BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Núm. 77  Miércoles 31 de marzo de 2021  Sec. III.   Pág. 36796
III. OTRAS DISPOSICIONES
MINISTERIO PARA LA TRANSICIÓN ECOLÓGICA
Y EL RETO DEMOGRÁFICO
5106 Resolución de 25 de marzo de 2021, conjunta de la Dirección General de 
Política Energética y Minas y de la Oficina Española de Cambio Climático, por 
la que se publica el Acuerdo del Consejo de Ministros de 16 de marzo de 
2021, por el que se adopta la versión final del Plan Nacional Integrado de 
Energía y Clima 2021-2030.
El Consejo de Ministros, en su reunión del día 16 de marzo de 2021, ha aprobado el 
acuerdo por el que se adopta la versión final del Plan Nacional Integrado de Energía y 
Clima 2021-2030 (PNIEC).
De acuerdo con lo dispuesto en la Ley 21/2013, de 9 de diciembre, de Evaluación 
Ambiental, el PNIEC ha sido sometido al correspondiente procedimiento de evaluación 
ambiental estratégica.
Por su parte, en el Estudio Ambiental Estratégico se incluyen la motivación de la 
elección de la alternativa seleccionada, las medidas a adoptar por las Administraciones 
competentes y por los promotores de los proyectos que se desarrollen para implementar 
el PNIEC y el Programa de Vigilancia Ambiental.
Así, el Estudio Ambiental Estratégico actualizado incluye:
En su capítulo 6, la motivación de la elección de la alternativa seleccionada.
En su capítulo 8, las medidas preventivas y correctoras divididas en dos grandes 
bloques. Un primer bloque de medidas cuyo objetivo es mejorar la integración ambiental 
del PNIEC en un nivel estratégico a adoptar por diversos órganos de la Administración 
General del Estado y un segundo bloque en el que se proponen recomendaciones a otras 
Administraciones o entidades privadas promotores de planes regionales o proyectos 
concretos para reducir el impacto ambiental de los proyectos que deriven de su aplicación.
En su capítulo 9, el Programa de Vigilancia Ambiental.
Por otra parte, la Declaración Ambiental Estratégica amplía en su apartado 5 las 
determinaciones ambientales que, junto con las medidas ambientales y recomendaciones 
propuestas en el Plan y su Estudio, se deberán tener en cuenta durante la aplicación del 
mismo, que no supone ningún cambio en el PNIEC. Esta aplicación será objeto de 
seguimiento a través del Programa de Vigilancia Ambiental ya citado.
Una vez finalizado el análisis técnico del expediente, de conformidad con lo dispuesto 
en el artículo 25 de la Ley 21/2013, de 9 de diciembre, de Evaluación Ambiental, en 
relación con el artículo 7.1.c) del Real Decreto 500/2020, de 28 de abril, por el que se 
desarrolla la estructura orgánica básica del Ministerio para la Transición Ecológica y el 
Reto Demográfico, y se modifica el Real Decreto 139/2020, de 28 de enero, por el que se 
establece la estructura orgánica básica de los departamentos ministeriales, la Dirección 
General de Calidad y Evaluación Ambiental del Ministerio para la Transición Ecológica y el 
Reto Demográfico aprobó la Declaración Ambiental Estratégica del PNIEC por Resolución 
de 30 de diciembre de 2020 (BOE nº 9, de 11 de enero de 2021). e
El Estudio Ambiental Estratégico y la Declaración Ambiental Estratégica incluyen,  bo
como se ha señalado, la motivación de la elección de la alternativa seleccionada, las  06ww
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Acuerdo del Consejo de Ministros de 16 de marzo de 2021, por el que se adopta la versión
final del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC), la Dirección 
General de Política Energética y Minas y la Oficina Española de Cambio Climático 
resuelven:
Primero.
Disponer la publicación en el «Boletín Oficial del Estado» del Acuerdo del Consejo de 
Ministros de 16 de marzo de 2021, por el que se adopta la versión final del Plan Nacional 
Integrado de Energía y Clima 2021- 2030 (PNIEC), para general conocimiento como anexo 
a la presente resolución.
Segundo.
Publicar en la página web del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto 
Demográfico www.miteco.es el contenido del PNIEC junto a su Estudio Ambiental 
Estratégico y la Declaración Ambiental Estratégica.
Madrid, 25 de marzo de 2021.–La Directora General de la Oficina Española de Cambio 
Climático, Valvanera Ulargui Aparicio.–El Director General de Política Energética y Minas, 
Manuel García Hernández.
ANEXO
Acuerdo por el que se adopta la versión final del Plan Nacional Integrado de 
Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC)
Mediante el Acuerdo del Consejo de Ministros de 31 de marzo de 2020, se autorizó al 
Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico a comunicar a la Comisión 
Europea el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC), de 
conformidad con el artículo 3 del Reglamento (UE) 2018/1999, del Parlamento Europeo y 
del Consejo, de 11 de diciembre de 2018, sobre la gobernanza de la Unión de la Energía 
y de la Acción por el Clima.
De conformidad con lo dispuesto en la Ley 21/2013, de 9 de diciembre, de Evaluación 
Ambiental, el PNIEC ha sido sometido al correspondiente procedimiento de evaluación 
ambiental estratégica.
Durante la tramitación del procedimiento, tanto en el trámite de consultas previas como 
en la información y consulta pública realizada entre el 23 de enero y el 11 de junio de 2020, 
se presentó un nutrido grupo de observaciones de carácter técnico, las cuales han sido 
analizadas e incorporadas al estudio ambiental estratégico, mejorando notablemente la 
adecuación y exactitud de los análisis de los impactos, efectos ambientales y medidas a 
implementar. El resultado de dicho procedimiento no requirió de cambios sustantivos en 
el PNIEC objeto del Acuerdo del Consejo de Ministros de 31 de marzo de 2020. Por tanto, 
tal y como indicaba dicho Acuerdo, no fue necesario volver comunicar a la Comisión 
Europea un nuevo texto del PNIEC, pues se entendió como definitivo el enviado el 31 de 
marzo de 2020, sin requerir ningún trámite adicional.
Una vez finalizado el análisis técnico del expediente, de conformidad con lo dispuesto 
en el artículo 25 de la Ley 21/2013, de 9 de diciembre, de Evaluación Ambiental, en 
relación con el artículo 7.1.c) del Real Decreto 500/2020, de 28 de abril, por el que se 
desarrolla la estructura orgánica básica del Ministerio para la Transición Ecológica y el 
Reto Demográfico, y se modifica el Real Decreto 139/2020, de 28 de enero, por el que se  e.
establece la estructura orgánica básica de los departamentos ministeriales, la Dirección  w.
General de Calidad y Evaluación Ambiental del Ministerio para la Transición Ecológica y el  06ww
Rdee t3o0 D deem doicgireámficbore a dpero 2b0ó2 l0a  (DBeOcEla r1a1c idóen  eAnmebroie dneta 2l E02s1tr)a.tégica del PNIEC por Resolución
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de Energía y Clima de España [SWD(2020) 908 final].
Los objetivos recogidos en el PNIEC están alineados con el aumento de ambición que 
ha fijado el Consejo Europeo de 10 y 11 de diciembre de 2020, en el que se acordó un 
objetivo a 2030 de reducción de emisiones de la Unión Europea de, al menos, un 55 % 
respecto a los niveles de 1990, como senda de reducción de emisiones coherente para 
alcanzar la neutralidad climática en la Unión en 2050, en línea con los objetivos de París.
De esta manera, con arreglo al Análisis de Impacto de la Comisión Europea para 
aumentar la ambición climática a un 55 % en la Unión en 2030, la penetración de renovables 
en energía final tendría que incrementarse hasta alcanzar entre el 38 % y el 40 % para 2030, 
y la eficiencia energética entre el 36% y el 37%. El PNIEC aprobado por España ya establece 
un 42 % en renovables y 39,5 % en eficiencia para 2030. Lo mismo sucede con el objetivo 
de reducción de gases de efecto invernadero en los sectores difusos que implica una 
disminución de un 39 %, según incluye la evaluación de la Comisión sobre nuestro PNIEC, 
sobrepasando en 13 puntos la meta fijada para estos mismos sectores en el Reglamento 
(UE) 2018/842 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de mayo de 2018, sobre 
reducciones anuales vinculantes de las emisiones de gases de efecto invernadero por parte 
de los Estados miembros entre 2021 y 2030 que contribuyan a la acción por el clima, con 
objeto de cumplir los compromisos contraídos en el marco del Acuerdo de París.
El PNIEC se encuentra dentro de la senda que establece la «Estrategia a Largo Plazo 
para una Economía Española Moderna, Competitiva y Climáticamente Neutra en 2050» 
(ELP 2050), aprobada por el Acuerdo del Consejo de Ministros de 3 de noviembre de 2020.
En su virtud, el Consejo de Ministros, a propuesta de la Vicepresidenta Cuarta y 
Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, en su reunión del día 16 de 
marzo de 2021,
ACUERDA
Primero.
Adoptar la versión final del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 
(PNIEC), evaluada por la Comisión Europea el 14 de octubre de 2020, que se incluye 
como anexo.
Segundo.
El presente acuerdo se publicará en el «Boletín Oficial del Estado» mediante resolución 
de las personas titulares de las Direcciones Generales de Política Energética y Minas y de 
la Oficina Española del Cambio Climático, en su condición de órganos sustantivos a los 
efectos de lo previsto en el artículo 26 de la Ley 21/2013, de 9 de diciembre, de Evaluación 
Ambiental.
Adicionalmente, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 
publicará el contenido del PNIEC en su página web, sin perjuicio de su publicación de 
acuerdo con lo previsto en el artículo 28 del Reglamento (UE) 2018/1999, del Parlamento 
Europeo y del Consejo, de 11 de diciembre de 2018, sobre la gobernanza de la Unión de 
la Energía y de la Acción por el Clima.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
PLAN NACIONAL INTEGRADO DE ENERGÍA Y CLIMA 
2021-2030 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Marzo de 2021 
   
Índice 
PRESENTACIÓN .............................................................................................................................................................. 7 
1  SÍNTESIS Y PROCESO DE ELABORACIÓN .............................................................................................................. 11 
1.1  RESUMEN EJECUTIVO ................................................................................................................................................... 11 
1.2  PANORAMA DE LA SITUACIÓN ACTUAL ........................................................................................................................ 24 
1.2.1  Energía y Clima en la Unión Europea....................................................................................................... 24 
1.2.2  Políticas y medidas actuales en materia de energía y clima relativas a las cinco dimensiones  
de la Unión de la Energía ..................................................................................................................... 25 
2  OBJETIVOS GENERALES Y ESPECÍFICOS ............................................................................................................... 37 
2.1  DIMENSIÓN DE LA DESCARBONIZACIÓN....................................................................................................................... 37 
2.1.1  Electrificación y descarbonización del sistema energético ............................................................................................... 43 
2.1.2  Adaptación al cambio climático ....................................................................................................................................... 46 
2.1.3  De la generación a la gestión de la demanda y el almacenamiento ................................................................................ 52 
2.1.4  El papel de la ciudadanía en la transición energética ...................................................................................................... 52 
2.2  DIMENSIÓN DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA ................................................................................................................. 54 
2.2.1  Objetivo nacional de eficiencia energética a 2030 ........................................................................................................... 54 
2.2.2  Objetivo acumulado de ahorro de energía final 2030 ...................................................................................................... 56 
2.2.3  Estrategia a largo plazo de renovación de edificios ......................................................................................................... 57 
2.2.4  Objetivo de eficiencia energética en los edificios públicos ............................................................................................... 58 
2.3  DIMENSIÓN DE LA SEGURIDAD ENERGÉTICA ................................................................................................................ 60 
2.4  DIMENSIÓN DEL MERCADO INTERIOR DE LA ENERGÍA ................................................................................................. 64 
2.5  DIMENSIÓN DE INVESTIGACIÓN, INNOVACIÓN Y COMPETITIVIDAD............................................................................. 70 
2.5.1  Objetivos nacionales en I+i+c y objetivos nacionales de financiación .............................................................................. 70 
2.5.2  Objetivos específicos para tecnologías energéticas hipocarbónicas y limpias ................................................................. 73 
2.5.3  La competitividad de la economía ................................................................................................................................... 79 
3  POLÍTICAS Y MEDIDAS ........................................................................................................................................ 81 
3.1  DIMENSIÓN DE LA DESCARBONIZACIÓN....................................................................................................................... 83 
3.1.1  Medidas de promoción de las energías renovables.......................................................................................................... 83 
3.1.2  Medidas transversales de promoción de las energías renovables .................................................................................. 110 
3.1.3  Sectores sujetos al comercio de derechos de emisión .................................................................................................... 116 
3.1.4  Sectores difusos ............................................................................................................................................................. 117 
3.1.5  LULUCF (Reglamento 2018/841) .................................................................................................................................... 125 
3.1.6  Fiscalidad ....................................................................................................................................................................... 131 
3.2  DIMENSIÓN DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA ............................................................................................................... 132 
3.2.1  Medidas para el cumplimiento de la obligación de ahorro de energía. Enfoque sectorial ............................................. 132 
3.2.2  Medidas horizontales relacionadas con la eficiencia energética .................................................................................... 155 
3.2.3  Eficiencia energética en las infraestructuras de gas y electricidad ................................................................................ 162 
3.2.4  Medidas financieras ....................................................................................................................................................... 162 
3.3  DIMENSIÓN DE LA SEGURIDAD ENERGÉTICA .............................................................................................................. 164 
3.4  DIMENSIÓN DEL MERCADO INTERIOR DE LA ENERGÍA ............................................................................................... 177 
3.5  DIMENSIÓN DE INVESTIGACIÓN, INNOVACIÓN Y COMPETITIVIDAD........................................................................... 193 
3.5.1  Políticas y medidas para alcanzar los objetivos nacionales ............................................................................................ 193 
3.6  INTERRELACIONES ENTRE LAS POLÍTICAS Y MEDIDAS ................................................................................................. 207 
4  ANÁLISIS DE IMPACTO DE LAS POLÍTICAS Y MEDIDAS ...................................................................................... 211 
4.1  INTRODUCCIÓN .......................................................................................................................................................... 211 
4.2  METODOLOGÍA .......................................................................................................................................................... 211 
4.3  ESTIMACIÓN INVERSIONES DEL PNIEC 2021-2030 ..................................................................................................... 212 
4.4  RESULTADOS .............................................................................................................................................................. 213 
4.4.1  Impactos macroeconómicos .......................................................................................................................................... 214 
4.4.2  Impactos en el empleo ................................................................................................................................................... 218 
4.4.3  Impactos en las Administraciones Públicas .................................................................................................................... 220 
4.4.4  Impactos sociales ........................................................................................................................................................... 222 
4.4.5  Impactos sobre la contaminación y la salud pública ...................................................................................................... 223  e.e
4.4.6  Análisis de sensibilidad .................................................................................................................................................. 224  o
4.4.7  Conclusiones .................................................................................................................................................................. 226  w.
  06ww
  
 
ANEXO A. 
SITUACIÓN ACTUAL Y PROYECCIONES: ESCENARIO TENDENCIAL Y ESCENARIO OBJETIVO ....................................... 229 
ANEXO B. 
MODELOS ................................................................................................................................................................... 293 
ANEXO C. 
PRINCIPALES ELEMENTOS DE LA LUCHA CONTRA EL CAMBIO CLIMÁTICO EN ESPAÑA............................................. 329 
ANEXO D. 
INFORMES RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA ...................................................................................................................... 333 
ANEXO E. 
CONTRIBUCIÓN DEL PLAN A LOS OBJETIVOS DE DESARROLLO SOSTENIBLE DE LA AGENDA 2030............................ 359 
ANEXO F. 
MEDIDAS Y METODOLOGÍA PARA APLICAR EL ARTÍCULO 7 DE LA DIRECTIVA DE EFICIENCIA ENERGÉTICA .............. 363 
ANEXO G. 
PROCESO PARTICIPATIVO Y COMUNICATIVO ............................................................................................................ 375 
ANEXO H. 
INTERACCIONES CON OTROS PLANES Y PROGRAMAS ............................................................................................... 381 
ANEXO I. 
GLOSARIO DE TÉRMINOS ........................................................................................................................................... 413 
ÍNDICE DE FIGURAS ....................................................................................................................................................... 421 
ÍNDICE DE TABLAS ......................................................................................................................................................... 423 
 
 
Presentación 
El marco de la política energética y climática en España está determinado por la Unión Europea 
(UE) que a su vez responde a los requerimientos del Acuerdo de París alcanzado en 2015 para 
dar una respuesta internacional y coordinada al reto de la crisis climática. La UE ratificó el 
Acuerdo de París en octubre de 2016, lo que permitió su entrada en vigor en noviembre de ese 
año. España hizo lo propio en 2017, estableciendo así un compromiso renovado con las políticas 
energéticas y de cambio climático. 
En este contexto, la Comisión Europea presentó en 2016 el denominado “paquete de invierno” 
(“Energía limpia para todos los europeos”, COM (2016) 860 final) que se ha desarrollado a través 
de diversos reglamentos y directivas. En ellos se incluyen revisiones y propuestas legislativas 
sobre eficiencia energética, energías renovables, diseño de mercado eléctrico, seguridad de 
suministro y reglas de gobernanza para la Unión de la Energía. Este nuevo marco normativo y 
político aporta certidumbre regulatoria, genera las condiciones para que se lleven a cabo las 
importantes inversiones que se precisa movilizar y promueve que los consumidores europeos 
se conviertan en actores de la transición energética. 
El objetivo de estas iniciativas es facilitar y actualizar el cumplimiento de los principales objetivos 
vinculantes para la UE en 2030 y que se recogen a continuación: 
40% de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) respecto a 1990. 
32% de renovables sobre el consumo total de energía final bruta. 
32,5% de mejora de la eficiencia energética. 
15% interconexión eléctrica de los Estados miembros. 
A ello hay que añadir que la Comisión Europea actualizó el 28 de noviembre de 2018 su visión 
estratégica a largo plazo (“Un planeta limpio para todos” COM (2018) 773 final), a fin de que la 
Unión Europea alcance una economía próspera, moderna, competitiva y climáticamente 
neutra en 2050. 
Al objeto de conseguir estos objetivos de forma coordinada entre todos los Estados miembros 
de la UE el “paquete de invierno” recoge un Reglamento de Gobernanza. El mismo establece el 
procedimiento de planificación para cumplir los objetivos y metas, garantizando la coherencia, 
comparabilidad y transparencia de la información presentada a la Convención Marco de las 
Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) y al Acuerdo de París. 
En concreto, la UE demanda a cada Estado miembro la elaboración de un Plan Nacional 
Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC). Los PNIEC presentados por cada Estado 
miembro servirán a la Comisión para determinar el grado de cumplimiento conjunto y establecer 
actuaciones para corregir posibles desvíos. El Reglamento define, a su vez, un proceso iterativo 
entre la Comisión y los Estados miembros con vistas a la finalización de los Planes en 2019 y su 
posterior aplicación. Incluye un calendario de actualización de los Planes cada cinco años y 
establece que los Estados miembros deberán presentar cada dos años informes de progreso (el  e.
primero de los cuales se elaborará antes del 15 de marzo de 2023). Finalmente, establece  w.b
garantías para la continuidad del Plan más allá del 2030 mediante la elaboración de una  06ww
Estrategia de Bajas Emisiones a Largo Plazo (2050).
7

