Acosada por decenas de procedimientos internacionales, España —y en última instancia sus ciudadanos— se enfrenta a tener que pagar sumas millonarias por las demandas contra el recorte de las ayudas a las renovables decretadas durante el Gobierno de José Luis Rodríguez Zapatero. Lo que comenzó como obligaciones sobre el papel ya se traduce en embargos de bienes y pagos del Estado en el extranjero.
«La situación actual proviene de una regulación extremadamente generosa con las renovables que generó una burbuja», declaró a The Epoch times España el economista Daniel Lacalle.
«La respuesta del Gobierno fue revisar la normativa para limitar el coste de las tarifas, que llegó a cifras millonarias en torno a 2013-2014. Entre las medidas adoptadas se incluyó una revisión retroactiva de la remuneración a las renovables», añadió.
Más de 200 millones de euros están siendo embargados a Enaire, el gestor de la navegación aérea española, a través de los fondos que debía recibir de Eurocontrol, mientras España acumula ya 26 fallos arbitrales pendientes de pago por los recortes a las renovables. En conjunto, estas condenas suman 1492 millones de euros en indemnizaciones, a los que se añaden 393 millones en intereses de demora, costas y otros sobrecostes.
El bloqueo de fondos corresponde al caso del inversionista Eurus Energy, filial del grupo japonés Toyota, por el que el tribunal de arbitraje del Banco Mundial (CIADI) había condenado al Estado a abonar 106,2 millones de euros más intereses por los recortes a las renovables. El embargo fue solicitado en julio como garantía de cobro de la indemnización dictada bajo el amparo del CIADI y del Tratado de la Carta de la Energía.
Las autoridades confirmaron el bloqueo de 207,3 millones de euros, de los cuales 197,3 millones corresponden a la intervención de los pagos mensuales que Eurocontrol transfiere a Enaire, la entidad pública encargada de la navegación aérea en España. «La justicia belga ha confirmado a los acreedores el monto embargado a España tras la decisión judicial comunicada el pasado mes de julio», informó El Periódico de Energía el 30 de septiembre.
La presión contra España se extiende a nivel internacional. El pasado 29 de agosto, el Tribunal Federal de Australia ordenó ejecutar cuatro decisiones arbitrales valoradas en 469 millones de euros. El fallo desestimó los argumentos de inmunidad soberana presentados por el Estado y la Comisión Europea, a quienes además impuso el pago de las costas. Entre los beneficiarios figuran fondos como RREEF, 9REN, Watkins y NextEra, según El Economista. De forma paralela, en Estados Unidos, el Tribunal del Distrito de Columbia resolvió en contra de España en cinco casos consecutivos —Cube, Watkins, Antin, RREEF e Infrared— que suman alrededor de 355 millones de euros en compensaciones derivadas de decisiones arbitrales.
El origen se sitúa en 2007, cuando se implantó un generoso sistema de tarifas fijas y primas a las renovables que, para 2013, había disparado el déficit eléctrico acumulado hasta cerca de 29 000 millones de euros, una carga que los ciudadanos siguen pagando en su factura con intereses añadidos. Ese mismo año, el Ejecutivo recortó de forma drástica estas ayudas aplicables «para toda la vida útil» de las instalaciones, y con ello abrió la puerta a la avalancha de litigios internacionales.
Lacalle explica que «muchos fondos de inversión habían invertido de manera agresiva en ese marco tan favorable. Cuando el Gobierno cambió las reglas, esos fondos llevaron al Estado a los arbitrajes internacionales, alegando que el cambio retroactivo era injusto».
Citando un ejemplo de lo que está ocurriendo: Es como el caso de una planta solar que tiene una una vida útil de 10 a 12 años y se encuentra con una regulación que dice que va a recibir un 7 % anual de rentabilidad por esa inversión, pero en el cuarto año o en el tercer año le dicen que «no vas a recibir un 7 %». Recibirá menos. Aunque afecta a sus ingresos futuros, de acuerdo a la normativa se considera retroactivo.
«España ganó algunos de esos arbitrajes y perdió otros. En los que perdió, debía compensar [a los inversores] con cantidades significativas, pero el actual Gobierno de Sánchez decidió no pagarles, confiando en lograr acuerdos puntuales con los fondos. Como no hubo negociación, esos fondos han recurrido al embargo de bienes del Estado español en el extranjero», dijo Lacalle.
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Los tribunales arbitrales han dictado sentencias millonarias a favor de los inversores, amparados en el Tratado sobre la Carta de la Energía (TCE), que permite demandar a los Estados ante paneles internacionales. En 2024, «los legisladores europeos votaron para escapar del tratado» que habilitaba a las compañías a reclamar por políticas climáticas, y la Unión Europea ha decidido abandonar el TCE para reducir ese riesgo en el futuro.
