de estos servicios ha mostrado una tendencia creciente a medida que aumenta la penetración renovable ⁵⁰ y ya representa una fracción significativa del coste final de la energía (en torno al 15% según algunas estimaciones ⁵²). A esto hay que sumar las inversiones masivas requeridas en infraestructuras de red y en almacenamiento ²⁷, cuyos costes deberán ser socializados a través de las tarifas o de otros mecanismos. Ignorar estos costes sistémicos llevaría a una subestimación del coste real de la transición hacia un mix eléctrico con muy alta participación renovable.

Tabla 2: Comparativa de LCOE Estimado (€/MWh) – Nuclear (Francia) vs. Renovables (España)

Nota: Los rangos son indicativos y pueden variar significativamente según la fuente, la metodología, los supuestos (especialmente la tasa de descuento y el año de la estimación), la ubicación específica y las condiciones del proyecto. La conversión $/€ puede variar. Las tendencias se refieren a la evolución del LCOE de nuevas instalaciones.

4. Viabilidad de la Exportación de Energía Renovable Española a Francia y Europa

El potencial de España para convertirse en un exportador neto de energía renovable hacia Francia y el resto de Europa depende de la confluencia de tres factores clave: la competitividad de sus costes de generación, la disponibilidad de capacidad de interconexión suficiente y la existencia de mecanismos de mercado eficientes que permitan flujos comerciales rentables.

4.1. Capacidad de Interconexión

• Situación Actual:
  La Península Ibérica ha sido históricamente considerada una «isla energética» debido a su limitada capacidad de interconexión con el resto del sistema eléctrico europeo.56 Actualmente, la capacidad de intercambio comercial entre España y Francia es de aproximadamente 2.950-3.300 MW en sentido Francia-España y 1.650-2.350 MW en sentido España-Francia.57 Esta capacidad total representa un ratio de interconexión para España de apenas el 2-3% de su potencia instalada 56, muy lejos del objetivo mínimo del 15% fijado por la Unión Europea para 2030.27 Como consecuencia directa de esta limitación física, la interconexión presenta elevados niveles de congestión, especialmente en el sentido de exportación desde España hacia Francia, donde en periodos recientes se ha llegado a utilizar el 100% de la capacidad disponible durante más del 80% de las horas.57
• Proyectos Futuros:
  El proyecto más significativo para aliviar este cuello de botella es la nueva interconexión submarina por el Golfo de Bizkaia, entre Cubnezais (cerca de Burdeos) y Gatika (cerca de Bilbao). Este enlace, desarrollado por la sociedad conjunta Inelfe (REE y RTE), añadirá 2 GW de capacidad (dos cables de 1 GW cada uno) y se espera que esté operativo en 2028.57 Su puesta en servicio prácticamente duplicará la capacidad de intercambio actual, elevándola a cerca de 5 GW.60 Existen otros proyectos en estudio a más largo plazo 61, en línea con la necesidad identificada por ENTSO-E (la red europea de operadores de sistemas de transporte) de reforzar significativamente la red de interconexiones en toda Europa para facilitar la transición energética.62
  La limitada capacidad de interconexión actual emerge como el principal obstáculo físico que impide a España materializar a gran escala su potencial exportador de energía renovable y beneficiarse plenamente de su integración en el mercado interior europeo.⁵⁶ La finalización exitosa y en plazo de proyectos estratégicos como el del Golfo de Bizkaia no es solo una prioridad para España, sino un elemento habilitador fundamental para la estrategia energética de descarbonización de la propia Unión Europea.