En este contexto internacional y europeo, España ha mostrado su compromiso con la crisis 
climática al situar el Plan como uno de los ejes prioritarios de acción política. Este compromiso, 
además de dar mayor certidumbre a los inversores y facilitar el aprovechamiento de las 
oportunidades, también se dirige a la preservación del bien común y a garantizar la protección 
de los colectivos más vulnerables. 
El PNIEC 2021-2030 que se presenta en este documento pretende reflejar dicho compromiso y 
la contribución de España al esfuerzo internacional y europeo. El PNIEC de España identifica los 
retos y oportunidades a lo largo de las cinco dimensiones de la Unión de la Energía: la 
descarbonización, incluidas las energías renovables; la eficiencia energética; la seguridad 
energética; el mercado interior de la energía y la investigación, innovación y competitividad. El 
PNIEC envía las señales necesarias para proporcionar certidumbre y sentido de dirección a todos 
los actores, aportando además flexibilidad y gestionabilidad a la transición energética y la 
descarbonización  de  la  economía.  De  esa  manera,  se  espera  capturar  el  máximo  de 
oportunidades de desarrollo económico y generación de empleo derivadas de dicha transición. 
El PNIEC se divide en dos grandes bloques: el primero detalla el proceso, los objetivos, las 
políticas y medidas existentes y las necesarias para alcanzar los objetivos del Plan, así como el 
análisis del impacto económico, de empleo, distributivo y de beneficios sobre la salud. El 
segundo bloque, constituido por los Anexos al documento principal, integra la parte analítica, 
en la que se detallan las proyecciones, tanto del Escenario Tendencial (sin nuevas políticas) como 
del Escenario Objetivo (con el PNIEC), así como las descripciones de los diferentes modelos que 
han posibilitado el análisis prospectivo y que proporcionan robustez a los resultados. 
El PNIEC 2021-2030 de España tiene como objetivo avanzar en la descarbonización, sentando 
unas bases firmes para consolidar una trayectoria de neutralidad climática de la economía y la 
sociedad en el horizonte 2050. Cabe recordar, en ese sentido que, en nuestro país, tres de cada 
cuatro toneladas de gases de efecto invernadero se originan en el sistema energético, por lo que 
su descarbonización es el elemento central sobre el que se desarrollará la transición energética. 
No obstante, los retos y oportunidades asociados a este Plan inciden en planes y políticas de 
distintos ámbitos sectoriales, por lo que será necesaria la coordinación interadministrativa para 
hacer compatibles las distintas políticas. 
Además, el PNIEC se acompaña de la Estrategia de Transición Justa, dirigida a prever y gestionar 
con criterios de equidad y solidaridad las consecuencias sobre aquellas comarcas y personas 
directamente vinculadas a  tecnologías  que  se  verán  progresivamente  desplazadas  como 
consecuencia de la transición impulsada por este Plan. Asimismo, es importante destacar que, 
dado el reparto competencial en España, es imprescindible la continua coordinación de la 
Administración General del Estado con las Comunidades Autónomas, así como la implicación 
activa por parte de las mismas para garantizar el cumplimiento de los objetivos. 
Uno de los principios fundamentales que ha guiado la preparación del presente Plan ha sido el 
de “primero, la eficiencia energética”. De hecho, con las medidas contempladas se espera 
alcanzar un 39,5% de mejora de la eficiencia energética en 2030. Concretamente, la reducción 
del consumo de energía primaria propuesta en este PNIEC equivale a una mejora de la  s
intensidad energética primaria del 3,5% anual hasta 2030, lo que sin duda va a redundar de  oe.
manera positiva en el conjunto de la economía española.  06www.
8

La ejecución de este Plan transformará el sistema energético hacia una mayor autosuficiencia 
energética sobre la base de aprovechar de una manera eficiente el potencial renovable existente 
en nuestro país, particularmente el solar y el eólico. Esta transformación incidirá de manera 
positiva en la seguridad energética nacional al disminuir de manera significativa la dependencia 
de unas importaciones de combustibles fósiles que suponen una elevada factura económica y 
que está sometida a factores geopolíticos y a una volatilidad elevada en los precios. 
Además, como resultado de la ejecución del Plan se espera lograr en 2030 una presencia de las 
energías renovables sobre el uso final de energía del 42%, debido a la inversión prevista en 
renovables eléctricas y térmicas, así como a la notable reducción en el consumo final de energía 
como resultado de los programas y medidas de ahorro y eficiencia en todos los sectores de la 
economía. 
El impulso al despliegue de las energías renovables, la generación distribuida y la eficiencia 
energética  que  promueve  este  PNIEC  se  caracteriza  por  estar  anclado  al  territorio.  En 
consecuencia, su ejecución generará importantes oportunidades de inversión y empleo. 
Adicionalmente, se prevé que, mediante el autoconsumo, la generación distribuida, la gestión 
de la demanda, el fomento de las comunidades energéticas locales, así como medidas 
específicas destinadas a promover el papel proactivo de la ciudadanía en la descarbonización, 
se incremente la diversidad de actores y la existencia de proyectos participativos tanto en la 
generación de energía renovable, como en el conjunto del sistema energético. 
Finalmente, y para dar cumplimiento a las obligaciones de seguimiento e información del PNIEC, 
se prevé reforzar la coordinación entre las distintas administraciones públicas mediante el 
Sistema Nacional de Políticas, Medidas y Proyecciones en materia de Energía y Clima, capaz de 
responder en tiempo y forma a las obligaciones de información contraídas. Este sistema incluirá 
la elaboración y actualización de los informes de progreso que nuestro país ha de presentar 
periódicamente a la Unión Europea y Naciones Unidas. También incluirá información de la 
interrelación de los distintos planes y políticas sectoriales con los objetivos transversales 
previstos en este Plan. Esto permitirá disponer de una fuente oficial que posibilite conocer el 
grado de cumplimiento de las políticas y medidas del PNIEC, su contribución a los objetivos y la 
evaluación de su efectividad. 
   
9

 
10

1. SÍNTESIS Y PROCESO DE ELABORACIÓN 
1.1 RESUMEN EJECUTIVO 
Según el estudio realizado, las medidas contempladas en el PNIEC permitirán alcanzar los 
siguientes resultados en 2030: 
23% de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) respecto a 19901. 
42% de renovables sobre el uso final de la energía. 
39,5% de mejora de la eficiencia energética. 
74% de energía renovable en la generación eléctrica. 
Estos resultados permitirán avanzar hacia el cumplimento del objetivo a más largo plazo que ha 
guiado la elaboración de este Plan que es alcanzar la neutralidad de emisiones de GEI de España 
en 2050, en coherencia con las posiciones adoptadas por la Comisión Europea y la mayoría de 
los Estados miembros. Este objetivo supone la reducción de, al menos, un 90% de las emisiones 
brutas totales de gases de efecto invernadero (GEI) respecto a 1990 para 2050. Además, se 
persigue alcanzar para esa fecha un sistema eléctrico 100% renovable. 
Descarbonización de la economía y avance en las renovables 
El objetivo a largo plazo que guía la preparación del Plan es convertir a España en un país neutro 
en carbono en 2050. En esa dirección, el objetivo del Plan a medio plazo es lograr una 
disminución de emisiones de, al menos, el 20% respecto a 1990 en el año 2030. Según la 
previsión realizada por el Plan, las medidas contempladas en el mismo permitirán alcanzar un 
nivel  de  reducción  de  emisiones  del  23%.  Los  sectores  difusos  (residencial,  transporte, 
agricultura,  residuos,  gases  fluorados  e  industria  no  sujeta  al  comercio  de  emisiones) 
contribuyen a ese objetivo con una mitigación en 2030 del 39% con respecto a los niveles del 
año 2005, mientras que los sectores sujetos al comercio de derechos de emisión lo hacen con 
una disminución del 61% con respecto a 2005. 
La senda trazada para el cumplimiento de los objetivos fijados para el año 2030 se basa en los 
principios de neutralidad tecnológica y coste-eficiencia. Para ello se ha realizado un trabajo de 
modelización energética que tiene como objetivo la minimización de costes de la provisión de 
los servicios energéticos, dada la evolución de las diferentes tecnologías y respetando las 
condiciones de contorno establecidas para cumplir los objetivos de las cinco dimensiones del 
Plan. 
Dado que tres de cada cuatro toneladas de gases de efecto invernadero se originan en el sistema 
energético, su descarbonización es la piedra angular sobre la que desarrollar la transición 
energética y la descarbonización de la economía, si bien el PNIEC también dedica una gran 
atención y medidas para la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero del resto de 
sectores. 
                                                            06ww
cc1 ooEnhq eulorive danelteme a ca ounnnd aau drneoad  pturocarcy ieeólc nItP odCreCial  3 ae8 lqa%u c irloiebmsrpauedncaitd oha adac  liianast le aer mnnaeiscuiiotornnaealisld  ebanrdu  sctuali msin táfoottiracmale eds  eed seEpls eapcñaioñal a2 1 e0,5n100 2C (0.3 5E50s7t.e .6 o7b7j eMtitvCoO e-es qto.)t, aelnm leínnetea 
11

Las medidas del PNIEC, 2021-2030, consiguen que las emisiones totales brutas de GEI pasen de 
319,3 MtCOeq previstos para el año 2020 a 221,8 MtCOeq en 2030. Los sectores de la 
2 2
economía que, en cifras absolutas, reducen más emisiones en ese período son los de generación 
eléctrica (36 MtCOeq) y movilidad y transporte (27 MtCOeq), a los que se suman el sector 
2 2
residencial, comercial e institucional, y la industria (combustión)2 con disminuciones adicionales 
de  10  y  7  MtCOeq,  respectivamente.  Esos  sectores  considerados  de  forma  conjunta 
2
representan el 83% de la reducción de emisiones en el período 2021-2030. 
El Plan prevé para el año 2030 una potencia total instalada en el sector eléctrico de 161 GW de 
los que 50 GW serán energía eólica; 39 GW solar fotovoltaica; 27 GW ciclos combinados de gas3; 
16 GW hidráulica; 9,5 GW bombeo; 7 GW solar termoeléctrica; y 3 GW nuclear, así como 
capacidades menores de otras tecnologías. El total de la potencia instalada de renovables para 
los diferentes años queda comprometido en el PNIEC. Ahora bien, el desglose preciso entre 
tecnologías que se presenta en este documento responde a la proyección actual en función de 
los costes e hipótesis considerados en el ejercicio de modelización (ver anexos A y B). La 
distribución concreta por tecnologías renovables que se lleve a cabo año a año entre 2021 y 
2030 dependerá, en todo caso, de la evolución de los costes relativos de las mismas, así como 
de la viabilidad y flexibilidad de su implantación, por lo que su peso relativo podrá variar, dentro 
de unos márgenes, respecto de las cifras presentadas en este Plan. 
En ese sentido, las previsiones del Plan respecto a la descarbonización del sector eléctrico son 
que, como consecuencia de la aplicación de los instrumentos de mercado de la Unión Europea 
(precio de la tCOeq de 35 euros en 2030 a precios constantes de 2016), las centrales de carbón 
2
cesarán de aportar energía al sistema como tarde para el año 2030, ya que tendrán dificultades 
para ser competitivas. 
La generación eléctrica renovable en 2030 será el 74% del total, coherente con una trayectoria 
hacia un sector eléctrico 100% renovable en 2050. En lo que respecta a almacenamiento, señalar 
el alza de las tecnologías de almacenamiento con una potencia adicional de 6 GW, aportando 
una mayor capacidad de gestión a la generación. Junto con el impulso de la flexibilidad y gestión 
de la demanda, esto permite una mayor integración de la generación renovable en el sistema, 
contribuyendo a la seguridad del suministro. 
El Anexo D del Plan presenta, por su parte, los informes con las simulaciones del despacho de 
generación, tanto del Escenario Tendencial como del Escenario Objetivo, realizadas por Red 
Eléctrica de España (REE). Si bien el coste medio marginal4 no debe interpretarse directamente 
como un precio de la electricidad para el consumidor, según las simulaciones realizadas por REE 
el cambio en el mix eléctrico contemplado en el PNIEC 2021-2030, reduce el coste medio 
marginal de generación en un 31% en el año 2030, respecto al previsto en el Escenario 
Tendencial. Esto producirá un ahorro en el sistema eléctrico de 6.109 millones € (M€) en 2030 
respecto al Escenario Tendencial. 
Es importante destacar que el incremento de la capacidad de generación renovable prevista en 
este  Plan  necesita  de  la  implicación  de  las  Comunidades  Autónomas,  competentes  en 
ordenación del territorio, así como la elaboración de normas adicionales de gestión en materia  s
de protección del medioambiente, para que el desarrollo de las instalaciones de generación sea  oe.
                                                            06ww
234   QINnuode ui nssectr lcuiaoy-rePr resoisscpteeosmnodase sen es  cxeotlr núa -nlopicseo nc iiscnelsocutslo acrro edmse.b  lain eacdoons oyma íeax qisuteen atuems aecnttuaa slmuse enmtei.s iones (4%) en el período del Plan.
12

efectivo y compatible con el entorno y la protección de la biodiversidad y de los servicios de los 
ecosistemas. 
El sector de la movilidad-transporte aportó en el año 2017 el 26% de las emisiones. Con la 
reducción de 27 Mt CO  equivalente entre 2020 y 2030, se consigue una reducción del 33%. La 
2
principal fuerza motriz impulsora de la descarbonización del sector de la movilidad-transporte 
es un cambio modal que afectará según el Plan al 35% de los pasajeros-kilómetro que hoy día 
se realizan en vehículos convencionales de combustión. Para ello se prevé que a partir de 2023 
se generalice a todas las ciudades de más de 50.000 habitantes la delimitación de zonas de bajas 
emisiones con acceso limitado a los vehículos más emisores y contaminantes, medidas en las 
que serán claves las administraciones autonómicas y locales. Otra fuerza motriz impulsora de la 
descarbonización del sector será la presencia de renovables en la movilidad-transporte que 
alcanza en 2030 el 28% por medio de la electrificación (5 millones de vehículos eléctricos en 
ese año) y el uso de biocarburantes avanzados. 
A más largo plazo, se adoptarán las medidas necesarias, de acuerdo con la normativa europea, 
para que los turismos y vehículos comerciales ligeros nuevos, excluidos los matriculados como 
vehículos históricos, no destinados a usos no comerciales, reduzcan paulatinamente sus 
emisiones, de modo que no más tarde de 2040 sean vehículos con emisiones de 0gCO/km. A 
2
tal efecto, se trabajará con el sector de la automoción y se pondrán en marcha medidas que 
faciliten el desarrollo y la penetración de estos vehículos, lo que incluirá acciones de apoyo a la 
I+D+i. Con ello se espera que en las dos décadas comprendidas entre 2021 y 2040 el sector 
nacional  de  la  automoción  pueda  adaptarse  y  posicionarse  adecuadamente  ante  las 
transformaciones que se vislumbran en este sector. 
Asimismo, la previsión del Plan es que en el año 2030 la presencia de las renovables en el uso 
final de la energía sea del 42%. Este resultado es consecuencia (por lo que se refiere al 
numerador) de la elevada penetración de renovables eléctricas y térmicas en el conjunto de los 
sectores de la economía a partir de medidas que garanticen visibilidad y estabilidad en el medio 
plazo, mayor flexibilidad, mayor participación de la ciudadanía en el sistema energético, y 
medidas específicas de apoyo en aquellos ámbitos donde resulte necesario. Es el resultado, por 
lo que se refiere al denominador, de la notable disminución de la cantidad de energía final que 
precisa la economía como consecuencia de los avances que se obtienen en ahorro y eficiencia 
en el conjunto de los sectores. 
El avance de las renovables en el periodo 2021-2030 es relevante en casi todos los sectores 
económicos, como puede comprobarse en los siguientes datos: 
Generación eléctrica: se incrementa de 10.208 a 21.792 ktep. 
Bombas de calor: aumenta de 629 a 3.523 ktep. 
Residencial: aumenta de 2.640 a 2.876 ktep. 
Industria: aumenta de 1.596 a 1.779 ktep. 
Transporte (biocarburantes): evoluciona de 2.348 a 2.111 ktep. 
Servicios y otros: aumenta de 241 a 435 ktep.  o
Agricultura: se incrementa de 119 a 220 ktep.  06ww
13