Eurus Energy contaba con inversiones en 21 parques eólicos en España, a través de sociedades vehículo participadas indirectamente por Eurus Europe.
RREEF posee participaciones en plantas solares termosolares en Andalucía —entre ellas Andasol-1 y Andasol-2— además de intereses en varios parques eólicos. En su caso, el CIADI reconoció a los inversores una indemnización de 59,6 millones de euros más intereses, aunque la orden sigue pendiente de ejecución. Otra empresa, Antin Infrastructure, tenía participaciones del 45 % en plantas termosolares como Andasol-3 y Solaben 2 y 3, situadas también en la provincia de Granada.
Las ayudas
En 2007, el Gobierno español aprobó un sistema de primas para las renovables mediante los reales decretos 661/2007, 1578/2008 y 6/2009, en línea con una Directiva europea de 2001. La idea era impulsar la energía limpia ofreciendo a las empresas tarifas fijas o primas garantizadas. Pero, según subraya la Comisión Europea, España nunca notificó este régimen a Bruselas ni se sometió al control de ayudas estatales.
El Real Decreto 661 fue especialmente generoso, ya que garantizaba ingresos estables durante la vida útil de las instalaciones, lo que atrajo inversiones, pero también abrió la puerta al conflicto jurídico que arrastra el Estado.
La rentabilidad de la energía solar termoeléctrica se fijó en hasta el 8 % para las instalaciones que eligieron la tarifa y entre el 7 % y el 11 % para quienes participasen en el mercado mayorista y recibiesen una prima, según la Comisión Europea.
Además, las instalaciones de energía solar de concentración tenían derecho a recibir la tarifa o prima del régimen de 2007, también por la electricidad producida a partir de combustibles fósiles o gas natural, cuando se combinasen con fuentes de energía renovables. Lo que se eliminó en 2012.
El déficit eléctrico y los bonos FADE, una deuda que pagan todos los consumidores
El sistema eléctrico español comenzó a acumular déficit tarifario ya a comienzos de los 2000, y este se disparó tras el decreto de 2007. Año tras año, los costes regulados —incluida la financiación de las redes de transporte y distribución, las primas y otros cargos del sistema— superaban los ingresos recaudados mediante los peajes de acceso en la factura eléctrica.
Para cubrir ese agujero, el sistema se endeudaba y en 2009 se creó el Fondo de Amortización del Déficit Eléctrico (FADE) mediante el Real Decreto-ley 6/2009. A partir de 2010, el fondo comenzó a emitir bonos en los mercados financieros y los inversores que adquirieron esos títulos cobraron intereses. El coste de su devolución recayó finalmente sobre los consumidores a través de los recibos de la luz.
A 31 de diciembre de 2024, la deuda pendiente del sistema –que alcanzó cerca de 29 000 millones de euros en 2013–, se había reducido a 5727 millones de euros (el 81,6 % en bonos FADE). En 2025, los usuarios en las boletas eléctricas deberán pagar una anualidad estimada en 2390 millones de euros, con un coste medio del 3,498 % de interés. La extinción de la deuda se prevé para 2028, según la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
«La Retribución Razonable»
En 2013, España reformó el sistema de apoyo a las renovables creado en 2007, en el marco de la segunda Directiva europea de energías renovables (2009/28/CE), un esquema que más tarde fue autorizado por la Comisión Europea en 2017.
Las reformas introducidas entre 2010 y 2014 pusieron fin al modelo de tarifas fijas y primas garantizadas y lo sustituyeron por la denominada «Retribución Razonable», un nuevo sistema en el que la rentabilidad se calculaba en función de los costes estándar de inversión y operación de cada tecnología. Esto supuso cambiar la retribución a mitad de la vida útil de muchas instalaciones, alterando de manera retroactiva las condiciones iniciales.
Para el país, «la rentabilidad que se había puesto a esos proyectos no tenía sentido en un entorno en el que estaban bajando de manera consistente los tipos de interés y en el que además la eficiencia de los proyectos era mayor», declaró Lacalle, añadiendo que «el gobierno propuso una pérdida de rentabilidad de todos los operadores, pero muchos fondos de inversión no aceptaron».
«Algunos de esos juicios, de esos de esos casos de arbitraje se ganaron, otros se perdieron. Los que se perdieron se tenía que haber remunerado a los fondos de inversión con cantidades significativas, pero el gobierno de España actual, de Pedro Sánchez, decidió no pagar esos arbitrajes pensando que habría algún tipo de negociación y lo que ha ocurrido es que esos fondos se han negado a la negociación».