4.2. Flujos Comerciales y Balances

• Análisis Histórico y Reciente:
  Históricamente, el saldo de intercambios eléctricos entre España y Francia ha sido predominantemente importador para España.65 Sin embargo, esta tendencia se invirtió temporalmente en 2022, cuando España registró un saldo neto exportador récord hacia Francia y globalmente 66, coincidiendo con la baja disponibilidad del parque nuclear francés debido a problemas de mantenimiento y corrosión, y los altos precios del gas en Europa.22
  En 2023, con la recuperación parcial de la nuclear francesa, el balance entre ambos países volvió a ser más equilibrado, cercano a cero según RTE ⁶¹, aunque Francia recuperó su posición global como exportador neto.²² Para 2024, los datos de RTE indican que Francia batió su récord histórico de exportación neta global (89 TWh ⁶⁹) y mantuvo un saldo exportador neto hacia España de 2,8 TWh.⁷⁰ Datos preliminares de REE para periodos específicos de 2024/2025 ⁷¹ podrían sugerir saldos diferentes, pero el dato anual de RTE parece el más consolidado para 2024.
• Factores Determinantes:
  La dirección y el volumen de los flujos horarios dependen fundamentalmente de los diferenciales de precios entre los mercados mayoristas ibérico (OMIE) y francés (EPEX Spot).72 Estos diferenciales, a su vez, son el resultado de la interacción entre la oferta (disponibilidad de generación nuclear en Francia, producción renovable en España, coste del gas para ciclos combinados) y la demanda en cada país, siempre dentro de los límites impuestos por la capacidad de interconexión disponible.70
  La operatividad del parque nuclear francés es un factor particularmente influyente en los flujos bilaterales. Periodos de alta disponibilidad nuclear en Francia, como el observado en 2024 ⁷³, tienden a generar excedentes exportables hacia sus vecinos, incluyendo España.⁷⁰ Por el contrario, cuando la disponibilidad nuclear francesa es baja, como ocurrió en 2022 ¹⁸, España, con su creciente capacidad renovable, asume un papel relevante como suministrador de energía a Francia.²² Esta dinámica subraya la creciente interdependencia entre ambos sistemas y el potencial rol de España como fuente de flexibilidad y respaldo para el sistema francés, especialmente en un futuro con mayor electrificación y posible variabilidad en la producción nuclear.

4.3. Competitividad y Desafíos

• Competitividad de Costes y Diferenciales de Precios:
  La base de la competitividad exportadora de España reside en el bajo LCOE de sus tecnologías renovables (Sección 3.2). Sin embargo, la capacidad de traducir este bajo coste de generación en exportaciones rentables está limitada por la congestión en las interconexiones. La congestión impide que los precios se igualen entre mercados, generando diferenciales de precios horarios.72 Aunque la puesta en servicio de la interconexión Baixas-Santa Llogaia en 2015 redujo estos diferenciales, siguen siendo significativos.72 Esta diferencia de precios genera las llamadas «rentas de congestión», ingresos que se reparten entre los operadores de red (REE y RTE) y que, según la normativa europea, deben destinarse prioritariamente a garantizar la capacidad o a financiar nuevas interconexiones.59
• Desafíos Técnicos, Regulatorios y de Mercado:
  Exportar grandes volúmenes de energía renovable variable presenta desafíos técnicos, como la necesidad de gestionar la intermitencia, reforzar la red interna española para transportar la energía hasta la frontera, y mantener la estabilidad del sistema con una menor inercia proporcionada por generadores síncronos.27 A nivel regulatorio y de mercado, los obstáculos incluyen la necesidad de una mayor armonización de las reglas de mercado entre países, la eficiencia de los mecanismos de asignación de capacidad en las interconexiones 59, la superación de posibles reticencias proteccionistas por parte de países importadores 64, y la agilización de los largos y complejos procesos de planificación y obtención de permisos para nuevas infraestructuras transfronterizas.62
  La competitividad exportadora de España se enfrenta a una paradoja. Por un lado, los bajos precios mayoristas en el mercado español, impulsados por la alta penetración renovable, son la base de su ventaja competitiva. Por otro lado, estos mismos precios bajos pueden tener dos efectos contraproducentes. Primero, reducen los ingresos de los propios generadores renovables españoles, aumentando el riesgo de «canibalización» y potencialmente frenando la inversión si no se complementan con otros mecanismos de apoyo.²⁸ Segundo, al reducir el diferencial de precios con Francia (especialmente si Francia también tiene precios bajos por su nuclear o sus propias renovables), disminuyen la rentabilidad esperada y, por tanto, el incentivo económico para acometer las costosas inversiones necesarias en nuevas interconexiones.⁷² Encontrar un equilibrio que mantenga la competitividad exportadora sin desincentivar la inversión interna y la expansión de la red es un reto clave.
  Finalmente, el desarrollo de las interconexiones eléctricas se enmarca en una tensión más amplia entre la visión europea y los intereses nacionales. Para la Unión Europea, las interconexiones son infraestructuras estratégicas, consideradas bienes públicos europeos, esenciales para lograr la seguridad de suministro, la eficiencia del mercado único y la integración masiva de renovables necesaria para la descarbonización.⁵⁶ Sin embargo, a nivel nacional, la construcción de nuevas líneas puede enfrentar oposición local («NIMBYism») y, en el caso de los países importadores, generar preocupaciones sobre el impacto en los precios domésticos o la competitividad de su propia industria de generación.⁶⁴ Se ha argumentado que Francia, en el pasado, ha mostrado reticencias a aumentar significativamente la interconexión con España por temor a la competencia de la energía renovable española más barata para su parque nuclear.⁶⁴ Superar esta divergencia de intereses requiere no solo voluntad política, sino también el diseño de mecanismos transnacionales justos para el reparto de costes y beneficios de estas infraestructuras críticas.⁶⁴