En definitiva, la presencia de las renovables sobre el uso final de la energía se incrementa del 
20% previsto para el año 2020 al 42% en 2030. 
Por otra parte, se prevé que, mediante el autoconsumo y la generación distribuida, la gestión 
de la demanda, el fomento de las comunidades energéticas locales, así como medidas 
específicas destinadas a promover el papel proactivo de la ciudadanía en la descarbonización, 
se incremente la diversidad de actores y la existencia de proyectos participativos tanto en la 
generación de energía renovable como en el conjunto del sistema energético. 
Más allá de las actuaciones en el ámbito energético, el Plan aborda la necesidad de atajar las 
emisiones en los sectores difusos no energéticos, así como aprovechar el potencial de absorción 
de GEI por parte de los sumideros naturales. El Plan propone medidas que permitan cubrir la 
brecha existente entre las emisiones proyectadas y los compromisos adquiridos por España para 
los sectores difusos no energéticos en el período 2021-2030. 
Finalmente, el Plan reconoce los beneficios climáticos a largo plazo del sector del uso de la tierra, 
el cambio de uso de la tierra y la silvicultura (LULUCF), y su potencial de contribución al objetivo 
de mitigación de emisiones a 2030. 
Eficiencia energética 
El PNIEC asume como objetivo mínimo de referencia la mejora de la eficiencia energética 
formulada por la Directiva de Eficiencia Energética del 32,5%, si bien en las proyecciones del 
Escenario Objetivo del Plan la reducción de energía primaria —con respecto al escenario 
europeo de referencia fijado por el modelo PRIMES en 2007— es del 39,5% en 2030, de manera 
que el consumo de energía primaria es de 98,5 Mtep en ese año5. 
La reducción de los consumos de energía primaria propuesta en este Plan equivale a un 1,9% 
anual desde 2017 lo que, ligado a un incremento previsto del Producto Interior Bruto (PIB) en 
ese mismo periodo del 1,7% anual, da como resultado una mejora de la intensidad energética 
primaria del 3,5% anual hasta 2030. 
De forma adicional a dicho objetivo, la Directiva de Eficiencia Energética obliga a los Estados 
miembros a acreditar la consecución de un objetivo de ahorro acumulado de energía final en el 
período comprendido, primero, entre el 1 de enero de 2014 y el 31 de diciembre de 2020, y 
segundo, entre el 1 de enero de 2021 y el 31 de diciembre de 2030. Este objetivo acumulado de 
ahorro de energía final ha sido calculado de conformidad con lo establecido en el artículo 7 de 
la Directiva, y para el primero de los periodos asciende a 15.979 ktep; para el segundo, equivale 
a 36.809 ktep, lo que supone la consecución de ahorros nuevos y adicionales cada año, desde el 
1 de enero de 2021 hasta el 31 de diciembre de 2030, equivalentes a 669 ktep/año. 
El Plan propone, igualmente, que las Administraciones Públicas sean ejemplares en materia de 
ahorro y eficiencia energética. Así, propone iniciativas para el cumplimiento del objetivo de 
renovación del parque edificatorio público fijado en la Directiva de Eficiencia Energética (3%) y 
evalúa e impulsa los ahorros que podrían obtenerse de la renovación adicional de 300.000 
m2/año en la Administración General del Estado. El Plan anima, de acuerdo con la Directiva de  es
Eficiencia Energética, a que las Comunidades Autónomas y las Entidades Locales hagan suyo, al  o
menos, el objetivo obligatorio para la Administración General del Estado de renovación del 3%  06ww
 5  S  i n    in  c  l u  ir   l o  s   u  s  o s    n  o   e  n  e  r g  é t  ic  o  s .        
14

de la superficie edificada y climatizada del parque edificatorio público, ya que con ello se lograría 
un objetivo de ahorro energético mucho más ambicioso. 
Esa actitud responsable del sector público se completa con un Plan de Contratación Pública 
Ecológica de la Administración General del Estado, sus organismos autónomos y las entidades 
gestoras de la Seguridad Social (2018-2025). 
Seguridad energética 
Dados los cambios en el mix energético que se plantean en el presente Plan, suministrar energía 
segura, limpia y eficiente a los distintos sectores consumidores implica importantes retos 
tecnológicos, que es necesario abordar desde los distintos planos que conforman la seguridad 
energética: 
Reducción de la dependencia, en especial la importación de combustibles fósiles. 
Diversificación de fuentes de energía y suministro. 
Preparación ante posibles limitaciones e interrupciones de suministro. 
Aumento de la flexibilidad del sistema energético nacional. 
En concreto, y por lo que respecta a la reducción de la dependencia energética, el punto de 
partida es un consumo energético en 2017, en términos de energía primaria, de 132 Mtep, de 
los que 99 Mtep fueron combustibles fósiles, importados casi en su totalidad. 
Tras la aplicación de las medidas incluidas en este Plan Nacional, se prevé alcanzar un consumo 
energético en 2030 de 104 Mtep6, de los que 67 Mtep serán combustibles fósiles. En 
consecuencia, las actuaciones en materia de renovables y eficiencia disminuirán el grado de 
dependencia energética del exterior del 73% en 2017 al 61% en 2030, lo que además de 
mejorar la seguridad energética nacional tendrá un impacto muy favorable sobre la balanza 
comercial. 
Dentro del ámbito de la Seguridad Energética, la seguridad de suministro eléctrico ocupa un 
lugar fundamental. Los análisis realizados por varios modelos permiten afirmar que la 
seguridad del suministro eléctrico del mix de generación presentado en el Escenario Objetivo 
está garantizada. En el Anexo D 2 (Garantía de Suministro: Análisis probabilista de la cobertura 
del Escenario Objetivo 2030) se presenta dicho análisis técnico. Asimismo, en el Anexo B 
(Modelos), se presentan los modelos utilizados en el PNIEC, específicos del sector eléctrico. 
Sobre la seguridad del suministro eléctrico en relación con la salida del carbón y parte de la 
nuclear en la generación eléctrica para 2030 (se retirarán cuatro de los siete reactores), 
contempladas ambas en el Escenario Objetivo del presente Plan, cabe señalar lo siguiente: 
Primero, esa potencia retirada es compensada con la importante penetración que conocen las 
tecnologías de generación eléctrica renovable, en particular la solar y la eólica (ver en el capítulo 
2, la tabla 2.3. Evolución de la potencia instalada de energía eléctrica). 
Segundo, España dispone de un parque de 26.612 MW de centrales de gas de ciclo combinado,  bo
que proporciona, junto con el almacenamiento y gestión de la demanda, capacidad de respaldo  06ww
 6   In  c  l u i d  o  s   l o  s   u  s o  s    n o    e  n  e  r g é  t i c  o  s .         
15

a la hora de evolucionar hacia esa transición en el mix eléctrico a lo largo de la década 2021-
2030. 
Finalmente, los mencionados informes de REE concluyen que existen plenas garantías de 
suministro en el Escenario Objetivo contemplado en este Plan en las circunstancias más 
exigentes en cuanto a condiciones climatológicas. 
A su vez y en coherencia con el objetivo de neutralidad climática para 2050, el Plan contempla 
la necesidad de anticipar y planificar, junto con el Operador del Sistema, las tecnologías, 
procedimientos y mecanismos que permitan garantizar la seguridad del suministro sin emisiones 
de gases de efecto invernadero. 
Las líneas de trabajo incluidas en esta dimensión del Plan son las siguientes: 
Aumentar la interconexión eléctrica de los sistemas, lo que contribuirá a reducir los 
posibles impactos negativos por limitaciones o interrupciones del suministro. 
Optimizar el uso de la capacidad existente mediante la reducción de barreras al 
intercambio de energía eléctrica (ver apartado de Mercado Interior). 
Profundizar en la preparación ante contingencias, actualmente muy avanzada, en el 
marco de los distintos ámbitos internacionales en los que está comprometida España: 
Agencia Internacional de la Energía (AIE) y distintas directivas y reglamentos de la UE para 
el sector eléctrico y el gas. 
Desarrollar la Estrategia de Seguridad Nacional y la Estrategia de Seguridad Energética, a 
través del Comité Especializado de Seguridad Energética. 
Adaptarse al nuevo reglamento europeo sobre la preparación frente a riesgos en el sector 
de la electricidad. 
Mejorar los distintos planes preventivos y de emergencias en el ámbito del suministro 
eléctrico, gasista y derivados petrolíferos. 
Finalmente, se ha prestado relevancia a la ciberseguridad. España ha aprobado en abril de 2019 
su Estrategia Nacional de Ciberseguridad, cuya función es desarrollar las previsiones de la 
Estrategia de Seguridad Nacional de 2017. Además, España cuenta desde 2015 con una 
Estrategia de Seguridad Energética Nacional. 
Esta estrategia ha potenciado y reforzado la colaboración público-privada con los distintos 
operadores energéticos, labor que ha sido coordinada desde la Oficina de Coordinación 
Cibernética  (OCC)  del  Centro  Nacional  de  Protección  de  Infraestructuras  Críticas  y 
Ciberseguridad (CNPIC). Asimismo, los operadores críticos designados en el ámbito de la energía 
e industria nuclear han presentado sus respectivos Planes de Seguridad del Operador (PSO), 
comprobando su ajuste a la situación actual de las amenazas y desafíos a los que se encuentran 
sometidas las infraestructuras críticas del sector de la energía y de la industria nuclear, 
actualizando la información contenida en dichos planes. 
    es
16

 
Mercado interior de la energía 
Los objetivos correspondientes a la dimensión del Mercado Interior de la Energía del Plan dan 
respuesta a la necesidad de disponer de un mercado más competitivo, transparente, flexible y 
no discriminatorio, con un alto grado de interconexión que fomente el comercio transfronterizo 
y contribuya a la seguridad energética. Para ello son necesarias la adecuada protección de los 
consumidores, en especial los consumidores vulnerables, así como el refuerzo de la competencia 
y la efectiva integración en el mercado europeo, con las correspondientes infraestructuras. 
En cuanto a la infraestructura eléctrica, la integración de la generación renovable hace necesario 
el refuerzo y expansión de las líneas de transporte y distribución en territorio nacional, 
incluyendo las conexiones peninsulares, los sistemas no peninsulares e interconexiones entre 
sistemas insulares. El Plan se ocupa de todos estos aspectos, así como del desarrollo de 
mecanismos de gestión y almacenamiento de renovables eléctricas no gestionables que 
permitan evitar vertidos. 
El aumento en las interconexiones dentro de los sistemas eléctricos extrapeninsulares tendrá 
un impacto directo en materia de energía y clima, ya que en el mix de producción de estos 
sistemas hay una mayor contribución de las centrales de carbón, fuel o gasoil que en el 
peninsular. El Plan prevé, en ese sentido, que la contribución de las centrales de combustible 
fósil ubicadas en sistemas eléctricos aislados se reduzca al menos un 50% para el año 2030. 
En el ámbito comunitario, el grado de interconexión del sistema eléctrico ibérico con el resto del 
continente europeo se encuentra por debajo de los objetivos establecidos. Actualmente, la 
ratio de interconexión de España es inferior al 5% de la capacidad de generación instalada en 
el sistema. En 2020, incluso con las interconexiones previstas, nuestro país será el único de la 
Unión Europea por debajo del objetivo del 10%, por lo que será necesario seguir desarrollando 
nuevas interconexiones: 
Nueva interconexión con Portugal, que permitirá aumentar la capacidad de intercambio 
hasta los 3.000 MW. 
Nuevas interconexiones con Francia, que aumentarán la capacidad de interconexión hasta 
los 8.000 MW: 
o Proyecto del Golfo de Vizcaya: entre Aquitania (FR) y el País Vasco (ES). 
o Interconexión entre Aragón (ES) y Pirineos Atlánticos (FR). 
o Interconexión entre Navarra (ES) y Landas (FR). 
El Plan prevé una continua cooperación regional con los países vecinos en los ámbitos, al menos, 
de la seguridad energética y mercado interior. En este sentido, el 9 de julio de 2019 tuvo lugar 
en Madrid una jornada de trabajo organizada por el Ministerio para la Transición Ecológica y el 
Reto Demográfico (MITECO) de España con la participación de representantes de la Comisión 
Europea, Portugal, Francia y España. Además de compartir los resultados de los Planes  es
Nacionales correspondientes, se debatieron aspectos relevantes del mercado interior de la  o
energía y potenciales futuras vías de colaboración.  06ww
17

Finalmente, el plan impulsa diversas medidas de protección y refuerzo del papel de los 
consumidores. En lo que respecta a la pobreza energética, el Plan tiene en cuenta la Estrategia 
Nacional contra la Pobreza Energética7 aprobada el 5 de abril de 2019 por el Consejo de 
Ministros. Esta Estrategia, alineada con el enfoque y metodología del Observatorio Europeo 
contra la Pobreza Energética, se configura como el instrumento que permitirá abordar el 
fenómeno de la pobreza energética desde una perspectiva integral y con visión a medioy largo 
plazo. 
Investigación, innovación y competitividad 
La  Unión  de  la  Energía  incorpora  una  dimensión  sobre  investigación,  innovación  y 
competitividad  en  el  que  ocupa  un  papel  principal  el  Plan  Estratégico  de  Tecnologías 
Energéticas (SET-Plan, por sus siglas en inglés), que ha sido desde 2007 el pilar de I+D+i de la 
política europea sobre energía y clima. 
A través del SET-Plan se coordinan las actuaciones de innovación e investigación en tecnologías 
bajas en carbono entre los países participantes, que son los de la Unión Europea, más Noruega, 
Islandia, Suiza y Turquía. El apoyo económico para los proyectos surgidos del SET-Plan se localiza 
en el programa Horizon 2020. En el marco del SET-Plan las administraciones españolas trabajan 
en diferentes grupos que abordan las necesidades de I+i+c en sectores como la energía 
fotovoltaica, la solar de concentración, la eólica y la eficiencia energética. 
El Ministerio de Ciencia e Innovación (MCI) es el encargado de la ejecución de la política del 
Gobierno de España en materia de investigación científica, desarrollo tecnológico e innovación 
y, por ello, es el responsable de desarrollar esta dimensión en el sector de la energía en 
coordinación con el MITECO y otros agentes implicados. Junto con el Ministerio participan en 
este desempeño: 
La Agencia Estatal de Investigación (AEI), responsable de la financiación, evaluación, 
concesión y seguimiento de las actuaciones de investigación científica y técnica. Dentro 
de sus actuaciones destacan las Plataformas Tecnológicas. 
El Centro para el Desarrollo Tecnológico e Industrial (CDTI), que tiene por objeto 
incrementar la competitividad de las empresas españolas elevando su nivel tecnológico, 
para lo que financia proyectos empresariales de I+i+c. 
Los Organismos Públicos de Investigación, como el Centro de Investigaciones Energéticas, 
Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT), que se centran en la ejecución de los 
programas. 
Las actividades de I+i+c orientadas a luchar contra el cambio climático y a favorecer la transición 
energética se articulan en las siguientes líneas de trabajo: 
Eficiencia Energética, caracterizada por su transversalidad en cuanto a tecnologías y 
sectores afectados. 
Tecnologías de energías renovables: 
 74  9 h 6t  t2 p 8 s 2: /. p/  wd  fw    w  . m   i t e  c o  . g  o  b  . e s  / e  s /  p  r e  n s  a  /estrategianacionalcontralapobrezaenergetica2019-2024_tcm30-
18

o Aquellas en las que España ya tiene una posición competitiva, con alto nivel de 
participación de sus empresas, como la eólica, la solar fotovoltaica y la solar 
termoeléctrica. 
o Los combustibles renovables para el sector del transporte, en particular el desarrollo 
de los biocarburantes avanzados. 
o Otras en las que España cuenta con recursos naturales significativos y un potencial de 
implementación local suficiente como para desarrollar las curvas de aprendizaje 
tecnológico: energía eólica marina, biomasa, energías marinas, residuos, así como la 
geotermia de baja entalpía. 
Flexibilidad y optimización del sistema energético mediante la implementación de 
tecnologías que aporten flexibilidad al sistema eléctrico, esencial para alcanzar un alto 
grado de penetración en el sistema de generación renovable no gestionable. 
o Almacenamiento eléctrico, con y sin vehículo eléctrico, y participación de la demanda 
en la operación del sistema. 
o Almacenamiento  térmico  en  particular  acoplado  a  tecnologías  solares 
termoeléctricas. 
o Almacenamiento hidroeléctrico. 
o Almacenamiento químico en forma de hidrógeno, bien empleando electrólisis y 
consumo en pilas de combustible, o bien inyectándolo a la red. 
Vehículo eléctrico: baterías e instalación y optimización de puntos de recarga. 
En cuanto a la competitividad, España es uno de los países europeos con mayor potencial de 
aprovechamiento de las energías renovables. Una geografía de 50 millones de hectáreas con 
amplios territorios de baja densidad de población, vientos mediterráneos y atlánticos, nivel de 
insolación elevado, amplios bosques y notables recursos hidráulicos, se complementan con un 
tejido empresarial, tecnológico, de innovación y conocimiento en esta materia. 
Nuestro  país  cuenta  con  empresas  líderes  a  nivel  internacional  en  sectores  que  serán 
importantes para la transición energética; dispone de un importante capital de conocimiento 
con instituciones pioneras como el CIEMAT, el Centro Nacional de Energías Renovables (CENER), 
el Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE), el Centro de Control de 
Energías Renovables (CECRE) de REE, además de otros centros de investigación, universidades, 
redes tecnológicas y un importante tejido industrial en el ámbito de la energías renovables. 
El PNIEC permite a España aspirar a ser uno de los países líderes de la Unión Europea en materia 
de transición energética. Es una transformación en la que la economía española tiene mucho 
que ganar en cuanto a competitividad, concretándose en forma de prosperidad, seguridad 
energética, generación de empleo industrial, innovación, desarrollo tecnológico y eliminación 
de la pobreza energética. 
La reducción de los costes de electricidad gracias al aprovechamiento de las tecnologías 
renovables, supondrá una mejora competitiva clara para las empresas intensivas en consumo  e.e
de electricidad. Adicionalmente, se ha incluido en este Plan la aplicación de las medidas en la  w.b
industria que pongan en marcha cambios de procesos productivos hacia aquéllos que cuenten  06ww
con las mejoras técnicas disponibles. Asimismo, las mejoras previstas en materia de la eficiencia
19

