La seguridad energética es, en la definición de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), «la disponibilidad ininterrumpida de fuentes de energía a un precio asequible». Tiene tres caras: que la energía llegue (suministro), que se pueda pagar (precio) y que el sistema aguante un golpe (resiliencia). España produce ya el 55,5 % de su electricidad con renovables, pero importa el 68,4 % de toda la energía que consume, casi toda en forma de petróleo y gas, y en 2025 el 11,5 % de su gas seguía llegando de Rusia.
Importa ahora por dos fechas: el 28 de abril de 2025, cuando un apagón dejó sin luz a toda la península, y el 28 de febrero de 2026, cuando la guerra de Irán cerró el estrecho de Ormuz y llevó el barril de Brent por encima de los 117 dólares en octubre. La primera puso a prueba el sistema eléctrico; la segunda, la factura de las importaciones. Entre medias, el Gobierno prorrogó la central nuclear de Almaraz hasta 2030.
Qué significa seguridad energética
Conviene separar dos cosas que se confunden: la electricidad y la energía. La electricidad es menos de una cuarta parte de la energía final que consume España; el resto es el gasóleo de los camiones, el queroseno de los aviones, el gas de las calderas y de las fábricas. Un país puede tener la electricidad más limpia de Europa y seguir dependiendo del exterior para moverse y calentarse. Por eso la dependencia energética se mide sobre el total: importaciones netas divididas por consumo interior bruto.
La seguridad energética incluye también las reservas estratégicas (España obliga a mantener existencias de productos petrolíferos para 92 días de consumo, y en marzo de 2026 los países de la AIE liberaron 400 millones de barriles, la mayor salida de su historia, para amortiguar el cierre de Ormuz) y la resiliencia del sistema: interconexiones, almacenamiento y capacidad de reponer el servicio tras un fallo, la lección del 28 de abril.
España: mix eléctrico y dependencia exterior
| Fuente | Cuota de la generación eléctrica en 2025 |
|---|---|
| Eólica | 21,6 % |
| Nuclear | 19,0 % |
| Solar fotovoltaica | 18,4 % |
| Ciclo combinado (gas) | 16,8 % |
| Hidráulica | 12,4 % |
| Resto (cogeneración, solar térmica, carbón y otras) | 11,8 % |
| Total renovables | 55,5 % (56,6 % con autoconsumo) |
Fuente: Red Eléctrica, El sistema eléctrico español en 2025 (11 de marzo de 2026); la demanda fue de 256.086 GWh (+2,8 %) y España exportó electricidad por cuarto año consecutivo.
El parque de generación alcanzó 142,5 GW a finales de 2025, con 10 GW renovables más que en 2024. Esa es la parte buena. La otra: la dependencia energética global fue del 68,4 % en 2024, según los datos del Ministerio para la Transición Ecológica, y el petróleo y el gas suman el 97 % de las importaciones energéticas. En la UE, la media de renovables en la electricidad fue del 47,2 % en 2025 y el 88 % del gas que circuló por las redes europeas fue importado, según Eurostat.
Gas: Argelia, el GNL de Estados Unidos y el fin del gasoducto del Magreb
España importó 371.727 GWh de gas natural en 2025, un 9,6 % más que en 2024, y dos tercios (66,7 %) llegaron como gas natural licuado (GNL): gas enfriado a 162 grados bajo cero y transportado en barco, que se vuelve a gasificar en las siete plantas de regasificación del país, la mayor red de la UE. Argelia fue el primer proveedor (34,6 %), seguida de Estados Unidos (30,0 %), Rusia (11,5 %) y Nigeria (7,3 %), según CORES. El gas argelino entra por el gasoducto Medgaz, directo a Almería; el gasoducto Magreb-Europa, que cruzaba Marruecos, dejó de operar el 31 de octubre de 2021 cuando Argelia rompió con Rabat. La crisis de 2022, cuando Argel suspendió el tratado de amistad con España por el giro de Pedro Sánchez sobre el Sáhara Occidental, no cortó el gas, pero sí el comercio durante dos años.
El GNL estadounidense, que apenas contaba antes de 2022, es hoy el segundo proveedor, y lo será más: en el acuerdo comercial de Turnberry (27 de julio de 2025), la UE aceptó un arancel del 15 % y se comprometió a comprar energía estadounidense por 750.000 millones de dólares hasta 2028. El gas ruso, que la UE quiere eliminar antes de que acabe 2027, cayó un 41 % en 2025, pero sigue siendo el tercero. La guerra de Irán añadió el riesgo que faltaba: Catar perdió el 17 % de su capacidad de exportación de GNL durante tres a cinco años por los ataques iraníes, según dijo su ministro de Energía a Reuters, y la AIE calculó que el cierre de Ormuz retiró cerca del 20 % de la oferta mundial de gas licuado.