Tabla 3: Capacidad y Flujos de Interconexión España-Francia (2021-2024)

Nota: La capacidad comercial varía horariamente. Los datos de MW son rangos o promedios indicativos. El saldo neto anual puede tener ligeras variaciones según la fuente (REE/RTE/ENTSO-E). El saldo de 2022 es una estimación basada en el cambio drástico respecto a 2021 y el dato global de exportación española de.⁶⁶ El saldo de 2024 sigue el dato anual de RTE.⁷⁰ Las rentas de congestión varían mucho anualmente.

5. Potencial y Viabilidad de una Gran Industria Energética Renovable en España

España se encuentra en una posición privilegiada para desarrollar una industria energética renovable a gran escala, impulsada por recursos naturales abundantes, objetivos políticos ambiciosos y una creciente competitividad de costes. Sin embargo, la materialización de este potencial requiere superar importantes desafíos infraestructurales, regulatorios y socioeconómicos.

5.1. Potencial de Recursos y Objetivos Políticos

• Recursos y Objetivos:
  España dispone de uno de los mejores recursos solares y eólicos de Europa.28 El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2023-2030 refleja esta ventaja estableciendo objetivos muy ambiciosos: alcanzar un 81% de generación eléctrica renovable para 2030, lo que implica instalar capacidades masivas de 62 GW de eólica (incluyendo 3 GW de marina flotante), 76 GW de solar fotovoltaica (de los cuales 19 GW en autoconsumo), mantener 4,8 GW de termosolar, y desplegar 22,5 GW de almacenamiento energético y 12 GW de capacidad de electrólisis para hidrógeno verde.49 Estos objetivos representan un aumento significativo de la ambición respecto al PNIEC anterior 81 y sitúan a España en la vanguardia de la transición energética europea, alineándose con los objetivos de paquetes como REPowerEU y Fit for 55.58
  La magnitud de estos objetivos del PNIEC es considerable. Alcanzarlos requeriría mantener e incluso acelerar el ritmo récord de instalación de renovables observado en años recientes ⁵³, necesitando añadir más de 10 GW de nueva capacidad renovable anualmente durante el resto de la década. Si bien el potencial técnico y la competitividad económica de las tecnologías existen, la consecución de estas metas en el plazo establecido representa un desafío práctico formidable ²⁸, condicionado por la superación efectiva de las barreras existentes en materia de redes, almacenamiento y tramitación administrativa.

5.2. Inversiones y Desarrollo Industrial

• Necesidades de Inversión y Cadena de Valor:
  Cumplir los objetivos del PNIEC exigirá movilizar ingentes volúmenes de inversión, estimados en cientos de miles de millones de euros para el periodo 2021-2030 (el PNIEC anterior estimaba 236.000 millones 58), tanto en nuevas plantas de generación como, crucialmente, en almacenamiento y redes. Actualmente existe una importante cartera de proyectos en desarrollo, con inversiones anunciadas que superan los 17.000 millones de euros 54, apoyadas por financiación europea (fondos NextGenEU, préstamos del BEI 83) y programas nacionales de ayuda.82
  Este esfuerzo inversor abre la oportunidad de consolidar y expandir una cadena de valor industrial renovable en España. Existen ya capacidades significativas en ingeniería, construcción y operación, y un creciente interés en potenciar la fabricación nacional de componentes clave, como demuestra el programa de ayudas a la manufactura de equipos fotovoltaicos.⁸⁴ El desarrollo de la eólica marina flotante, donde España tiene potencial para ser pionera, representa otra vía importante para la creación de valor industrial.⁴⁵
• Beneficios Socioeconómicos:
  El despliegue masivo de renovables se proyecta como un importante motor de creación de empleo, con estimaciones que superan el medio millón de puestos de trabajo asociados al PNIEC.49 El sector fotovoltaico por sí solo ya sostenía cerca de 200.000 empleos (directos, indirectos e inducidos) en 2022.85 Además, gran parte de estas inversiones se localizan en regiones rurales o afectadas por la descarbonización (zonas de Transición Justa), ofreciendo oportunidades para el desarrollo económico local, la cohesión territorial y la lucha contra la despoblación.54
  El éxito de la estrategia renovable española, con un objetivo del 81% de generación variable para 2030, está intrínsecamente ligado al despliegue paralelo de sistemas de almacenamiento a gran escala. El objetivo de 22,5 GW fijado en el PNIEC ⁴⁹ es fundamental para gestionar la intermitencia inherente de la solar y la eólica, garantizar la seguridad del suministro en todo momento, evitar el desperdicio de energía renovable (vertidos) en momentos de alta producción y baja demanda, y maximizar el valor económico de la generación limpia. Por ello, el desarrollo de un marco regulatorio estable y atractivo para las diferentes tecnologías de almacenamiento (bombeo hidráulico ⁸⁶, baterías a gran escala -BESS- ²⁷, almacenamiento térmico, hidrógeno verde) es tan crítico como el fomento de la propia generación renovable.