energética tienen también un efecto positivo sobre el tejido industrial y productivo, sobre las 
grandes, pequeñas y medianas empresas, así como sobre los hogares y las personas. 
De cara a analizar de manera exhaustiva y sistemática el potencial de nuestro país en las cadenas 
de valor de las tecnologías renovables internacionales, así como el mapa de capacidades 
tecnológicas, industriales y de conocimiento existentes, está prevista la elaboración de un Plan 
de Desarrollo Industrial, en el que la transición energética será un elemento central. En ese 
sentido, el objetivo del Plan será sentar las bases para que España pueda capturar el máximo del 
potencial en cuanto a generación de desarrollo económico y empleo industrial derivados de la 
transición energética. 
Impacto económico, de empleo, distributivo y sobre la salud del PNIEC,2021-2030 
La transición energética recogida en este Plan supone una importante oportunidad económica 
y de empleo para nuestro país, tal y como pone de manifiesto el análisis técnico de impacto 
realizado (ver capítulo 4) y cuyas conclusiones más relevantes se recogen a continuación. 
Las inversiones totales para lograr los objetivos del Plan alcanzan los 241.412 M€ entre 2021 
y 2030. De esta cantidad, 196.000 M€ son inversiones adicionales con respecto al Escenario 
Tendencial (sin políticas adicionales). Las inversiones totales se distribuyen en: 
Ahorro y eficiencia: 35% (83.540 M€) 
Renovables: 38% (91.765 M€) 
Redes y electrificación: 24% (58.579M€)  
Resto medidas: 3% (7.528 M€) 
Atendiendo al origen de las inversiones, una parte sustancial de la inversión total la realizará el 
sector privado (80% del total), asociada principalmente al despliegue de las renovables, redes 
de distribución y transporte, y gran parte de las medidas de ahorro y eficiencia. El resto la llevará 
a cabo el sector público (20% del total), en actuaciones asociadas al fomento del ahorro y 
eficiencia energética, la movilidad sostenible y el cambio modal. En el caso las inversiones del 
sector público una parte provendría de fondos europeos. 
El PNIEC generará un aumento del PIB entre 16.500-25.700 M€ al año (un 1,8% del PIB en 2030). 
Este  impacto  positivo  proviene  del  impulso  económico  que  generan  las  inversiones  en 
renovables, ahorro y eficiencia y redes, por un lado, y la disminución de la factura energética del 
país, por otro. El PNIEC generará, asimismo, un aumento neto en el empleo de entre 253.000 y 
348.000 personas (un aumento del 1,7% en el empleo en 2030). Respecto a la balanza comercial, 
el Plan propiciará un ahorro acumulado en importaciones de combustibles fósiles entre 2021-
2030 de 67.381 M€, respecto del Escenario Tendencial. 
En el caso de los impactos distributivos las medidas favorecerán a los hogares de menor renta 
y, especialmente, a los colectivos vulnerables. En la evaluación se comprueba cómo el efecto 
sobre el consumo final aumenta en mayor medida en los quintiles de menor renta, es decir, las 
medidas del PNIEC tiene un efecto progresivo. La evaluación muestra, asimismo, un efecto  e.e
positivo sobre los consumidores más vulnerables, ya que el gasto energético supone un mayor  w.b
porcentaje sobre su renta disponible.  06ww
20

Finalmente, se han analizado los beneficios para la salud de las personas de las medidas 
identificadas para lograr los objetivos climáticos y energéticos. En especial, las mejoras que se 
derivan de la disminución de contaminantes atmosféricos que se emiten como consecuencia de 
la combustión de las energías fósiles. Según el análisis que se ha llevado cabo se prevé en el año 
2030 una disminución de alrededor de 2.400 muertes prematuras con respecto al Escenario 
Tendencial, con los correspondientes co-beneficios económicos en términos de salud pública. 
Elaboración del Plan 
El proceso de elaboración del PNIEC se ha visto favorecido por la integración de los ámbitos 
competenciales de energía, cambio climático y medio ambiente en un Ministerio para la 
Transición Ecológica y el Reto Demográfico, lo que ha permitido el alineamiento de las políticas 
de energía y cambio climático y ha reforzado la gobernanza de la transición. Con ese punto de 
partida y para avanzar en las cinco dimensiones contempladas en el Plan se han desarrollado los 
siguientes pasos: 
En primer lugar, la consideración del presente Plan como una pieza clave para que España 
cumpla de manera adecuada y responsable con las exigencias derivadas del Acuerdo de París. 
En segundo lugar, la plena interrelación y coherencia entre el presente Plan y la Estrategia de 
Descarbonización a Largo Plazo 2050, hoja de ruta para la descarbonización de la economía 
española a largo plazo, aprobada el 3 de noviembre de 2020, como consecuencia de las 
obligaciones asumidas por la Unión Europea en el marco del Acuerdo de París. De este modo, se 
produce un alineamiento entre los enfoques a medio (2030) y largo (2050) plazo. 
En  tercer  lugar,  el Plan se  presenta  dentro  del Marco  Estratégico  de Energía  y  Clima, 
acompañado del Anteproyecto de Ley de Cambio Climático y Transición Energética, donde se 
fijan objetivos mínimos de reducciones de emisiones para 2030 y 2050 ofreciendo previsibilidad 
y sentido de dirección. Le acompaña, también, la Estrategia de Transición Justa, dirigida a prever 
y gestionar con criterios de solidaridad las consecuencias sobre aquellas comarcas y personas 
directamente vinculadas a  tecnologías  que  se  verán  progresivamente  desplazadas  como 
consecuencia de la transición energética impulsada por este Plan. 
Asimismo, se ha diseñado la Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética a la que ya se ha 
hecho referencia con anterioridad. De esta manera y mediante estos cinco documentos 
normativos y políticos España se ha dotado de un completo Marco Estratégico, sentando las 
bases para la transformación ordenada de la economía y la sociedad hacia un sistema 
económicamente más eficiente, con menores emisiones contaminantes y de GEI y socialmente 
más justo. 
En cuarto lugar, se ha buscado y logrado la implicación de los diferentes ministerios mediante la 
constitución y reuniones periódicas de la Comisión Interministerial de Cambio Climático y 
Transición Energética, así como a través de numerosas reuniones específicas bilaterales para 
tratar y valorar las medidas e instrumentos necesarios para lograr los objetivos del Plan. 
En quinto lugar, se ha fomentado y se va a continuar impulsando la coordinación con las CC. AA.  es
a través de la Comisión de Coordinación de Políticas de Cambio Climático, para identificar la  bo
interrelación de este Plan con las políticas autonómicas, buscando la plena implicación de cada  06ww
ámbito de la administración para cumplir los objetivos del mismo.
21

En sexto lugar, se ha llevado a cabo un amplio proceso de participación, presentación y 
comunicación del Plan que ha pivotado en torno a los siguientes elementos. Primero, la Consulta 
Pública del PNIEC durante marzo y abril de 2019 que ha dado pie a cerca de 1200 observaciones. 
Segundo, se han mantenido durante el segundo semestre de 2018 y a lo largo de todo el año 
2019  numerosas  reuniones  con  entidades  empresariales,  organizaciones  sociales  y 
medioambientales, sobre diferentes aspectos relacionados con el Plan. Tercero, durante el 
primer semestre de 2019 se ha presentado el PNIEC en numerosos eventos públicos en los que 
han participado organizaciones empresariales, sindicales, ONG medioambientales y otras 
organizaciones de la sociedad civil y en los que se ha debatido y profundizado en las necesidades 
y oportunidades ligadas al desarrollo del plan. 
En séptimo lugar, el Plan Nacional está también conectado con el otro gran aspecto del cambio 
climático que es la adaptación a las presiones e impactos derivados del mismo (ver Anexo C para 
un listado detallado de las políticas climáticas en vigor de España). Al mismo tiempo, a la hora 
de desplegar los importantes desarrollos de tecnologías renovables previstos en el presente 
Plan, se garantiza velar de manera responsable por la preservación de su patrimonio natural, 
singularmente por la protección de su diversidad biológica, una de las más altas y valiosas de 
la Europa comunitaria. 
De manera especial, la ejecución del Plan tendrá en cuenta las medidas específicas de 
conservación de hábitats y especies de interés comunitario que se contemplan en los planes de 
gestión de espacios Red Natura en las Comunidades Autónomas. Asimismo, se tendrán en 
cuenta los planes de reintroducción, conservación y recuperación de especies amenazadas a 
nivel nacional y autonómico, para que se complementen y equilibren los necesarios desarrollos 
de tecnologías renovables previstos en este PNIEC, con la necesaria protección de la diversidad 
biológica y los servicios de los ecosistemas. El Plan buscará, en ese sentido, una interacción 
armónica con el Plan Estratégico de Patrimonio Natural y la Biodiversidad, así como con el 
Plan Estratégico para la Conservación y Uso Racional de los Humedales. 
Asimismo, las medidas del Plan relacionadas con el aprovechamiento de los recursos hídricos 
tendrán en consideración la protección de Dominio Público Hidráulico (DPH), así como el estado 
de las masas de agua. Concretamente, aquellas medidas que puedan afectar a los sistemas 
fluviales compatibilizarán la planificación del aprovechamiento sostenible de los recursos 
hídricos con la conservación de los ecosistemas acuáticos. 
En octavo lugar, el presente Plan Nacional se complementa asimismo con la Estrategia de 
Economía Circular aprobada en 2019. En el marco de la Estrategia a Largo Plazo 2050 se 
abordará, no obstante, con detalle las relaciones entre descarbonización y economía circular. 
En noveno lugar, uno de los riesgos que más preocupa a la industria localizada en la Unión 
Europea en relación a la acción climática es que la regulación y las señales de precios existentes 
y futuras para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero dañen su competitividad si 
aumentan sus costes de producción relativos y no se introducen medidas equivalentes en países 
terceros. Este riesgo es más elevado para aquellos sectores intensivos en consumo de energía y 
más abiertos a la competencia global. La Unión Europea, consciente de este riesgo, establece  s
que los sectores considerados expuestos puedan recibir un trato especial para no afectar a su  oe.
competitividad. Para ello elaboró una lista de sectores incluidos en el mercado de CO2 (EU-ETS).  06www.
Las instalaciones con actividad en estos sectores recibieron en el periodo 2013-2020 una cuota
22

más alta de derechos gratuitos que las demás instalaciones industriales, reduciéndose de forma 
significativa sus costes por la participación en el EU-ETS. 
Recientemente, de cara a la aplicación en el periodo 2021-2030 del EU-ETS, la Comisión Europea 
ha elaborado una lista actualizada y ha decidido mantener la asignación gratuita de derechos de 
emisión hasta 2030. Asimismo, los Estados miembros tienen la posibilidad de compensar 
mediante programas de ayudas estatales a los sectores electro-intensivos para resarcirles por 
los costes indirectos asociados a la repercusión en la electricidad del precio del derecho de 
emisión. En este sentido, se sigue reconociendo el riesgo de un desplazamiento de las emisiones 
hacia otras regiones (carbon leakage) y se adoptan medidas para evitar que dicho riesgo se 
materialice. 
En décimo lugar, el Plan se siente firmemente comprometido con una perspectiva de género. 
Según estudios recientes de la Agencia Internacional de las Energías Renovables (IRENA) se 
estima que el porcentaje de mujeres sobre el total de empleos en el sector de las energías 
renovables a nivel internacional es del 32%, mientras que ese porcentaje en España es del 26%. 
Es un porcentaje inferior al del conjunto de la economía y similar al del conjunto de la industria. 
Teniendo en cuenta la competencia entre sectores de la economía por atraer el talento, que el 
número de graduados o licenciados en materias técnicas permanece constante en Europa y las 
necesidades de mano de obra cualificada para la implementación del Plan, se deduce que la 
participación de la mujer en condiciones de igualdad se verá reforzada en el sector de las 
energías renovables. 
En undécimo lugar, el PNIEC, 2021-2030, está plenamente conectado con la agenda de los 
Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS). Si bien el Plan incide de manera especialmente 
directa en los ODS 7 y 13 (energía asequible y no contaminante para todas las personas y acción 
por el clima, respectivamente), las interacciones con los otros ODS son importantes tal y como 
se detalla en el Anexo E en el que se conectan las actuaciones previstas en este Plan con los 
diferentes Objetivos de Desarrollo Sostenible. 
Finalmente, respecto a la base analítica del Plan, se ha configurado un amplio equipo de 
expertos y expertas con personas de diferentes departamentos del MITECO, que ha contado a 
su vez con la asistencia técnica de centros académicos y de investigación avanzada con amplia 
experiencia y conocimiento en los ámbitos de la economía, la energía y el cambio climático, así 
como con la importante colaboración de REE. 
   
23

1.2 PANORAMA DE LA SITUACIÓN ACTUAL 
El marco de la política climática y energética en España está determinado por el contexto 
internacional y la política de la Unión Europea. En éste destaca el Acuerdo de París alcanzado en 
2015 y cuyo objetivo es contener el aumento de la temperatura media global por debajo de los 
2°C respecto de los niveles existentes antes de la revolución industrial, y realizar esfuerzos para 
limitarlo a 1,5°C8. La UE ratificó el Acuerdo en octubre de 2016 (lo que permitió su entrada en 
vigor en noviembre de 2016) y España lo hizo en 2017. Con la entrada en vigor del mencionado 
Acuerdo se dio un nuevo impulso a las políticas energéticas y de cambio climático. 
1.2.1 Energía y Clima en la Unión Europea 
Con vistas a la 21ª Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas 
sobre el Cambio Climático (CMNUCC), el Consejo Europeo de octubre de 2014 acordó el marco 
de actuación de la UE en materia de clima y energía hasta 2030. Teniendo en cuenta dicho 
horizonte temporal, estableció un objetivo de reducir al menos el 40% las emisiones de GEI 
respecto a los niveles de 1990. Asimismo, se propusieron modificaciones al Régimen de 
comercio de derechos de emisión de la Unión Europea (RCDE UE) y medidas para los sectores 
no sujetos a dicho régimen, así como objetivos en la cuota de renovables en el consumo de 
energía final, mejora de la eficiencia energética e interconexiones. 
Para alcanzar dichos objetivos, acelerar la transición hacia una economía baja en carbono, dar 
cumplimiento al Acuerdo de París y avanzar hacia la consecución de la Unión de la Energía en 
sus cinco dimensiones (descarbonización, eficiencia energética, seguridad energética, mercado 
interior e I+i+c), la Comisión Europea elaboró una serie de propuestas normativas presentadas 
en 2015 y 2016: 
Revisión del marco legislativo del comercio de emisiones para su próximo período de 
comercio (fase 4). 
Reparto de esfuerzos entre los Estados miembros de cara a cumplir con el objetivo 
común de reducción de emisiones en los sectores no cubiertos por la Directiva de 
Comercio de Emisiones (propuesta de Reglamento Europeo). 
Inclusión de los GEI y de los sumideros provenientes del uso de la tierra, cambio del uso 
de la tierra y selvicultura (LULUCF por sus siglas en inglés), en el marco de Clima y Energía 
2030 (propuesta de Reglamento Europeo). 
El conjunto de propuestas conocido como “paquete de invierno”9 que incluyó revisiones 
y propuestas legislativas sobre eficiencia energética, edificios, energías renovables, 
diseño de mercado eléctrico, seguridad de suministro y reglas de Gobernanza para la 
Unión de la Energía. 
La mayoría de las anteriores propuestas ya han sido aprobadas en el seno de las instituciones 
europeas e incluyen revisiones y propuestas legislativas sobre eficiencia energética10, energías 
                                                            s
8 El último informe del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre Cambio Climático confirmó que el crecimiento  e.
de la temperatura media del planeta observado supera 1°C con respecto a la media de la época preindustrial.  w.b
9 Energía limpia para todos los europeos; COM2016 860 final.  06ww
10 Dlai rDeicrteicvtai v(aU E2)0 21021/287/2/U00E2 r edlealt iPvaar laa lma eenfitcoie Enucrioa peenoe ryg déetilc Cao. nsejo de 11 de diciembre de 2018 por la que se modifica
24

renovables11, diseño de mercado eléctrico12, seguridad de suministro y reglas de Gobernanza 
para la Unión de la Energía13. 
Este nuevo marco normativo aporta certidumbre regulatoria y condiciones favorables para que 
se lleven a cabo las inversiones, faculta a los consumidores europeos para que se conviertan en 
actores en la transición energética y fija objetivos vinculantes para la UE en 203014: 
40% de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) respecto a 1990. 
32% de renovables sobre el consumo total de energía final bruta. 
32,5% de mejora de la eficiencia energética. 
15% interconexión eléctrica de los Estados miembros. 
En cuanto al resto de dimensiones de la Unión de la Energía, destacar que en seguridad 
energética se define la forma de actuación en caso de limitación del suministro y se fijan 
objetivos para aumentar la diversificación de fuentes de energía y suministro, así como la 
reducción de importación de energía. En el caso de España, dada la preponderancia de los 
combustibles fósiles en el sistema energético nacional, éste se caracteriza por una elevada 
dependencia energética, que alcanza el 73%, muy por encima de la media de la UE (54%). En el 
lado positivo España tiene uno de los niveles más altos de diversificación de proveedores de gas 
y petróleo en Europa. Con respecto al mercado interior, el objetivo de interconexión eléctrica 
de los Estados miembros se fija en el 15% para el año 2030. 
En  investigación,  innovación  y  competitividad  se  establecen  objetivos  nacionales  y  de 
financiación en materia de investigación e innovación tanto pública como privada. Por último, y 
en el horizonte de 2050, la Comisión Europea actualizó el 28 de noviembre de 2018 su hoja de 
ruta hacia una descarbonización de la economía con la intención de convertir a la Unión Europea 
en climáticamente neutra en 205015 (cero emisiones netas de GEI). 
1.2.2 Políticas y medidas actuales en materia de energía y clima relativas a las 
cinco dimensiones de la Unión de la Energía 
Descarbonización de la economía 
Las políticas y medidas en materia de descarbonización que se han desarrollado hasta la fecha 
se han enmarcado en la Estrategia Española de Cambio Climático y Energía Limpia, aprobada 
por el Consejo de Ministros de 2 de noviembre de 2007, y diseñada con un horizonte temporal 
                                                           