Nuclear: el calendario de cierre y la prórroga de Almaraz
España tiene siete reactores en cinco centrales (Almaraz, Ascó, Cofrentes, Trillo y Vandellós II) que produjeron el 19 % de la electricidad en 2025. El calendario pactado en 2019 entre las eléctricas y Enresa, la empresa pública de residuos, prevé cerrarlos entre 2027 y 2035, empezando por Almaraz I (noviembre de 2027) y Almaraz II (octubre de 2028). Ese calendario entró en el debate tras el apagón: Alberto Núñez Feijóo pidió revisarlo y el PP y Vox lo han convertido en bandera, mientras el Gobierno repetía que ninguna empresa había pedido prorrogar nada.
Las empresas lo pidieron a finales de 2025. Iberdrola (53 % de Almaraz) y Endesa (36 %) querían diez años; Naturgy (11 %) se opuso y, como la comunidad de bienes decide por unanimidad, la solicitud se quedó en una prórroga hasta junio de 2030. El Consejo de Seguridad Nuclear informó favorablemente, con condiciones, el 16 de julio de 2026, y el Gobierno aceptó: la Orden TED/864/2026, de 12 de agosto, publicada en el BOE el 14, autoriza la explotación hasta el 8 de junio de 2030 (31 meses más para la unidad I y 19 para la II). El Ministerio la llamó «una extensión limitada y de carácter coyuntural», dijo que no tendrá coste para los consumidores y mantuvo 2035 como fecha final del parque nuclear; la decisión se aparta del acuerdo de coalición entre PSOE y Sumar, como señaló PV Magazine. Las organizaciones ecologistas, que habían pedido mantener el calendario, la rechazan. Las eléctricas reclaman además bajar la tasa que financia a Enresa y los impuestos autonómicos; el Gobierno responde que el cierre lo pactaron ellas.
Uranio: Kazajistán, Rusia y Níger
| País | Producción de uranio en 2024 (t) | Cuota |
|---|---|---|
| Kazajistán | 23.270 | 39 % |
| Canadá | 14.309 | 24 % |
| Namibia | 7.333 | 12 % |
| Australia | 4.598 | 8 % |
| Uzbekistán | 4.000 | 7 % |
| Rusia | 2.738 | 5 % |
| Níger | 962 | 2 % |
| Mundo | 60.213 | 100 % |
Fuente: Asociación Nuclear Mundial (WNA), World Uranium Mining Production (datos de 2024).
El uranio sale de la mina como concentrado («yellowcake») y necesita dos pasos más antes de entrar en un reactor: la conversión y el enriquecimiento, y ahí está el verdadero cuello de botella. Rosatom, la empresa estatal rusa, tiene el 42,8 % de la capacidad mundial de enriquecimiento en 2025, frente al 25,4 % de la europea Urenco, el 20,3 % de la china CNNC y el 11 % de la francesa Orano, según la WNA. Estados Unidos prohibió importar uranio enriquecido ruso desde agosto de 2024, con exenciones hasta 2028, y el Reino Unido desde mayo de 2026; la UE no lo ha prohibido. Níger, proveedor histórico de Francia, nacionalizó en junio de 2025 la mina de Somaïr (Orano tenía el 63,4 %); Orano abrió cuatro arbitrajes y, en 2026, las 1.300 toneladas de concentrado almacenadas seguían sin venderse, según reconocía el propio Gobierno nigerino. España no extrae uranio desde el cierre de Saelices el Chico (Salamanca) en 2000; Enusa fabrica el combustible en Juzbado con uranio importado, y el proyecto de Retortillo quedó descartado en 2021 con un informe desfavorable del Consejo de Seguridad Nuclear.
Interconexiones y el apagón del 28 de abril de 2025
La península ibérica es una «isla energética»: la capacidad de intercambio con Francia es de 2.800 MW desde 2015, en torno al 2 % de la potencia instalada, lejos del objetivo europeo del 15 %. La interconexión por el golfo de Vizcaya, un doble cable submarino de 400 kilómetros entre Gatika (Bizkaia) y Cubnezais (Burdeos), la elevará a 5.000 MW en 2028, según Inelfe, la sociedad de Red Eléctrica y RTE.