5.3. Obstáculos y Desafíos

A pesar del enorme potencial, la transición energética española enfrenta barreras significativas:

• Infraestructura de Red: La red eléctrica actual no está dimensionada para integrar y gestionar los volúmenes masivos de generación renovable distribuida previstos. Se requiere una expansión y modernización sin precedentes de las redes de transporte y distribución, incluyendo el desarrollo de redes más inteligentes (smart grids) capaces de gestionar flujos bidireccionales y la creciente electrificación de la demanda.²⁷
• Tramitación Administrativa: Los procesos para obtener permisos ambientales y administrativos para nuevos proyectos renovables y de red son a menudo largos, complejos y fragmentados entre diferentes administraciones, lo que genera retrasos e incertidumbre para los promotores. La simplificación, digitalización y coordinación de estos trámites (posiblemente mediante ventanillas únicas) es esencial.⁷⁶
• Aceptación Social y Ordenación Territorial: La instalación de grandes parques eólicos o solares, así como las nuevas líneas eléctricas, puede generar oposición local debido a su impacto paisajístico, ambiental o en otros usos del suelo. Es crucial una planificación territorial integrada que identifique las zonas más adecuadas, minimice los impactos y asegure que las comunidades locales perciban beneficios tangibles de la transición energética.⁷⁶
• Financiación: Aunque existen fondos europeos y un creciente interés inversor, la magnitud de la inversión requerida exige asegurar la movilización continua de capital privado y público en un entorno macroeconómico que puede ser volátil.⁵⁴
• Integración de Mercado: Un sistema con predominancia de generación de coste marginal cero requiere adaptar los diseños de mercado para asegurar la recuperación de costes de inversión, incentivar la flexibilidad (respuesta de la demanda, almacenamiento) y gestionar eficientemente la congestión en las redes.⁶
  La superación de estos obstáculos no depende únicamente de la acción del gobierno central, sino que exige una colaboración y coordinación estrecha y efectiva entre todas las administraciones implicadas: nacional, autonómica y local. La fragmentación de competencias en áreas clave como la ordenación del territorio, la evaluación ambiental o los permisos de construcción puede generar cuellos de botella significativos si no existe una visión compartida y mecanismos de gobernanza ágiles.⁷⁶ La falta de alineación o la duplicidad de trámites entre diferentes niveles administrativos ha sido identificada como una barrera relevante que puede ralentizar considerablemente el ritmo de despliegue necesario para cumplir los ambiciosos objetivos del PNIEC.

6. Conclusiones y Recomendaciones Estratégicas

• Síntesis de Hallazgos:
  El análisis comparativo entre España y Francia evidencia dos modelos energéticos en transición con fortalezas y debilidades distintas. Francia se apoya en su parque nuclear existente, que ofrece una base de generación baja en carbono, pero enfrenta altos costes y riesgos asociados a la extensión de vida y, sobre todo, a la construcción de nuevos reactores EPR2. España, por su parte, apuesta por un rápido despliegue de energías renovables (solar y eólica) con costes de generación (LCOE) muy competitivos a nivel mundial, pero que requieren inversiones masivas en redes y almacenamiento para gestionar su intermitencia. Los precios finales al consumidor en ambos países reflejan no solo estos costes de generación, sino también de forma crucial los costes de red y las políticas fiscales y regulatorias. La capacidad de España para exportar su energía renovable es actualmente limitada por la insuficiente capacidad de interconexión con Francia, aunque existe un claro potencial económico basado en la competitividad de costes. El desarrollo de una gran industria renovable en España es viable y está respaldado por objetivos políticos ambiciosos, pero condicionado a la superación de importantes barreras infraestructurales y administrativas.
• Viabilidad de la Exportación Española:
  La exportación competitiva de energía renovable española a Francia y Europa es viable a medio y largo plazo, fundamentada en el diferencial de costes de generación favorable a las renovables españolas. Sin embargo, su materialización a gran escala depende críticamente de la ejecución exitosa de los proyectos de refuerzo de las interconexiones, como el del Golfo de Bizkaia. A corto plazo, la congestión frecuente limita severamente los volúmenes exportables. Además, se requiere el desarrollo paralelo de sistemas de almacenamiento en España para poder ofrecer energía firme y gestionable a los mercados vecinos.
• Viabilidad de la Industria Renovable Española:
  España posee todos los elementos necesarios (recursos naturales, tecnología competitiva, apoyo político) para consolidarse como una potencia energética renovable líder en Europa. El PNIEC 2023-2030 marca una hoja de ruta clara y ambiciosa. No obstante, la consecución de estos objetivos y la plena realización del potencial industrial asociado no están garantizadas. Dependerán de la capacidad del país para movilizar las inversiones necesarias, agilizar drásticamente los procesos administrativos, desarrollar la infraestructura de red y almacenamiento requerida, y gestionar adecuadamente los impactos sociales y territoriales de esta profunda transformación.
• Recomendaciones Estratégicas (para España):