11 Directiva (UE) 2018/2001 del Parlamento Europeo y del Consejo de 11 de diciembre de 2018 relativa al fomento del 
uso de energía procedente de fuentes renovables. 
12 Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes 
para el mercado interior de la electricidad y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE (Texto pertinente a 
efectos del EEE). 
13 Reglamento (UE) 2018/1999 del Parlamento Europeo y del Consejo de 11 de diciembre de 2018 sobre la gobernanza 
de la Unión de la Energía y de la Acción por el Clima, y por el que se modifican los Reglamentos (CE) nº 663/2009 y 
(CE) nº 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, las Directiva 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 
2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE y 2013/30/UE del Parlamento Europeo y del Consejo y las Directivas 
2009/119/CE y (UE) 2015/652 del Consejo, y se deroga el Reglamento (UE) nº 525/2013 del Parlamento Europeo y  s
del Consejo.  e.
14 Los objetivos de energías renovables, eficiencia energética e interconexión eléctrica podrán ser revisados al alza en  w.b
2023.  06ww
15 Claormgou pnliacazoci ódne  udnea la e Ccoonmoimsióían ,p CróOsMpe/r2a0, 1m8o/7d7e3rn fain, aclo, m“Upne tpitliavnae yt ac lliimmáptioic apmarean ttoed noesu. tLraa ”v.i sión estratégica europea a
25

hasta 2020. Posteriormente, la entrada en vigor del nuevo marco europeo con la definición de 
objetivos  a  2020,  derivó  en  una  ampliación  de  la  mencionada  estrategia  con  nuevos 
instrumentos de planificación que se citan a continuación (ver enlaces a los documentos): 
Hoja de ruta de los sectores difusos a 202016, 17. 
Información sobre acciones en el sector del uso de la tierra, cambio de uso de la tierra y 
selvicultura en España18. 
Informe sobre los avances conseguidos en la ejecución de las acciones del sector del uso 
de la tierra, del cambio de uso de la tierra y de la selvicultura de España19. 
Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático20. 
Tercer programa de trabajo del Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático21. 
En el caso de los GEI de los sectores difusos (residencial, transporte, agricultura, residuos, gases 
fluorados e industria no sujeta al comercio de emisiones) esta capacidad se plasmó en la hoja 
de ruta de los sectores difusos a 2020 publicada en septiembre de 2014. Consiste en un análisis 
de los escenarios de emisiones a futuro y su comparación con los objetivos derivados de la 
Decisión de reparto de esfuerzos de la UE (Decisión 406/2009/CE), concretamente con el 
objetivo de reducción del 10% en 2020 de las emisiones difusas respecto de los niveles de 2005. 
Los análisis efectuados han permitido identificar la brecha existente para cumplir dicho 
compromiso de reducción y, en consecuencia, se plantean las opciones y medidas de actuación 
adicionales, cuya puesta en marcha con el grado de intensidad adecuado, permitirá a España 
cumplir con los objetivos a 2020 de manera coste-eficiente. 
Las políticas y medidas existentes, a nivel nacional, adoptadas y/o implementadas hasta la fecha 
en materia de descarbonización o con impacto en la reducción de GEI, se diseminan entre 
diferentes sectores y departamentos, pudiendo encontrarse la lista detallada en el Anexo C. 
Adicionalmente, hay Comunidades Autónomas y entidades locales que en sus ámbitos de 
competencias han puesto en marcha ambiciosos planes y medidas en materia de energía y clima. 
Destaca la implementación en los sectores difusos de los Proyectos Clima promovidos a través 
del Fondo de Carbono para una Economía Sostenible (FES-CO2) y concebidos para marcar una 
senda de transformación del sistema productivo español hacia un modelo bajo en carbono, así 
como los Planes de Impulso al Medio Ambiente, conocidos como PIMA, medidas de lucha 
contra el cambio climático a nivel nacional. Es igualmente destacable la creación de un impuesto 
sobre los gases fluorados que ha permitido una rápida transformación de este sector reduciendo 
drásticamente sus emisiones. 
En cuanto a los sectores sujetos a comercio de derechos de emisión, el régimen europeo viene 
regulado por la Ley 1/2005, de 9 de marzo, así como por diversos Reales decretos que la 
desarrollan. Este régimen afecta en España a alrededor de 900 instalaciones industriales y de 
                                                           
16 https://www.miteco.gob.es/images/es/Hoja%20de%20Ruta%202020_tcm30-178253.pdf 
17 https://www.miteco.gob.es/images/es/HojaRuta2020_Fichas_tcm30-178314.pdf  es
18 https://www.miteco.gob.es/images/es/acciones_lulucf_espana_def_tcm30-178767.pdf  oe.
19 https://www.miteco.gob.es/images/es/informe_progreso_utucts_es_2017_tcm30-178397.pdf  w.
20 https://www.miteco.gob.es/es/cambio-climatico/temas/impactos-vulnerabilidad-y-adaptacion/pna_v3_tcm7- 06ww
21 h1en2tt4epr4so5:/-_2/tw0c1mw4w3_0t.mc-7mi0t3e30c9-o37..0gpo3db9f 7.e.sp/defs /cambio-climatico/temas/impactos-vulnerabilidad-y-adaptacion/3PT-PNACC-
26

generación eléctrica. Asimismo, nuestro país tiene atribuida la gestión de más de 30 operadores 
aéreos activos, de los que aproximadamente la mitad son de nacionalidad extranjera. 
En el ámbito de las renovables el vigente Plan de Energías Renovables (PER) 2011-2020 
establece objetivos acordes con la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, 
de 23 de abril de 2009, relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables. 
El PER tiene el objetivo de lograr que en el año 2020 al menos el 20,8% del consumo final bruto 
de energía proceda del aprovechamiento de las fuentes renovables (un 39% sobre el total del 
consumo eléctrico) y una contribución de estas fuentes al consumo del transporte del 11,3%, 
superando así los objetivos mínimos obligatorios establecidos para España en la Directiva de 
Energías Renovables. 
En nuestro país, la regulación del sistema eléctrico ha sufrido continuos cambios normativos, 
que condujeron a acometer las reformas dirigidas a garantizar la sostenibilidad económica y 
financiera del sistema a largo plazo, buscando contener el creciente déficit tarifario. La 
aprobación de una reforma global del sector, basada en un nuevo régimen de ingresos y gastos 
de los distintos actores del sistema eléctrico, produjo un ajuste en la retribución de las 
tecnologías de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energías renovables, 
cogeneración y residuos que desincentivó inicialmente nuevos desarrollos. 
No obstante, ante la necesidad de cumplir el mencionado objetivo de energía renovable en 
2020, se procedió a imprimir un nuevo impulso a su despliegue. Para ello se estableció un 
régimen retributivo específico para fomentar la producción a partir de fuentes de energía 
renovables,  cogeneración  de  alta  eficiencia  y  residuos,  basado  en  procedimientos  de 
concurrencia competitiva (subastas). Así, en 2016 se convocó la primera subasta para la 
asignación del régimen retributivo específico de nuevas instalaciones de producción de energía 
eléctrica a partir de fuentes de energía renovables en el sistema eléctrico peninsular; a partir de 
entonces, se han llevado a cabo dos subastas más y como resultado, se han asignado 9.292,4 
MW de nueva potencia renovable. 
Asimismo, con la aprobación del Real Decreto-Ley 15/2018 se ha otorgado una extensión 
excepcional a los permisos de acceso y conexión eléctrica de energías renovables previamente 
concedidos que, de otra manera, hubiesen expirado el 31 de diciembre de 2018. A través de 
esta extensión, será posible comenzar a operar en 2020 la potencia instalada renovable 
otorgada en las últimas subastas y contribuir a lograr el objetivo del 20% ese año. 
Adicionalmente, la política de fomento de energías renovables aprovecha y potencia las 
sinergias existentes con otras medidas aprobadas recientemente en el mencionado Real 
Decreto-Ley 15/2018 dirigidas a mejorar la protección de los consumidores de energía, fomentar 
la movilidad sostenible a través del vehículo eléctrico, liberalizar la actividad de recarga, así 
como impulsar el autoconsumo eléctrico renovable. 
Sobre este último punto, destacar que en España la actividad de autoconsumo apenas ha 
despegado todavía debido a la existencia de una serie de barreras regulatorias que han 
dificultado su viabilidad económica. Sin embargo, el Real Decreto 244/2019, por el que se 
regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía  e.
eléctrica, pretende facilitar que el consumidor pueda obtener una energía más limpia y a menor  w.
coste.  06ww
27

Por su parte, el apoyo a las fuentes de energías renovables para calefacción, refrigeración y 
producción eléctrica aislada de red, se materializa principalmente a través de subvenciones de 
las Comunidades Autónomas a la potencia instalada. Adicionalmente, en materia de ayudas 
financieras a las energías renovables se ha continuado con los programas existentes de 
financiación a proyectos, en su mayor parte gestionados por el IDAE, adscrito al MITECO. Se trata 
de actuaciones integrales destinadas a promover el aprovechamiento de las energías renovables 
(solar, biomasa y geotermia) en el sector residencial y terciario, y favorecer el ahorro energético 
y la mejora de la eficiencia energética de los edificios existentes. 
En relación con el fomento del uso de biocarburantes, su impulso más reciente se plasmó a 
finales de 2015 (Real Decreto 1085/2015, de 4 de diciembre, de fomento de los biocarburantes) 
a través de nuevos objetivos anuales mínimos y obligatorios de venta o consumo (4,3%, 5%, 6%, 
7% y 8,5%, para los años 2016, 2017, 2018, 2019 y 2020, respectivamente). Los sujetos obligados 
pueden alcanzarlos de manera flexible a través de certificados de biocarburantes en diésel o en 
gasolina indistintamente. 
Finalmente, destacar que entre las iniciativas recientes para la reducción de emisiones se logró 
un acuerdo-marco del sector del carbón firmado el pasado 24 de octubre de 2018 entre el 
Gobierno, los sindicatos y representantes del sector. Su objetivo central es favorecer una 
transición justa de la minería del carbón y promover el desarrollo sostenible de las regiones 
mineras durante el período 2019-2027. El acuerdo responde a las repercusiones sociales 
derivadas del cumplimiento de la Decisión 2010/787/UE del Consejo Europeo, que obliga al 
cierre de las minas de carbón en territorio comunitario o, de lo contrario, a devolver las ayudas 
estatales recibidas en el período 2011-2018.
Eficiencia energética 
La política de eficiencia energética se articula a través del Plan Nacional de Acción de Eficiencia 
Energética 2017-2020 (que da continuación al Plan Nacional de Acción de Eficiencia Energética 
2014-2020), remitido a Bruselas en abril de 2017. Éste responde a la exigencia del artículo 24.2 
de la Directiva de Eficiencia Energética 2012/27/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 
25 de octubre de 2012, que exige a todos los Estados miembros de la Unión Europea la 
presentación de estos planes, el primero de ellos a más tardar el 30 de abril de 2014 y, a 
continuación, cada tres años. 
Las medidas actuales de fomento de la eficiencia energética comprenden un abanico de 
actuaciones de tipo legislativo y/o de apoyo económico, dirigidas a producir un impacto general 
o específico en cada sector de consumo. La decisión estructural más importante fue el 
establecimiento del sistema de obligaciones de eficiencia de energía, junto con la creación del 
Fondo Nacional de Eficiencia Energética (FNEE), para financiar las iniciativas nacionales de 
eficiencia energética (así dispuesto en el Real Decreto Ley 8/2014, de 4 de julio, de aprobación 
de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia convalidado por la Ley 
18/2014, de 15 de octubre). 
El FNEE, dirigido por su Comité de Seguimiento y Control, órgano interdepartamental en el que 
están representados los principales ministerios con competencias en la materia, está gestionado  e.
por el IDAE, tiene como finalidad la financiación de mecanismos de apoyo económico,  w.
feifnicainecniceirao , eanseisrtgeéntciciaa  téecnn ilcoas,  fdoirfmeraecniótens,  insefocrtmoraecsi ócno un soutmraisd omreeds iddaes  ceonne ergl ífain,  ddee  afuomrmenat aqru lea   2021-5106n https://ww
28

contribuyan a alcanzar el objetivo de ahorro energético nacional que establece el sistema 
nacional de obligaciones previsto en el artículo 7 de la Directiva de Eficiencia Energética. Este 
Fondo articula medidas de eficiencia a través de convocatorias cofinanciadas con Fondos 
Estructurales. 
El fomento de la eficiencia energética en las ciudades ha tenido dos componentes o líneas de 
actuación principales: los edificios, por un lado, y la movilidad, tanto de pasajeros como de 
mercancías, por otro. Las actuaciones para la mejora de la eficiencia energética de los edificios 
se han encuadrado dentro de la Estrategia a largo plazo para la rehabilitación energética en el 
sector de la edificación en España (ERESEE), que cuenta con diferentes piezas legislativas. Es el 
caso del Código Técnico de la Edificación22 (CTE), el Reglamento de Instalaciones Térmicas en los 
Edificios23  (RITE)  o  el  Sistema  de  Certificación  Energética  de  Edificios,24  entre  otros. 
Actualmente, tanto el CTE como el RITE se encuentran en proceso de actualización debido, por 
un lado, a su revisión natural cada cinco años, y, por otro, para incluir los nuevos requisitos 
derivados de las actualizaciones de las Directivas de Eficiencia Energética (2018/2002/UE) y la 
Directiva de Eficiencia Energética en los Edificios (2018/844/UE). 
Dentro del sector de la edificación, destaca el Programa de ayudas para la rehabilitación 
energética  de  edificios  existentes  (Programa  PAREER-CRECE)  y  el  Fondo  JESSICA-FIDAE, 
gestionados ambos por el IDAE; este último ha financiado proyectos urbanos de eficiencia 
energética y de uso de las energías renovables. 
La eficiencia energética en las ciudades se articula por parte de la administración pública a través 
de las estrategias integradas de desarrollo urbano sostenible (DUSI) dirigidas a áreas funcionales 
urbanas. 
Las actuaciones para la mejora de la eficiencia energética en el transporte y la movilidad 
sostenible en las ciudades se han dirigido a favorecer el cambio modal en la movilidad de 
personas y mercancías hacia aquellos modos menos consumidores de energía por pasajero-km 
o tonelada-km, siendo el uso de las tecnologías de la información y la comunicación (TIC) uno 
de los pilares para la promoción de los nuevos servicios de la movilidad. Complementariamente, 
han incluido acciones dirigidas a mejorar la eficiencia del parque de vehículos mediante la 
renovación de las flotas, en especial las de reparto urbano de última milla, la incorporación 
progresiva  de  vehículos  eléctricos  y  otros  avances  tecnológicos,  así  como  actuaciones 
encaminadas al uso eficiente de los medios de transporte. 
De manera adicional, la promoción de la cogeneración de alta eficiencia y de las redes urbanas 
de calefacción y refrigeración, así como medidas de eficiencia energética en la transformación, 
transporte, distribución y participación en la demanda han formado parte de la estrategia 
integral de eficiencia energética en las ciudades. 
Por su parte, la eficiencia energética en entornos no urbanos y, por tanto, en otros sectores 
distintos de la edificación o el transporte, ha contado con medidas de apoyo adaptadas a las 
especificidades de cada sector. En la industria ha primado una política de apoyo financiero a la 
inversión industrial en el marco de la política pública de fomento de la competitividad; 
                                                            oe.
22 Real Decreto 314/2006, de 17 de marzo, por el que se aprueba el Código Técnico de la Edificación.  w.
23 Real Decreto 1027/2007, de 20 de julio, actualizado mediante el Real Decreto 238/2013, de 5 de abril, por el que  06ww
24 seRefei cmaile oDndceiifcairc eeatnnoe d r2eg3tée5tri/cm2a0 idn1ea3 d,l oodsse  e a5drt iídfciecui loaosbs. r eil  inpsotrr uecl cqiounee sse t éacpnriuceasb ad eell  RpITroEc. edimiento básico para la certificación de la
29

adicionalmente, han existido y existen programas de ayudas a pymes y grandes empresas que, 
financiados con el presupuesto del FNEE, han tenido como objetivo incentivar y promover la 
realización de actuaciones en el sector industrial que reduzcan las emisiones de dióxido de 
carbono, mediante la mejora de la eficiencia energética.  
En definitiva, la ejecución de las medidas del Plan Nacional de Acción de Eficiencia Energética 
2017-2020 y de los planes anteriores ha contribuido a una mejora de la eficiencia energética, 
reflejada durante el periodo 2004 a 2016 y cuantificada en un descenso anual de la intensidad 
energética final del 2%. 
Seguridad Energética 
Tal y como se ha señalado con anterioridad, la dependencia energética de España respecto al 
exterior es muy elevada, 73% en 2017, debido a la preponderancia de combustibles fósiles en 
su mix energético que han de ser importados en su totalidad dado que la producción nacional 
es casi nula. Las importaciones de hidrocarburos son, en consecuencia, muy importantes en el 
ámbito de la seguridad energética, entendida ésta como seguridad de suministro. 
La presencia del gas natural en el balance energético español es ligeramente inferior a la de 
otros Estados miembros de la UE, motivado por una climatología más benigna, dando lugar a 
una menor penetración del gas natural entre los consumidores domésticos y calefacciones 
centrales. 
En cuanto a los productos petrolíferos, su presencia en el mix energético nacional es muy 
superior a la media de la UE, debido a las siguientes causas: 
Elevado  desarrollo  del transporte  de mercancías por  carretera  en  detrimento  del 
ferroviario (2% de media en España, frente a un 17% de media en la UE). 
  Importante consumo para el transporte marítimo frente a Estados miembros sin apenas 
salida al mar. 
  Importante consumo para el transporte aéreo por la gran importancia del sector turístico. 
En relación a la producción nacional de hidrocarburos, cabe señalar que es prácticamente 
testimonial. Los datos de 2017 son los siguientes: 
  Producción interior de gas natural (2017): 23 ktep (0,09% de las necesidades. 
  Producción interior de crudo (2017): 122.000 toneladas (0,21% de las necesidades). 
Los principales países de origen para las distintas fuentes de energía son los siguientes: 
  Electricidad: España tiene interconexiones eléctricas con Francia, Portugal y Marruecos. 
  Gas natural: en 2017 el 53% de las importaciones se realizaron a través de gasoducto, 
frente a un 47% en buques metaneros (en forma de Gas Natural Licuado a través de 
plantas de regasificación). Actualmente, los gasoductos internacionales más relevantes 
son el Magreb (Magreb-Europa), Medgaz (Argelia-Almería) y las interconexiones con  s
Francia y Portugal. El desglose por países de origen de las importaciones de gas natural  oe.
en 2017 fue el siguiente:  06www.
o Argelia (48%)
30