El apagón del 28 de abril de 2025 mostró el precio de esa insularidad: a las 12:33 se perdieron 15 GW en cinco segundos, el corte duró entre 10 y 12 horas y la CEOE estimó pérdidas de 1.600 millones de euros. El comité del Gobierno concluyó el 17 de junio de 2025 que la causa fue una insuficiente capacidad de control de tensión, con una programación de centrales que Red Eléctrica no reforzó lo suficiente y plantas que no respondieron como debían; Redeia sostuvo que actuó conforme a los procedimientos y señaló a los generadores. El panel de expertos de ENTSO-E, la red europea de operadores, publicó su informe final el 20 de marzo de 2026: una combinación de oscilaciones, deficiencias en el control de tensión y desconexiones en cadena, sin un único responsable. En abril de 2026 la CNMC abrió decenas de expedientes sancionadores, uno de ellos muy grave contra Red Eléctrica, aclarando que abrirlos no atribuye la causa. El decreto «antiapagones» (Real Decreto-ley 7/2025) decayó el 22 de julio de 2025 al rechazar el Congreso su convalidación por 183 votos contra 165, con PP, Vox, Junts, Podemos y BNG en contra.
América Latina: México, Argentina y Chile
México importa la mayor parte del gas que consume por gasoducto desde Texas y ha optado por el control estatal: la reforma constitucional de octubre de 2024 garantiza a la CFE al menos el 54 % de la generación y las leyes de 2025 del Gobierno de Claudia Sheinbaum la desarrollan; la seguridad se entiende allí como soberanía frente a la inversión privada, con el riesgo de depender del gas del vecino. Argentina apuesta por lo contrario: Vaca Muerta, la segunda reserva mundial de gas no convencional según la evaluación de la agencia estadounidense EIA, atrae capital con el RIGI, e YPF promueve un proyecto de exportación de GNL que su presidente, Horacio Marín, llama «el project finance más grande de la historia de América Latina». Chile, sin petróleo ni gas, se ha volcado en el sol del desierto de Atacama y el viento: en 2025 el 66 % de su electricidad fue baja en carbono y la solar y la eólica sumaron el 38 %, según Ember, con el compromiso de cerrar el carbón antes de 2040 y el problema inverso al español: vertidos de solar que no cabe en la red.
El debate y una lectura de sentido común
El Gobierno de Pedro Sánchez sostiene que la seguridad energética se gana con renovables, porque el sol y el viento no se importan, y presenta la prórroga de Almaraz como coyuntural; el PP y Vox defienden alargar toda la vida nuclear y culpan de la factura a la política energética; las eléctricas quieren prórrogas con menos impuestos; las organizaciones ecologistas, cumplir el calendario, y la industria electrointensiva pide precios estables más que fuentes concretas. En 2022, cuando Europa buscaba gas, España lo tenía gracias a sus regasificadoras y a Argelia, y pudo aplicar la «excepción ibérica» que topó el precio del gas para generar electricidad.
Una lectura razonable: la electricidad española es hoy mayoritariamente propia y barata en las horas de sol, y el riesgo se ha desplazado al transporte y a la industria, que siguen comprando petróleo y gas a precios que fija una guerra a 6.000 kilómetros; 2026 ha costado a la UE 106.000 millones de euros extra en combustibles fósiles, según Ursula von der Leyen. Prorrogar Almaraz compra tiempo, no independencia; las interconexiones y el almacenamiento (3.427 MW a finales de 2025) protegen más contra otro 28 de abril que cualquier central, y electrificar el transporte es la única forma de bajar la dependencia del 68 %. Lo que hay que vigilar: la reapertura de Ormuz, el cable del golfo de Vizcaya en 2028, nuevas prórrogas nucleares antes de 2030 y el precio del GNL estadounidense.
Preguntas frecuentes
¿Qué es la seguridad energética? La disponibilidad ininterrumpida de energía a un precio asequible, según la AIE: suministro, precio y resistencia del sistema ante fallos.
¿De dónde importa España el gas? En 2025, de Argelia (34,6 %), Estados Unidos (30 %), Rusia (11,5 %) y Nigeria (7,3 %), dos tercios en forma de GNL, según CORES.
¿Cuándo cierran las centrales nucleares españolas? Entre 2027 y 2035 según el calendario de 2019; Almaraz ha sido prorrogada hasta el 8 de junio de 2030 por la Orden TED/864/2026.
¿De dónde sale el uranio? Kazajistán produce el 39 % del mundo y Canadá el 24 %; Rusia controla el 42,8 % de la capacidad de enriquecimiento, según la WNA.
¿Qué causó el apagón del 28 de abril de 2025? Los informes del Gobierno y de ENTSO-E apuntan a fallos en el control de tensión y desconexiones en cadena, sin un único responsable.
¿Qué es el GNL? Gas natural enfriado a 162 grados bajo cero para transportarlo en barco; supuso el 66,7 % del gas importado por España en 2025.