1. Acelerar Interconexiones: Otorgar máxima prioridad política y administrativa a la finalización del proyecto del Golfo de Bizkaia y planificar activamente futuros refuerzos con Francia y Portugal, buscando mecanismos de financiación europeos.
2. Impulsar el Almacenamiento: Desplegar urgentemente un marco regulatorio completo, estable y atractivo que incentive la inversión en diversas tecnologías de almacenamiento (baterías, bombeo, almacenamiento térmico, hidrógeno verde) y permita su participación rentable en los mercados de energía y servicios auxiliares.
3. Agilizar Tramitación: Implementar reformas profundas para simplificar, digitalizar y acortar los plazos de los procedimientos de autorización de proyectos renovables y de red, mejorando la coordinación entre administraciones y estableciendo, si es posible, ventanillas únicas.
4. Planificar y Reforzar la Red: Desarrollar y ejecutar un plan de inversión masivo y anticipatorio en la red de transporte y distribución, coordinado con los objetivos de despliegue renovable y electrificación de la demanda, utilizando herramientas de planificación avanzadas.
5. Fomentar Cadena de Valor: Apoyar el desarrollo de capacidades industriales nacionales en segmentos estratégicos de la cadena de valor renovable (fabricación de equipos, componentes para eólica flotante, tecnología de almacenamiento) a través de políticas industriales y de I+D+i.
6. Adaptar el Mercado: Evolucionar el diseño del mercado eléctrico para remunerar adecuadamente la flexibilidad y la firmeza en un sistema con alta penetración renovable, desarrollando mercados de capacidad y servicios complementarios, y mejorando la gestión de las congestiones.

• Recomendaciones Estratégicas (Perspectiva Europea):

1. Planificación y Financiación Coordinada: Reforzar el papel de ENTSO-E en la planificación de la red transeuropea (TYNDP) y asegurar mecanismos de financiación europeos (como los fondos CEF-Energy) adecuados para acelerar los Proyectos de Interés Común (PIC) identificados como críticos.
2. Armonización de Mercados: Profundizar en la integración de los mercados eléctricos europeos, armonizando las reglas de operación, los productos de mercado y los marcos regulatorios nacionales para eliminar barreras al comercio transfronterizo eficiente de electricidad y flexibilidad.
3. Reparto Justo de Costes y Beneficios: Diseñar e implementar mecanismos transparentes y equitativos para asignar los costes de las nuevas interconexiones y distribuir sus beneficios (incluyendo las rentas de congestión) entre los países conectados, asegurando que los beneficios sistémicos se traduzcan en ventajas para todos los consumidores europeos y se mitiguen los posibles impactos negativos a nivel nacional.

Obras citadas

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83. Spain renewables projects strengthen Europe energy autonomy, fecha de acceso: mayo 8, 2025, https://www.eib.org/en/stories/renewable-energy-autonomy-spain
84. Spain allocates more than €210 million to solar PV manufacturing, fecha de acceso: mayo 8, 2025, https://www.pv-tech.org/spain-allocates-more-than-e210-million-to-solar-pv-manufacturing/
85. informe anual unef 2023 – Energía Estratégica España, fecha de acceso: mayo 8, 2025, https://energiaestrategica.es/wp-content/uploads/2023/09/INFORME-ANUAL-23-UNEF.pdf
86. Generación | Red Eléctrica, fecha de acceso: mayo 8, 2025, https://www.ree.es/es/datos/generacion