o Nigeria (12%) 
o Perú (10%) 
o Qatar (10%) 
o Noruega (10%) 
o Otros (10%) 
  Productos petrolíferos: los principales países de origen de crudo de petróleo en 2017 
fueron los siguientes: 
o México (15%) 
o Nigeria (14%) 
o Arabia Saudí (10%) 
A la vista de lo anterior, se puede destacar como posible riesgo la relativa dependencia de 
importación de gas natural de Argelia, que se ve compensada por el elevado peso de las 
importaciones por buques metaneros desde un variado abanico de países de origen. 
Como conclusión se puede afirmar que España cuenta con uno de los niveles más altos de 
diversificación de proveedores de gas y petróleo en Europa. 
Señalar, finalmente, que la cooperación regional para el abastecimiento de energía es un 
elemento fundamental para la estabilidad y prosperidad de los países y regiones de nuestro 
entorno. Éstos son los fundamentos de la plataforma de cooperación regional denominada 
“Unión por el Mediterráneo”, de la que España es miembro. En ese sentido, en su Conferencia 
Ministerial en Italia (1 de diciembre de 2017), se aprobaron tres nuevas plataformas energéticas: 
la primera destinada al mercado de gas, la segunda sobre mercado regional eléctrico, y una 
tercera centrada en las energías renovables y la eficiencia energética. Todo ello con el objetivo 
de organizar y reforzar el diálogo entre los Estados miembros de la región mediterránea, sus 
instituciones financieras, expertos, organizaciones regionales y la industria. 
Mercado interior de la energía: interconectividad, infraestructuras y mercado 
La planificación de la infraestructura de transmisión eléctrica se rige por el Plan de desarrollo 
de la red de transporte de energía eléctrica 2015-2020, que incluye aquellas infraestructuras 
necesarias para garantizar la seguridad de suministro en el horizonte de planificación 2015-
2020. Introduce criterios medioambientales y de eficiencia económica y establece requisitos de 
seguridad y fiabilidad de la red eléctrica, con el objetivo de aumentar la capacidad de conexión 
internacional y en consecuencia la integración de España en el mercado único de la energía. 
La planificación actual integra las energías renovables en la red con el fin de favorecer el 
cumplimiento de los objetivos en esta materia para 2020, y se adapta a las necesidades de 
demanda derivadas de nueva actividad industrial. La estimación de inversiones asociadas a las 
infraestructuras eléctricas previstas en el horizonte 2020 es de 4.554 M€, con un volumen de 
inversión medio anual de 759 M€, de los que se prevé recuperar 143 M€ de los Fondos FEDER a  s
lo largo del periodo.  oe.
En relación con las interconexiones eléctricas transfronterizas, los trabajos que se han realizado  06ww
para ampliar las interconexiones con Francia han puesto en servicio una nueva línea por el este
31

de los Pirineos, que ha duplicado la capacidad de intercambio de electricidad entre España y 
Francia (pasando de 1.400 MW a 2.800 MW), lo que ha contribuido a reforzar la seguridad de 
los dos sistemas eléctricos y a favorecer la integración de un mayor volumen de energía 
renovable, especialmente la eólica del sistema ibérico. 
Sin embargo, aún con esa ampliación, el grado de interconexión eléctrica de España con Francia 
es inferior al 3% de la capacidad de producción eléctrica instalada en España, y queda muy por 
debajo de los objetivos de la Unión de la Energía: 10% de la capacidad instalada de producción 
eléctrica para todos los Estados miembros en el horizonte del año 2020 y 15% en 2030. Con las 
interconexiones previstas hasta la fecha, España será en 2020 uno de los pocos países europeos 
con un grado de interconexión inferior al 10%, por lo que será necesario seguir desarrollando 
nuevas interconexiones. 
En esa dirección y en el marco de colaboración iniciado con la Cumbre de Madrid de 2015, está 
previsto el incremento de la capacidad de interconexión con Francia según las siguientes 
ampliaciones: 
Interconexión entre Aquitania (FR) y el País Vasco (ES), mediante un cable submarino por 
el Golfo de Vizcaya, que permitirá que la capacidad de interconexión entre España y 
Francia llegue a 5.000 MW. 
Interconexión entre Aragón (ES) y Pirineos Atlánticos (FR) e interconexión entre Navarra 
(ES) y Landas (FR), las cuales aumentarán la capacidad de interconexión entre España y 
Francia hasta los 8.000 MW. 
La futura planificación de las infraestructuras de transporte de gas natural se realizará una vez 
aprobado el nuevo desarrollo reglamentario del sector de hidrocarburos, que recogerá el 
procedimiento para la misma. Hasta el momento, la regulación básica se encuentra recogida en 
la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, así como en las disposiciones de 
los artículos 79 y 80 de la Ley 2/2011, de 4 de marzo, de economía sostenible. El documento de 
referencia es la Planificación de los sectores de electricidad y gas 2008-2016, aprobado el 30 de 
mayo de 2008 por Acuerdo de Consejo de Ministros. Dicho documento, en base a un análisis del 
sector y previsiones de demanda, establece criterios de desarrollo de la red básica de gas 
natural, puntos de entrada, y criterios técnicos de diseño de los gasoductos y de la capacidad de 
almacenamiento. En dicha planificación vigente, se analiza e identifica la necesidad de nueva 
capacidad de transporte, almacenamiento e infraestructuras de regasificación, dibujando los 
grandes ejes de manera que quede configurado un sistema seguro y flexible, en el que todas las 
zonas gasistas estén comunicadas entre sí. 
Respecto a la organización del mercado, la Directiva 2009/72/CE sobre normas comunes para el 
mercado interior de la electricidad y la Directiva 2009/73/CE sobre normas comunes para el 
mercado interior del gas natural establecen que, para un adecuado funcionamiento de los 
mercados interiores de electricidad y de gas natural, los reguladores de la energía deben poder 
adoptar  decisiones  sobre  todas  las  cuestiones  de  reglamentación  pertinentes  y  ser 
independientes de cualquier otro interés, público o privado. El marco normativo europeo 
establece que el regulador promoverá, entre otros, un mercado interior competitivo, flexible,  e.e
seguro y medioambientalmente sostenible; apoyará el desarrollo de sistemas orientados al  b
consumidor; fomentará la eficiencia energética y la integración de las renovables a gran y  06ww
pequeña escala; y garantizará que los operadores y usuarios tengan los incentivos adecuados
32

para incrementar la eficiencia energética. También fija que entre las tareas del regulador se 
encuentran el seguimiento de la apertura y la competencia en los mercados mayorista y 
minorista, así como la eliminación de barreras al desarrollo del autoconsumo o el acceso a sus 
propios datos por parte de los consumidores. 
Por todo ello, el Real Decreto-ley 1/2019 , de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar 
las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a las exigencias 
derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del 
Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el 
mercado interior de la electricidad y del gas natural, realizó un reparto de competencias 
respetuoso con el marco comunitario, dotando a la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia (CNMC) de la independencia y las competencias necesarias para el ejercicio de 
sus funciones. El Real Decreto-ley 1/2019 establece que, entre otras, es competencia de la 
CNMC fijar la retribución del operador del sistema eléctrico y del gestor técnico del sistema 
gasista, aprobar la metodología, los parámetros retributivos, la base regulatoria de activos y la 
remuneración actual de las actividades de transporte y distribución de gas y electricidad, así 
como determinados aspectos de las condiciones de acceso y conexión a las redes de distribución 
y transporte de electricidad y de gas natural, y las reglas de funcionamiento de los mercados 
organizados en su componente regulada. 
Por otra parte, en el contexto de la transición energética actual, es necesario adoptar un marco 
regulatorio e institucional claro, estable y predecible que otorgue seguridad jurídica a las 
personas físicas y jurídicas relacionadas con el sector energético, cuya transversalidad engloba 
tanto a colectivos vulnerables como a inversores nacionales e internacionales. Por ello, el 
mencionado Real Decreto-ley 1/2019 también prevé que, con carácter previo a la aprobación de 
las circulares, el MITECO podrá emitir un informe sobre la adecuación de la propuesta a las 
orientaciones de política energética que haya establecido el Gobierno, así como los mecanismos 
de cooperación con la CNMC en caso de suscitarse discrepancias. Y es que una cooperación 
efectiva es clave precisamente para el desarrollo de un marco regulatorio e institucional claro, 
estable, predecible y para proporcionar señales coherentes a los operadores, consumidores e 
inversores, que permitan conseguir los objetivos establecidos en el marco normativo Energía 
Limpia para todos los Europeos, así como en el presente Plan. 
De acuerdo con las modificaciones introducidas mediante dicho Real Decreto-ley, en el artículo 
3 y en el artículo 16 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico: 
Corresponderá a la Administración General del Estado regular la estructura de los cargos 
por costes regulados y de los cargos necesarios para cubrir otros costes del sistema 
eléctrico. 
 El MITECO, previo Acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos 
Económicos, dictará las disposiciones necesarias para el establecimiento de los cargos 
necesarios que se establecerán de acuerdo con la metodología prevista para cubrir los 
costes de las actividades del sistema que correspondan. 
 El Gobierno, previo informe de la CNMC, establecerá la metodología de cálculo de los  es
cargos que deberán satisfacer los consumidores y, en su caso, los productores de energía  bo
eléctrica. Los cargos cubrirán los costes del sistema que se determinen, sin perjuicio de  06ww
lo dispuesto para los peajes de transporte y distribución.
33

Señalar, finalmente, se encuentran en proceso de tramitación sendos Reales Decretos que 
deberán regular, en el ámbito del sector eléctrico y sector de hidrocarburos, la metodología de 
cálculo de cargos y establecer cuáles son las variables utilizadas para repartir dichos costes, de 
manera que el reparto no resulte discriminatorio y responda a las políticas energéticas 
impulsadas por el Gobierno, es decir, que impulsen la eficiencia, la descarbonización de la 
economía y una transición energética justa. 
Investigación, innovación y competitividad 
El MCI es el departamento de la Administración General del Estado encargado de la ejecución 
de la política en materia de investigación científica, desarrollo tecnológico e innovación en todos 
los sectores. Por ello, es el responsable de desarrollar la política de I+i+c en el sector de la energía 
y coordinar a todos los agentes implicados. 
El marco de actuación en materia de investigación, desarrollo e innovación viene definido en 
dos documentos fundamentales de política científica, tecnológica e innovadora: la Estrategia 
Española de Ciencia,  y Tecnología y de innovación 2013-2020 (EECTI) y los Planes estatales de 
investigación científica y técnica y de innovación. 
La Estrategia española de ciencia y tecnología y de innovación 2013-2020 (EECTI) es el 
instrumento que establece los objetivos generales a alcanzar durante el período 2013-2020 
ligados al fomento y desarrollo de las actividades de I+D+i en España. Estos objetivos se alinean 
con los que marca la Unión Europea dentro del programa marco para la financiación de las 
actividades de I+D+i «Horizonte 2020» para el período 2014-2020, contribuyendo a incentivar 
la participación activa de los agentes del Sistema Español de Ciencia, Tecnología e Innovación 
en  el  espacio  europeo.  Incluye,  asimismo,  la  coordinación  entre  las  actuaciones  de  la 
Administración General del Estado, las Comunidades Autónomas y la Unión Europea, a la vez 
que propone mecanismos eficientes de articulación entre los agentes del mencionado Sistema 
Español de Ciencia, Tecnología e Innovación. 
La EECTI fija los ejes prioritarios que cubren todo el proceso de desarrollo y aplicación de la 
investigación científica y tecnológica «desde la idea al mercado». Entre sus objetivos defiende 
la orientación de la investigación científica y técnica, el desarrollo tecnológico y la innovación 
hacia los grandes retos de la sociedad española: la salud, el envejecimiento, la aplicación y 
defensa de los principios de inclusión de los segmentos de nuestra sociedad más frágiles, la 
sostenibilidad medioambiental, la resiliencia al cambio climático, el abastecimiento energético, 
la biodiversidad, la transformación de nuestros sistemas políticos y sociales y la seguridad de 
nuestros ciudadanos. 
Uno de los objetivos de la EECTI es guiar las actividades de I+i+c, incluyendo la investigación 
fundamental científica y técnica, el desarrollo tecnológico y la innovación hacia ocho grandes 
ámbitos que implican, a su vez, importantes mercados para el desarrollo de nuevos productos y 
servicios: 1. Salud, cambio demográfico y bienestar; 2. Seguridad y calidad alimentaria; actividad 
agraria productiva y sostenible; sostenibilidad de recursos naturales, investigación marina y 
marítima; 3. Energía segura, sostenible y limpia; 4.Transporte inteligente, sostenible e integrado; 
5. Acción sobre cambio climático y eficiencia en la utilización de recursos y materias primas; 6.  e.
Cambios e innovaciones sociales; 7. Economía y sociedad digital; 8. Seguridad, protección y  w.
defensa.  06ww
34

Los Planes estatales de investigación científica y técnica y de innovación, elaborados por el MCI, 
contando con las contribuciones de centros públicos de investigación, universidades, centros 
tecnológicos, asociaciones empresariales, plataformas tecnológicas y expertos de la comunidad 
científica, técnica y empresarial, son la articulación concreta de la mencionada Estrategia 2013-
2020. El Plan 2017-2020 (PEICTI 2017-2020) aprobado por el Consejo de Ministros en diciembre 
de 2017, al igual que el correspondiente al período 2013-2016, está integrado por cuatro 
programas estatales que corresponden a los objetivos generales establecidos en la Estrategia: 
promoción del talento y su empleabilidad; generación de conocimiento y fortalecimiento del 
sistema; liderazgo empresarial en I+D+i; e I+D+i orientada a los retos de la sociedad. 
Finalmente, en el marco del Acuerdo de la Asociación de España 2014-2020 con la Unión 
Europea, conjuntamente la Estrategia española de ciencia y tecnología y de innovación y los 
Planes estatales de investigación científica y técnica y de innovación definen el marco nacional 
de especialización inteligente (RIS3) que las Comunidades Autónomas particularizan a través de 
sus  correspondientes  Estrategias  de  investigación  e  innovación  para  la  especialización 
inteligente. 
La mencionada Estrategia española de ciencia y tecnología y de innovación 2013-2020 se 
complementa con políticas sectoriales. En este sentido, se establece una coordinación con la 
Estrategia española de cambio climático y energía limpia, que persigue el cumplimiento de los 
compromisos de España en materia de cambio climático y el impulso de las energías limpias, al 
mismo tiempo que la mejora del bienestar social, el crecimiento económico y la protección del 
medio ambiente. 
España está inmersa, dentro del marco europeo, en una transformación energética que, siendo 
efectiva en términos de costes, permita cumplir con los objetivos europeos de reducción de 
emisión de GEI y descarbonización de la economía, conforme a lo previsto en la Estrategia 
Europa 2020 y su iniciativa emblemática «Una Europa que utilice eficazmente los recursos», 
asegurando el suministro y crecimiento económico de Europa, y en el que uno de los pilares 
fundamentales es la investigación y la innovación. 
En ese proceso tiene un papel principal el SET-Plan. Así en septiembre de 2015 la Comunicación 
de la Comisión “SET-Plan integrado: Acelerar la transformación del sistema energético 
europeo”, propuso 10 acciones claves en línea con las prioridades de la Unión de la Energía y su 
5º pilar en materia de investigación, innovación y competitividad. La propuesta buscaba un 
cambio definitivo del concepto del sistema energético europeo, proponiendo un sistema 
integrado que fuera más allá de los silos de las tecnologías energéticas como había sido hasta 
entonces. 
Por otro lado, la cooperación con otros Estados miembros también se realiza mediante 
programas de colaboración tecnológica de ámbito transnacional: 
Eureka, y programas de cooperación bilateral, en los que la participación de empresas 
españolas se financia en CDTI, vía préstamos con un tramo no reembolsable, a través de 
una convocatoria no competitiva abierta todo el año. 
Eurostars,  para  pymes  intensivas  en  I+I.  CDTI  financia  vía  subvenciones  en  una  o
convocatoria competitiva. Fechas de cierre establecidas.  06ww
35