En el caso de Antin Infrastructure, el fondo francés alegó que los cambios normativos adoptados a partir de 2013 causaron un grave perjuicio económico y vulneraron las obligaciones asumidas en el Tratado sobre la Carta de la Energía, especialmente el principio de trato justo y equitativo recogido en su artículo 10. Por ello, la compañía acudió en noviembre de 2013 al tribunal arbitral del Banco Mundial (CIADI).
De nada sirvió que la Comisión Europea interviniera para marcar su línea política en el tema, en la que tanto en 2021 y en 2025 reafirmó que «España estaba obligada a anular el laudo y no puede considerarse obligada a pagar».
«Es muy importante entender la diferencia entre un arbitraje, un juicio y una negociación. Un arbitraje es un mecanismo no judicial por el cual dos partes en conflicto se someten a un análisis de un equipo independiente con el objetivo de que este decida aceptarlo. No tiene nada que ver con negociación», señaló Lacalle.
«El gobierno español consideraba que esos casos de arbitraje que se habían perdido se podrían negociar con acuerdos […] Esa es la parte que ha llevado a que se hayan encontrado ante esos embargos. Esas negociaciones al final no resultaron y se llegó el embargo».
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España comienza a abonar algunos fallos
España ya ha comenzado a abonar algunos fallos en su contra. En junio de 2025 pagó por primera vez íntegramente una sentencia internacional del CIADI, indemnizando a la japonesa JGC Holdings Corporation con 32 millones de euros (23,5 millones más intereses) por su inversión en dos plantas termosolares.
«Por primera vez, los inversores han recibido los fondos adjudicados por un fallo arbitral del Banco Mundial relacionado con inversiones verdes en España (…) y sigue habiendo otros 26 fallos dictados en contra del Reino que serán ejecutados en los tribunales de todo el mundo, en caso de no ser abonados», advirtió Matthew D. McGill, socio del despacho Gibson Dunn, que representa a varios fondos en EE. UU.
Un mercado eléctrico regulado y dominado por las grandes compañías
Esto sucede con un sistema eléctrico español donde las principales empresas figuran en toda la escala del sistema, incluso en la regulación de precios.
Esto arranca en quienes generan la luz (incluidas las centrales eólicas y solares de Acciona o Iberdrola, hidráulicas de Endesa, ciclos combinados de Naturgy o Repsol) y termina en quienes la consumimos en casa o en la empresa.
En medio están las distribuidoras (como Endesa Distribución, i-DE de Iberdrola, UFD de Naturgy, E-Redes), dueñas de los cables y contadores que llevan la electricidad, y las comercializadoras (como Endesa, Iberdrola, Naturgy, TotalEnergies, Holaluz, Repsol), que son con quien se firma el contrato y quien cobran a los consumidores cada mes.
En la factura se pagan dos grandes cosas: la energía consumida y los «peajes» y cargos que equivalen a los costes comunes del sistema, entre ellos, la gestión de precios de OMI a través del Operador del Mercado Ibérico de la Energía-Polo Español (OMIE); la red de alta tensión gestionada por REE (Red Eléctrica de España); y el ente regulador, la CNMC.
Los precios de la energía se determinan en una subasta horaria gestionada dentro del Grupo OMI, en la que se fija como referencia el último precio —el más alto— necesario para cubrir toda la demanda.
Imaginemos que en una hora concreta la demanda es de 300 MWh y una central hidráulica ofrece 100 MWh a 50 €/MWh, una planta solar a 60 €/MWh y un ciclo combinado de gas ofrece 100 MWh a 90 €/MWh. Para cubrir la demanda, el operador acepta las tres ofertas y el precio final que se paga no es un promedio, sino el de la última central que entra para cubrir la demanda: en este caso, 90 €/MWh.
Hasta 2023, quienes se acogían al Precio Voluntario al Pequeño Consumidor pagaban directamente el precio mayorista hora a hora, un valor más sensible a picos y subidas repentinas. Esta fórmula permitiría recaudar más a costa de esta volatilidad.
Desde el 1 de enero de 2024 el Gobierno incorporó los precios a plazo (25 % en 2024, 40 % en 2025 y 55 % en 2026).
OMI se estructura en dos sociedades tenedoras de acciones, OMEL y OMIP. Como accionistas de OMEL, entre otros, figuran las cuatro grandes eléctricas —Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP España— con el 5 % cada una, junto a otros industriales, entre ellos Acciona Generación 5 %, AELEC 3,14 %, Repsol Petróleo 2,58 %, Repsol Renovables 2,43 %, Viesgo Infraestructuras 2,58 %, SAMCA 4,28 %) y con participaciones relevantes de REN 10 % y OMIP 9,99 % y grandes bancos. Algo similar ocurre en el caso de OMIP.
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