Impuestos sobre la generación: IVPEE, nucleares y canon hidráulico
Las centrales pagan además impuestos que no se ven en el recibo pero forman parte de su coste. Casi todos nacieron con la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética, aprobada por el Gobierno de Rajoy para frenar el déficit de tarifa:
- El impuesto sobre el valor de la producción de energía eléctrica (IVPEE), del 7 % de lo que cobra cada central por la electricidad que vierte a la red, sea cual sea su tecnología. Su recaudación se destina a financiar costes del sistema eléctrico. Los Gobiernos lo han rebajado en las crisis de precios: en 2026 tuvo bases reducidas por la guerra de Irán (un 10 % en el primer trimestre, el 100 % en el segundo, el 30 % en el tercero y el 40 % en el cuarto). El Real Decreto-ley 18/2026, convalidado por el Congreso en julio, lo baja al 3,5 % en 2027 y al 0 % desde 2028, con el argumento de que ya no hará falta para pagar el déficit.
- Dos impuestos nucleares: uno sobre la producción de combustible nuclear gastado y residuos radiactivos (2.190 euros por kilo de metal pesado y 6.000 euros por metro cúbico de residuos de baja y media actividad) y otro sobre su almacenamiento en instalaciones centralizadas (70 euros por kilo de combustible gastado). Son distintos de la tasa de Enresa.
- El canon por utilización de las aguas continentales para producir electricidad (el «canon hidráulico»), del 22 % del valor de la energía producida en las centrales hidroeléctricas de concesión estatal, con una rebaja del 90 % para las de 50 MW o menos y para las de bombeo. Lo liquida el organismo de cuenca, que se queda el 2 %; el resto va al Tesoro (artículo 112 bis de la Ley de Aguas).
A ellos se suma la tasa de Enresa, que pagan las nucleares para costear la gestión de sus residuos y su desmantelamiento (se explica abajo), y tributos autonómicos que varían según la comunidad. Según el sector nuclear, las centrales pagaban en 2024 una media de unos 18 euros por MWh en impuestos más 10,3 por la tasa de Enresa, cifras que publicó El Debate en noviembre de 2024 y que no proceden de una fuente oficial.
Cuánto recaudan y adónde va el dinero
La base del IVPEE es todo lo que cobra la central, incluida la retribución regulada de las renovables, con pagos fraccionados cada trimestre. Los Presupuestos transfieren al sistema eléctrico un importe equivalente a lo recaudado por los tributos de la Ley 15/2012 para pagar las primas a las renovables (disposición adicional segunda), así que cada suspensión abre un agujero que cubren el Tesoro, los cargos de la factura o el superávit de años anteriores.
| Año | Situación del IVPEE | Ingresos del sistema por los tributos de la Ley 15/2012 |
|---|---|---|
| 2022 | Suspendido desde julio de 2021; el Tesoro compensó lo no recaudado | 3.721 millones |
| 2023 | Suspendido, sin compensación | 543 millones (solo nucleares, canon hidráulico e hidrocarburos) |
| 2024 | Base reducida un 50 % el primer trimestre y un 25 % el segundo; 7 % desde julio | 1.385 millones (previsión) |
Fuente: Diego Rodríguez, «El equilibrio financiero del sector eléctrico y la desaparición del impuesto de generación», Fedea, enero de 2025, con datos de la CNMC.
En 2025 el impuesto se cobró completo todo el año: entre enero y abril aportó 471 millones (Artículo14, 5 de junio de 2025).
Quién lo paga en realidad
Lo ingresan las eléctricas, pero las centrales lo suman a su oferta en el mercado mayorista, así que llega al consumidor dentro del precio de la energía; el Gobierno justificó la suspensión, aprobada en junio de 2021 (Real Decreto-ley 12/2021) y prorrogada después, en que así los productores podrían «ofertar precios más competitivos». Diego Rodríguez (Fedea) lo llama un tributo «circular», que esconde en el precio parte del coste del sistema, encarece la electricidad española frente a la importada de Francia y Portugal, donde no existe, y reparte el coste por igual en todas las horas; propuso sustituirlo por cargos. Según sus cálculos con datos de 2023, un 34 % procedería de los pequeños consumidores.
El gas: TUR, Enagás, regasificadoras y GNL
El mercado del gas se organiza como el eléctrico: la venta está liberalizada, pero las redes son reguladas. La tarifa de último recurso (TUR) es el equivalente al PVPC: un precio máximo que fija y revisa el Gobierno, al que pueden acogerse los pequeños consumidores según su consumo anual y que solo ofrecen las comercializadoras de último recurso (Ley 34/1998 del Sector de Hidrocarburos). Enagás es el gestor técnico del sistema gasista y propietaria de buena parte de los gasoductos de transporte y de varias plantas de regasificación.
Enagás y las regasificadoras
Enagás es una empresa cotizada en la que la SEPI conserva un 5 %; como gestor técnico equilibra cada día la red, y como transportista cobra una retribución que fija la CNMC. Es dueña de las regasificadoras de Barcelona, Cartagena y Huelva y accionista mayoritaria de las de Gijón (el Musel, 75 %), Bilbao (50 %) y Sagunto (72,5 %); la de Mugardos (A Coruña) es de Reganosa. Es el mayor parque de la UE, aunque su uso medio ha sido bajo: un 34 % de la capacidad en quince años, según el instituto IEEFA, crítico con la expansión del gas.
Del MidCat al H2Med
Con la guerra de Ucrania, España y Alemania reclamaron el MidCat, un gasoducto por Cataluña hacia Francia que los reguladores de ambos países rechazaron en 2019. Francia se opuso de nuevo por su coste, y el 20 de octubre de 2022 Pedro Sánchez, Emmanuel Macron y António Costa lo sustituyeron por el H2Med, un corredor de hidrógeno verde: el BarMar, tubo submarino entre Barcelona y Marsella, y el CelZa, entre Celorico da Beira y Zamora. Alemania se sumó en enero de 2023 y la UE lo declaró proyecto de interés común. Según sus promotores (Enagás, GRTgaz, Teréga, REN y OGE), costará 2.850 millones, transportará 2 millones de toneladas al año y operará en 2032; el BarMar pasó a ingeniería de detalle en julio de 2026.
España casi no produce gas y lo importa por dos vías. Por gasoducto desde Argelia (el Medgaz, directo a Almería) y por las conexiones con Francia y Portugal, y por barco como gas natural licuado (GNL), gas enfriado a 162 grados bajo cero que las regasificadoras devuelven a estado gaseoso. En 2025 España importó 371.727 GWh, el 66,7 % como GNL; Argelia aportó el 34,6 %, Estados Unidos el 30,0 % y Rusia el 11,5 %, según CORES, la corporación pública de reservas estratégicas. Las regasificadoras y la dependencia exterior se explican en seguridad energética; el precio del gas, como el del petróleo y los carburantes, se forma en mercados internacionales, explicados en geopolítica del petróleo.