ERANETs-cofund, con posibilidad de participación de distintos tipos de entidades, que se 
financian vía subvenciones - convocatoria competitiva. Fechas de cierre establecidas. 
Horizonte 2020, abierto a la participación de todo tipo de entidades. Convocatorias 
anuales con fechas de cierre establecidas, competitivas y financiación vía subvenciones. 
Para la propuesta y ejecución de las políticas en materia de investigación e innovación se cuenta 
con las unidades responsables de la financiación de las actividades propuestas por el MCI y con 
los instrumentos que utiliza en su desarrollo la Estrategia española de ciencia y tecnología y de 
innovación y sus Planes Estatales de I+D+i. Entre ellos destacan los siguientes: 
La AEI, dependiente del MCI, creada mediante Real Decreto 1067/2015, de 27 de noviembre de 
2015, con el objeto de ser el instrumento para la modernización de la gestión pública de las 
políticas estatales de I+i en España, es responsable de la financiación, evaluación, concesión y 
seguimiento de las actuaciones de investigación científica y técnica. La AEI gestiona los 
siguientes programas del Plan Estatal: Programa estatal de promoción del talento y su 
empleabilidad; Programa estatal de generación del conocimiento y fortalecimiento institucional 
y tecnológico; y Programa Estatal de I+i+c orientada a los retos de la sociedad.
Por su parte el CDTI, Entidad Pública Empresarial, también dependiente del MCI, tiene por 
objeto incrementar la competitividad de las empresas españolas elevando su nivel tecnológico. 
Lleva a cabo actividades de financiación de proyectos empresariales de I+i+c (Programa Estatal 
de Liderazgo empresarial), así como de gestión y promoción de la participación española en 
programas internacionales de cooperación tecnológica y apoyo a la creación y consolidación de 
empresas de base tecnológica. 
Además, se cuenta, como principales órganos centrados en la ejecución de las actuaciones 
subvencionadas por la AEI, con los Organismos Públicos de Investigación, como el Centro 
Superior de Investigaciones Científicas (CSIC) o el CIEMAT, adscritos al MCI. Dentro de las 
actuaciones de la AEI destacan las Plataformas Tecnológicas, que son foros de trabajo en 
equipo, liderados por la industria, que integran a todos los agentes del sistema de Ciencia-
Tecnología-Innovación (empresas, centros tecnológicos, organismos públicos de investigación, 
universidades, centros de I+I, asociaciones, fundaciones, etc.), con el objetivo central de definir 
la visión a corto, medio y largo plazo del sector y de establecer una ruta estratégica en I+i+c. 
Entre sus objetivos destacan: 
Favorecer la competitividad, la sostenibilidad y el crecimiento del sector industrial y del 
tejido científico-tecnológico español. 
Ser un mecanismo de transmisión de la I+i+c hacia el mercado nacional e internacional. 
Canalizar la generación de empleo y la creación de empresas innovadoras mediante 
proyectos y actuaciones. 
Por último, cabe destacar la iniciativa, sin ánimo de lucro en energía, ALINNE. Es una iniciativa 
que nace para aunar y coordinar esfuerzos entre todos los agentes de la cadena de valor de la 
I+i+c en energía, que permita dar respuesta a los principales retos que la política de I+i+c tiene  s
en el ámbito del sector energético, contribuyendo a la definición de unas pautas de trabajo a  oe.
nivel nacional y de posicionamiento europeo.  06www.
36

2 OBJETIVOS GENERALES Y ESPECÍFICOS 
2.1 DIMENSIÓN DE LA DESCARBONIZACIÓN 
Tal y como se ha señalado, el objetivo de España a largo plazo es convertirse en un país neutro 
en carbono en 2050 (cero emisiones netas de GEI), para lo que se ha fijado el objetivo de lograr 
una mitigación de, al menos, el 90% de las emisiones brutas totales de GEI respecto al año de 
referencia 1990. En esa dirección, el objetivo de mitigación de emisiones para el año 2030 es, al 
menos, el 20% respecto a 1990. Como resultado de las medidas contempladas en el presente 
Plan, se pasa de los 340,2 MtCOeq emitidos en 2017, a los 221,8 MtCOeq en el año 2030, lo 
2 2
que implica retirar aproximadamente la tercera parte de las emisiones actuales entre ambas 
fechas. 
Concretamente en la década 2021 a 2030, y como resultado de la aplicación de las medidas de 
este Plan Nacional (ver capítulo 3), las emisiones totales brutas pasarían de los 319,3 MtCO eq 
2
previstos para el año 2020, a los 221,8 MtCOeq en 2030. Los sectores de la economía que, en 
2
cifras absolutas, reducirán más sus emisiones en ese periodo son los siguientes: 
Generación eléctrica, 36 MtCOeq 
2
Movilidad y transporte, 27 MtCO eq 
2
Residencial, comercial e institucional, 10 MtCOeq 
2
Sector de la industria (combustión), 7 MtCO2eq 
Tabla 2.1. Evolución de las emisiones (miles de toneladas de CO2 equivalente) 
Años  1990  2005  2015  2020*  2025*  2030* 
Transporte  59.199  102.310  83.197  87.058  77.651  59.875 
Generación de energía eléctrica  65.864  112.623  74.051  56.622  26.497  20.603 
Sector industrial (combustión)  45.099  68.598  40.462  37.736  33.293  30.462 
Sector industrial (emisiones de procesos)  28.559  31.992  21.036  21.147  20.656  20.017 
Sectores residencial, comercial e institucional  17.571  31.124  28.135  28.464  23.764  18.397 
Ganadería  21.885  25.726  22.854  23.247  21.216  19.184 
Cultivos  12.275  10.868  11.679  11.382  11.089  10.797 
Residuos  9.825  13.389  14.375  13.657  11.932  9.718 
Industria del refino  10.878  13.078  11.560  12.330  11.969  11.190 
Otras industrias energéticas  2.161  1.020  782  825  760  760 
Otros sectores  9.082  11.729  11.991  12.552  11.805  11.120 
Emisiones fugitivas  3.837  3.386  4.455  4.789  4.604  4.362 
Uso de productos  1.358  1.762  1.146  1.236  1.288  1.320 
Gases fluorados  64  11.465  10.086  8.267  6.152  4.037 
Total  287.656  439.070  335.809  319.312  262.675  221.844 
*Los datos de 2020, 2025 y 2030 son estimaciones del Escenario Objetivo del PNIEC. 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
La  descarbonización  prevista  en  el  sector  eléctrico  reduce  las  emisiones  en  36  MtCO2  s
equivalente. Esa reducción es el resultado, en primer lugar, de la pérdida sustancial del peso  oe.
del carbón en la generación eléctrica en el período del Plan. Nueve de las quince centrales  w.
tinéircmioi cdaesl  Pdlea nc aernb ó20n2 e1x cisotmenot eres seunlt alad oa cdteu alali ddeadci s(i2ó0n1 a9d) onpot aedsat aproárn l apso esmiblpermeseanst pe rooppeiertaatriviaass  dael   2021-5106n https://ww
37

no realizar las inversiones correspondientes a los requerimientos de la Unión Europea relativos 
a emisiones contaminantes. Es decir, se prevé que al inicio del Plan sigan activas seis centrales 
de carbón. 
Según las previsiones del Plan, antes de 2030 las centrales térmicas de carbón dejarán de ser 
competitivas dado el aumento previsto en el precio de la tonelada de CO2 en el sistema europeo 
de comercio de emisiones (35 €/t), la continua reducción de costes en las tecnologías renovables 
para la generación eléctrica y el precio relativo del gas. En todo caso, la transición en el sector 
tendrá que ir acompañada de medidas de apoyo a las comarcas afectadas para asegurar que el 
proceso se desarrolla de forma justa y solidaria. 
En segundo lugar, la descarbonización prevista del sector eléctrico será el resultado de la 
importante penetración de tecnologías renovables prevista en el Plan, que irán sustituyendo de 
forma progresiva la generación de origen fósil. La generación eléctrica renovable en el año 2030 
será el 74% del total, coherente con una trayectoria hacia un sector eléctrico 100% renovable 
en 2050. 
En el sector de la movilidad-transporte la reducción prevista es de 27 Mt COeq. Este resultado 
2
es consecuencia, sobre todo, del importante desplazamiento modal desde el vehículo de 
combustión convencional hacia el transporte público colectivo, el compartido y los modos no 
emisores, y como resultado de la generalizada delimitación de zonas de bajas emisiones en las 
ciudades de más de 50.000 habitantes a partir de 2023, en las que se prevé la limitación del 
acceso a los vehículos más emisores y contaminantes. Como consecuencia de la implementación 
de las medidas de impulso de cambio modal, se estima que el 35% de los pasajeros-kilómetro 
que se realizan en la actualidad en vehículos convencionales se desplazarán hacia modos no 
emisores para el año 2030. Es, asimismo, el resultado de la importante presencia de vehículos 
eléctricos que se espera para 2030: 5 millones de unidades, incluyendo coches, furgonetas, 
motos y autobuses, así como el uso de biocarburantes avanzados. 
En el sector de la industria, la totalidad de las mejoras en las emisiones se logran en los procesos 
de combustión, ya que la parte de procesos conoce un ligero incremento. La mitigación alcanza 
los 7 Mt COeq y es consecuencia de los cambios previstos en los combustibles utilizados en los 
2
procesos de combustión, así como la continuación de las mejoras de eficiencia energética. A más 
largo plazo, horizonte 2050, la descarbonización de la industria va a requerir nuevos avances 
tecnológicos que provendrán de las políticas de I+i+c, avances que se contemplan en la 
Estrategia de Bajas Emisiones a Largo Plazo, 2050. 
El análisis de la descarbonización prevista en el PNIEC se aborda también desde la óptica de las 
emisiones que forman parte del sistema EU ETS y las emisiones difusas (residencial, transporte, 
agricultura, residuos, gases fluorados e industria no sujeta al comercio de emisiones). Tal y como 
ya se ha mencionado, las emisiones brutas de GEI del año 2017 fueron 340,2 millones de 
toneladas de COeq. De éstas, el 39% correspondió a sectores cubiertos por el comercio de 
2
derechos de emisión y el 61% a los sectores difusos. 
38

Figura 2.1. Emisiones GEI España (inventario) 2005-2017(ktCO2eq) 
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Las metas establecidas en materia de reducción de GEI en este Plan Nacional no solo cumplen 
con los objetivos vinculantes establecidos en la normativa comunitaria, sino que elevan la 
ambición, contribuyendo a la consecución del objetivo de reducción de las emisiones en el 
conjunto de la Unión Europea, así como a los compromisos internacionales a los que aquella se 
ha adherido. 
El Plan prevé una reducción del 23% de GEI respecto a los niveles de 1990. 
Tal y como ya se ha señalado, las medidas contempladas en el presente PNIEC permiten alcanzar 
un nivel de reducción de emisiones del 23% respecto a los niveles de 1990. Los sectores difusos 
contribuyen con una reducción en 2030 del 39% respecto a los niveles del año 2005, mientras 
que los sectores sujetos al comercio de derechos de emisión lo hacen con una reducción del 61% 
en 2030 respecto a 2005. 
Figura 2.2. Objetivo de emisiones 2030. Serie histórica (2005 - 2016) y trayectoria prevista 
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019  es
    b
39

Figura 2.3. Asignaciones de emisiones frente a trayectoria prevista, 2021-2030 
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Figura 2.4. Emisiones de CO2eq por sector. Histórico y proyección a 2030 (kt) 
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
La inclusión del sector del uso de la tierra, el cambio de uso de la tierra y la silvicultura (en lo 
sucesivo, «sector LULUCF», por sus siglas en inglés) en el Marco sobre Clima y Energía para 2030 
se considera un reflejo del reconocimiento en el Acuerdo de París del papel de las fuentes y los 
sumideros en la acción contra el cambio climático. 
El Reglamento (UE) 2018/842 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de mayo de 2018,  b
sobre reducciones anuales vinculantes de las emisiones de GEI por parte de los Estados  06ww
miembros entre 2021 y 2030 que contribuyan a la acción por el clima, con objeto de cumplir los
40

compromisos contraídos en el marco del Acuerdo de París, y por el que se modifica el 
Reglamento (UE) nº 525/2013, establece que si un Estado miembro supera en emisiones sus 
asignaciones anuales podrá hacer un uso adicional de una cantidad, como máximo, igual a la 
suma de las absorciones netas totales y las emisiones de GEI netas totales de las categorías 
contables combinadas de tierras forestadas, tierras deforestadas, tierras forestales gestionadas, 
cultivos  gestionados,  pastos  gestionados  y  humedales  gestionados  (categorías  LULUCF 
establecidas en el Reglamento UE 2018/841). 
En el caso de España, la cantidad total procedente de LULUCF que se podría utilizar a lo largo del 
período 2021-2030 asciende a 29,1 MtCO2eq, de las que no se prevé hacer uso para dar 
cumplimiento a los compromisos adquiridos por España a 2030 en el presente Plan, lo que no 
es impedimento para proponer políticas y medidas ambiciosas en el sector. 
Por su lado, el Reglamento (UE) 2018/841 del Parlamento Europeo y del Consejo de 30 de mayo 
de 2018 sobre la inclusión de las emisiones y absorciones de GEI resultantes del uso de la tierra, 
el cambio de uso de la tierra y la silvicultura, en el marco de actuación en materia de energía y 
clima hasta 2030, establece en su artículo 4 la regla de “no débito”, por la que las emisiones no 
pueden superar las absorciones en las categorías de contabilidad de la tierra en el periodo 2021-
2030. A su vez, el Reglamento establece las normas contables para las emisiones y absorciones 
en las categorías de tierras forestadas, tierras deforestadas, tierras forestales gestionadas, 
tierras agrícolas gestionadas y pastizales gestionados, con la inclusión de humedales gestionados 
a partir de 2026. 
Las absorciones generadas en las tierras forestales gestionadas, que suponen la mayor parte de 
las resultantes del uso de la tierra, dependen de una serie de circunstancias naturales, por un 
lado, y de las prácticas de gestión pasadas y presentes, por otro, que difieren sustancialmente 
entre los Estados miembros. Por consiguiente, las normas contables pertinentes prevén el uso 
de un "nivel forestal de referencia" (FRL, por sus siglas en inglés) en cada Estado miembro para 
excluir los efectos de las características naturales y específicas de cada país en la contabilidad 
de emisiones y absorciones de GEI. 
En ese sentido, el Reglamento (UE) 2018/841 exige a los Estados miembros que presenten a la 
Comisión sus planes nacionales de contabilidad forestal, incluido una propuesta de FRL para el 
período comprendido entre 2021 y 2025. España presentó el borrador del Plan Nacional de 
Contabilidad Nacional el 31 de diciembre de 201825, con una propuesta de FRL de -30,7 
MtCO2eq26. Esta propuesta está siendo revisada y deberá ser refrendada, en su caso, mediante 
la aprobación por la Comisión de un acto delegado a más tardar el 31 de octubre de 2020, por 
lo que el valor final del FRL podría cambiar. 
   
                                                            06ww
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41

Figura 2.5. Proyección de absorciones de CO2eq en el sector LULUCF en el periodo 2021-2030. 
Comparación con el nivel de referencia forestal (kt) 
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Teniendo en cuenta las bajas tasas de deforestación, el efecto de las tierras forestadas en el 
pasado (para las que se consideran un periodo de transición de 20 años) y las medidas 
propuestas  en  tierras  forestales  gestionadas,  tierras  agrícolas  gestionadas  y  pastizales 
gestionados, se prevé el cumplimiento de la regla de “no débito” establecida en el artículo 4 
del Reglamento (UE) 2018/841, sin hacer uso de las flexibilidades contenidas en los artículos 11, 
12 y 13 de dicho reglamento. 
Tabla 2.2. Proyección de la contabilidad LULUCF (Reglamento (UE) 2018/841) 
Estimación 2021-2030  Principio de contabilidad  Contabilidad 2021-2030 
Categoría 
(ktCO2eq)  2021-2030  (ktCO2eq ) 
Tierras deforestadas  4.104  KP2 gross-net  4.104 
Tierras forestadas  -23.479  KP2 gross-net  -23.479 
Tierras forestales gestionadas  -298.214  FRL (-296.903 ktCO2eq)  -1.311 
Net-net media 2005-2009 
Tierras agrícolas gestionadas  -18.324  -33.834 
(15.510  ktCO2eq) 
Net-net media 2005-2009 
Pastizales gestionados  2.254  15.284 
(-13.030  ktCO2eq) 
Net-net media 2005-2009 
Humedales gestionados  341  71 
(270 ktCO2eq) 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
   
42

2.1.1 Electrificación y descarbonización del sistema energético 
Tres de cada cuatro toneladas de GEI se originan en el sistema energético, por lo que su 
descarbonización es clave para para alcanzar los objetivos del presente Plan. A fin de lograr 
este objetivo es necesaria una transición desde los combustibles fósiles a la eficiencia y las 
energías renovables. Además, es necesario electrificar una parte importante de la demanda 
térmica y del transporte. 
Como resultado de las medidas contempladas en este Plan encaminadas a la reducción del 
uso de combustibles fósiles y a la promoción de las fuentes de energías renovables en los tres 
usos  de  la  energía  –  transporte,  calefacción  y  refrigeración  y  electricidad  –  
las renovables alcanzan en 2030 el 42% del uso final de energía. 
 
Figura 2.6. Aportación de las energías renovables sobre el consumo final de energía 
con el conjunto de medidas previstas 
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Como resultado de las medidas adoptadas en este Plan se alcanza el 28% 
Transporte  de renovables en el transporte vía electrificación y biocarburantes, por 
encima del 14% exigido por la Unión Europea en 2030. 
Los principales ejes de descarbonización en el sector del transporte son el cambio modal, el 
despliegue de la movilidad eléctrica y el impulso a la fabricación y uso de biocarburantes 
avanzados. Los primeros dos ejes están recogidos en este Plan como medidas de eficiencia 
energética. 
43
Calefacción y 
Electrificación y crecimiento del uso de renovables térmicas. 
refrigeración 
En el sector de calefacción y refrigeración se espera que, además de la continua mejora 
tecnológica, surjan nuevos actores y modelos de inversión que impulsen la descarbonización. En 
ese sentido, este Plan pone el foco en las comunidades energéticas renovables, proponiendo el 
desarrollo regulatorio que les permita ejercer su derecho a generar, consumir y vender energía 
renovable, y junto a ello en el impulso de una batería de medidas administrativas y económicas. 
Se propone además un incremento del uso de la electricidad para la generación de calor. 
Según las previsiones del Plan, el aumento de las energías renovables en el periodo 2021-2030 
es muy relevante en todos los sectores de la economía, como puede comprobarse en los 
siguientes datos: 
Generación eléctrica: se incrementa de 10.208 a 21.792ktep. 
Bombas de calor: aumenta de 629 a 3.523 ktep. 
Residencial: aumenta de 2.640 a 2.876 ktep. 
Industria: aumenta de 1.596 a 1.779 ktep. 
Transporte (biocarburantes): evoluciona de 2.348 a 2.111 ktep. 
Servicios y otros: aumenta de 241 a 435 ktep. 
Agricultura: se incrementa de 119 a 220 ktep 
En definitiva, la presencia de las renovables sobre el uso final de la energía se incrementa del 
20% previsto para el año 2020 al 42% en 2030. 
Con las medidas del Plan se logra el 74% de generación de 
origen renovable en el “mix” eléctrico en 2030. 
Generación eléctrica 
La transición hacia un sistema eléctrico descarbonizado 
implica  una  incorporación  importante  y  sostenida  de 
fuentes renovables. 
La consecución de los ambiciosos objetivos en materia de electricidad a partir de fuentes de 
energía renovables implica una estrategia en tres direcciones: impulso de grandes proyectos de 
generación, despliegue del autoconsumo y generación distribuida y medidas de integración de 
las renovables en el sistema y el mercado eléctrico.  
El desarrollo a gran escala de las energías renovables en la última década a nivel internacional 
ha supuesto una reducción sustancial de sus costes relativos hasta el punto de que, en la 
actualidad, en la gran mayoría de situaciones las fuentes renovables, principalmente la eólica y 
la solar, generan la electricidad más económica cuando se trata de desarrollar nueva capacidad. 
El Plan prevé para el año 2030 una potencia total instalada en el sector eléctrico de 161 GW. De 
cara al despliegue de tecnologías renovables previsto para el sector eléctrico, el PNIEC, 2021- e.
2030,  contempla  las  subastas  como  principal  herramienta  para  el  desarrollo  de  estas  w.
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  44
El diseño de las subastas se basa en la predictibilidad y estabilidad en los ingresos de cara a 
facilitar la decisión de inversión y su financiación, y debe primar aquellas instalaciones que 
faciliten una transición energética más eficiente. En todo caso, el diseño del sistema de las 
subastas deberá tener en cuenta, entre otros, los siguientes elementos: 
El efecto de la reducción de los precios mayoristas de mercado en momentos de elevada 
generación renovable. 
La existencia de vertidos en momentos de elevada generación renovable. 
El posible incremento de la oposición social en algunos emplazamientos, debido a una 
alta concentración de proyectos en zonas de mayores recursos, sumado a un posible 
ineficiente reparto de los co-beneficios. 
Para conseguir estos objetivos en el desarrollo de las tecnologías de energías renovables es 
importante trabajar junto con las Comunidades Autónomas y los agentes económicos y sociales, 
para identificar y eliminar conjuntamente las barreras a la implantación sobre el territorio de las 
renovables y así garantizar un desarrollo viable y eficiente. 
También se prevé un despliegue del autoconsumo renovable, facilitado por la existencia de 
recurso renovable en la totalidad del territorio nacional, la modularidad de las instalaciones, la 
reducción de costes y una nueva regulación que simplifica la actividad, suprime peajes y cargos 
para la energía auto-producida y permite la compensación económica por los excedentes 
inyectados en la red. 
El Escenario Objetivo propuesto por el Plan supone un incremento considerable de la capacidad 
de generación renovable en comparación con la situación actual. 
Figura 2.7. Capacidad instalada de tecnologías renovables (MW) 
 
   
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019  es
45

Tabla 2.3. Evolución de la potencia instalada de energía eléctrica (MW) 
Parque de generación del Escenario Objetivo (MW) 
Año  2015  2020*  2025*  2030* 
Eólica (terrestre y marítima)  22.925  28.033  40.633  50.333 
Solar fotovoltaica  4.854  9.071  21.713  39.181 
Solar termoeléctrica  2.300  2.303  4.803  7.303 
Hidráulica  14.104  14.109  14.359  14.609 
Bombeo Mixto  2.687  2.687  2.687  2.687 
Bombeo Puro  3.337  3.337  4.212  6.837 
Biogás  223  211  241  241 
Otras renovables  0  0  40  80 
Biomasa  677  613  815  1.408 
Carbón  11.311  7.897  2.165  0 
Ciclo combinado  26.612  26.612  26.612  26.612 
Cogeneración  6.143  5.239  4.373  3.670 
Fuel y Fuel/Gas (Territorios No Peninsulares)  3.708  3.708  2.781  1.854 
Residuos y otros  893  610  470  341 
Nuclear  7.399  7.399  7.399  3.181 
Almacenamiento  0  0  500  2.500 
Total  107.173  111.829  133.802  160.837 
*Los datos de 2020, 2025 y 2030 son estimaciones del Escenario Objetivo del PNIEC. 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
En el caso de la cogeneración, las potencias reflejadas en la tabla 2.3, se corresponden con 
potencias instaladas. Por tanto, este epígrafe incluye tanto las instalaciones activas como las 
inactivas. 
La distribución concreta por tecnologías renovables entre 2021 y 2030 dependerá, en todo caso, 
de los costes relativos de las mismas, así como de la viabilidad y flexibilidad de su implantación, 
por lo que su peso relativo podrá variar, dentro de unos márgenes, respecto de las cifras aquí 
presentadas27. 
La senda trazada para el cumplimiento de los objetivos fijados para el 2030 se basa en los 
principios de neutralidad tecnológica y coste-eficiencia. Para ello, la modelización energética 
realizada tiene en cuenta la evolución de las prestaciones y costes de todas las tecnologías y se 
fundamenta en la minimización de costes, respetando las condiciones de contorno para cumplir 
los objetivos de las cinco dimensiones del PNIEC (ver anexos: A y B). 
En resumen, el Plan propone un desarrollo equilibrado y diverso del parque de generación 
renovable, proporcionando visibilidad a medio plazo a cada una de las tecnologías. 
2.1.2 Adaptación al cambio climático 
España aprobó en el año 2006 su Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático (PNACC), que 
constituye el instrumento de planificación básico para promover la acción coordinada y 
coherente frente a los efectos del cambio climático. Desde su aprobación, el Plan Nacional de 
Adaptación se ha desarrollado a través de programas de trabajo sucesivos que concretan las 
actividades a llevar a cabo en cada etapa. El primero se extendió entre 2006 y 2008 y el segundo 
entre 2009 y 2013. En la actualidad se encuentra en pleno desarrollo el Tercer Programa, que 
                                                            oe.
27 Respecto a las posibles actuaciones en los sistemas hidroeléctricos y de bombeo hidráulico contempladas en este  w.
apartado, se tendrán presente las posibles afecciones hidromorfológicas a los ríos, así como a su régimen fluvial y a  06ww
4elan.s7  l aadp eDo lirarte aDcctMiiovAnae  Msse ea jnruc slooti sfdi ectrala rAmág louasa  e ayxf ceeencpt lacodisoo cnsoa, rlyirdaea sqdpu oden epd oliaed narítcaetnus  aapcflaeióncntea.s r  h“iedlr boulóegni ceosst addeo c duee nlacsa a. gEuna csu”m, opblijmetiievnot coo dnetel amrtpílcaudloo 
46

abarca el periodo 2014-2020. El Tercer Programa se ha estructurado siguiendo cuatro ejes 
estratégicos: 
Generación  y  análisis  de  conocimiento  en  materia  de  impactos,  vulnerabilidad  y 
adaptación. 
Integración en la normativa de la adaptación al cambio climático. 
Movilización de actores clave en los sectores incluidos en el Plan. 
Señales, evidencias e indicadores de impactos, vulnerabilidad y adaptación al cambio 
climático. 
El esquema incluye también dos pilares complementarios: (i) coordinación administrativa y (ii) 
refuerzo de la I+D+I. Estos pilares reconocen, por un lado, la existencia de diversas escalas 
territoriales y ámbitos sectoriales en los que las administraciones públicas deben actuar de 
forma coordinada y, por otro, el papel esencial de la investigación y la innovación en el desarrollo 
de las políticas de adaptación. 
En 2019 se inició el proceso de elaboración de un nuevo Plan Nacional de Adaptación (PNACC-
2), que va a definir los objetivos, criterios, ámbitos de aplicación y medidas para fomentar la 
resiliencia y la adaptación frente al cambio climático en España para el periodo 2021-2030. Los 
objetivos generales que se plantean para el PNACC-2 incluyen: 
Ofrecer una serie de herramientas para facilitar la exploración de futuros escenarios 
climáticos. 
Promover las evaluaciones de impactos y riesgos derivados del cambio climático y la 
identificación de medidas de adaptación para minimizarlos. 
Impulsar el acceso al conocimiento disponible sobre los impactos y riesgos derivados del 
cambio climático y sobre las medidas de mitigación y adaptación orientadas a limitarlos, 
facilitando la formación y la capacitación en la materia. 
Continuar impulsando la integración de la adaptación al cambio climático en la normativa 
y planificación de los diferentes ámbitos de la gestión pública y privada. 
Facilitar la coordinación de acciones entre las diferentes administraciones públicas 
(nacional, autonómica y local), promoviendo la complementariedad y el uso eficiente de 
los recursos públicos. 
Fomentar la implicación activa de la sociedad española y movilizar a los actores clave en 
el desarrollo de respuestas adaptativas frente al cambio climático. 
Por otro lado, el nuevo PNACC-2 en desarrollo: 
Integrará objetivos, compromisos y recomendaciones establecidos en el Acuerdo de 
París (2015), en la evaluación de la Estrategia Europea de Adaptación (2018) y en el 
Reglamento de Gobernanza de Energía y Clima. 
Contemplará las recomendaciones que se derivan de la evaluación del PNACC-1,  e.
finalizada en 2019.  w.b
47

Proporcionará las directrices para su aplicación a través de dos programas de trabajo 
sucesivos (2021-2025 y 2026-2030), en los que se definirán en detalle las acciones a 
desarrollar. 
Contemplará  más  de  medio  centenar  de  medidas,  definiendo  indicadores  de 
cumplimiento para cada una de ellas. 
Ampliará el campo de análisis y acción, considerando los impactos y la vulnerabilidad en 
España debidos a los efectos provocados por el cambio climático más allá de nuestras 
fronteras. 
Incorporará un apartado específico dedicado a la financiación. 
Igual que en el primer Plan de Adaptación, el PNACC-2 definirá un conjunto de ámbitos de 
actuación en materia de adaptación, incluyendo entre ellos los relativos al sistema energético. 
En este campo, se actuará sobre los riesgos que afectan a los diversos componentes del sistema 
energético: 
Suministro de energía primaria 
Generación de electricidad 
Transporte, almacenamiento y distribución de la energía 
Demanda de energía eléctrica 
La tabla siguiente muestra una serie de riesgos o amenazas derivados del cambio climático, para 
el sistema energético español y algunas de las medidas previstas para abordarlos: 
   
48

Tabla 2.4. Impactos potenciales del cambio climático en el sistema energético 
y medidas adaptativas en fase de diseño  
Componente  Amenazas clave  Medidas PNACC-2 
o Estimación del impacto del cambio 
climático  en  los  potenciales  de 
producción de energías renovables. 
Reducción de la producción hidroeléctrica 
o Integración  de  las  proyecciones 
como consecuencia de la disminución de los 
relativas al potencial hidroeléctrico 
caudales de los ríos. 
en la planificación de la transición 
Reducción  de  la  productividad  de  los 
Suministro de  energética. 
energía primaria  cultivos agrícolas y forestales orientados a  o Integración  de  las  proyecciones 
la producción de biomasa debido a una 
relativas al potencial de producción 
menor disponibilidad de agua. 
de biomasa en la planificación de la 
Daños a las infraestructuras de suministro 
transición energética. 
energético derivados de eventos extremos.  o Identificación  de  infraestructuras 
altamente vulnerables e impulso de 
programas específicos de adaptación 
Menor  eficiencia  en  las  plantas 
termoeléctricas  por  disminución  de  los  o Estimación  de  los  impactos 
Generación de  caudales y aumento de la temperatura del  potenciales asociados al cambio del 
electricidad  agua de refrigeración.  clima  y  análisis  de  medidas  de 
Cortes  de  agua  para  refrigeración  de  adaptación. 
centrales térmicas. 
Reducción de la eficiencia de las líneas de 
transporte y distribución eléctrica debido 
al calor. 
o Análisis  del  impacto  del  cambio 
Daños a las infraestructuras de los 
climático  en  la  funcionalidad  y 
sistemas eléctricos, gasistas o derivados 
resiliencia de las redes de transporte 
del petróleo como consecuencia de 
y  distribución  de  electricidad  y 
eventos extremos. 
Transporte,  definición  de  medidas  de 
Vulnerabilidad de terminales de GNL, gas 
almacenamiento  adaptación. 
y distribución  convencional y refinerías situadas en áreas  o Identificación  de  infraestructuras 
costeras, debido a tormentas, tempestades 
energéticas altamente vulnerables a 
e incremento del nivel del mar. 
los eventos extremos e impulso a 
Reducción del producible disponible para 
programas  específicos  de 
el bombeo mixto. 
adaptación. 
Disminución del rendimiento de las 
baterías por incremento de la temperatura 
ambiente. 
Incremento de los picos de demanda de  o Estimación del impacto del cambio 
Demanda de 
electricidad asociado a necesidades de  climático  en  la  demanda  de 
energía eléctrica 
refrigeración.  electricidad. 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Por otra parte, el análisis anterior de los riesgos sobre el sistema energético evidencia la estrecha 
relación que se establece entre la adaptación del sistema energético y las políticas de gestión 
adaptativa relativas a una serie de recursos o sectores económicos vulnerables ante el cambio 
climático, como son el agua, el sector forestal, las costas o las infraestructuras de transporte. La 
tabla 2.5 aporta algunos ejemplos al respecto: 
    bo
49

Tabla 2.5. Ejemplos de interrelaciones entre el sistema energético  
y algunos ámbitos de trabajo del PNACC 
El régimen de caudales fluviales condiciona la producción hidroeléctrica. 
El agua es un recurso clave en procesos de refrigeración de las plantas térmicas y nucleares. 
El agua es un recurso utilizado en la producción solar termoeléctrica en el ciclo termodinámico, 
así como para la limpieza de los espejos. 
Agua 
El cultivo de biocombustibles requiere el uso de agua. 
El agua es necesaria en el proceso de obtención de hidrógeno. 
La industria extractiva y minería utiliza agua. 
Se experimenta un incremento de la temperatura del agua por la descarga de caudales 
procedentes de la refrigeración de centrales térmicas. 
La principal fuente de producción de biomasa es el sector forestal cuyo rendimiento depende 
Sector 
estrechamente de una buena adecuación de las masas forestales a las condiciones climáticas. 
forestal 
Una parte de las infraestructuras energéticas estratégicas se ubican en zonas costeras, tales 
Costas 
como los parques eólicos marinos y las infraestructuras de evacuación eléctrica asociadas. 
Las infraestructuras portuarias, cuya operatividad está condicionada por factores relacionados 
Transporte 
con el tiempo meteorológico y el clima, desempeñan un papel esencial en la importación de 
productos energéticos (combustibles fósiles y biocombustibles). 
Uso de la tierra para tecnologías renovables, tales como solar fotovoltaica, cultivos 
Tierra  energéticos para producción de biocombustibles, eólica. 
Minería a cielo abierto y cerrado para la obtención de combustibles fósiles. 
Perforaciones y uso del subsuelo para la extracción de hidrocarburos. 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
En consecuencia, las acciones de adaptación planteadas en esos ámbitos de trabajo inciden 
sobre los niveles de resiliencia del sistema energético español ante el cambio climático. Algunas 
de las líneas de trabajo que inciden sobre estos niveles de resiliencia se muestran en la tabla 
siguiente: 
Tabla 2.6. Relaciones entre las líneas de trabajo en materia de adaptación para cuatro ámbitos del 
PNACC y la reducción de riesgos derivados del cambio climático en el sistema energético 
Ámbito de 
Riesgos  Líneas de trabajo 
actuación 
- Refuerzo de las redes de seguimiento de los recursos hídricos y sus usos. 
- Actualización de las proyecciones relativas a los recursos hídricos para 
diversos escenarios de cambio climático. 
Reducción 
de la producción  - Identificación y evaluación de medidas para: diversificar la oferta (por ejemplo, 
hidroeléctrica  obtención de nuevos recursos mediante desalación); reducir la demanda (eficiencia 
Agua  orientada a producir ahorros netos); mejorar el estado de las masas de agua 
(regímenes caudales ecológicos, condiciones hidromorfológicas y conectividad fluvial, 
depuración y contaminación difusa). 
Reducción del  - Identificación de las zonas más aptas para el emplazamiento de centrales 
disponible hidráulico  solares termoeléctricas. 
para centrales que 
emplean el agua  - Estudio de tecnologías de mejora de la disipación del calor del ciclo 
como refrigerante  termodinámico mediante aerotermia u otras tecnologías de refrigeración. 
- Integración de la adaptación en la gestión forestal: criterios adaptativos en 
las directrices básicas comunes de gestión forestal sostenible, en las 
instrucciones de ordenación de montes y en los modelos tipo de gestión 
forestal. 
- Revisión y actualización de políticas y medidas con implicaciones en el 
Sector 
  mantenimiento y mejora de los recursos forestales: integración de criterios 
forestal  adaptativos en las revisiones de los Planes Forestales vigentes y en el 
desarrollo de los nuevos instrumentos; actualización de las regiones de  es
procedencia de los materiales forestales de reproducción teniendo en  e.
cuenta la variación de las condiciones climáticas; mejora en el conocimiento  w.b
ddee  elocso esissqteumemasa sfo dree setsatlaebs.i lidad demográfica adecuados a los distintos tipos  2021-5106n https://ww
50

Ámbito de 
Riesgos  Líneas de trabajo 
actuación 
- Estrategias de protección orientadas a las zonas en riesgo, tratando de evitar 
que se produzcan impactos derivados de la inundación, erosión, etc., 
mediante la reducción de la peligrosidad y/o la exposición. 
Daños a las  - Estrategias de acomodación, orientadas a la reducción de la vulnerabilidad 
Costas y  infraestructuras  mediante la modificación de usos del suelo, la introducción de normativa 
medio marino  energéticas por  específica para las infraestructuras o la adopción de medidas que aumenten 
inundaciones costeras  la preparación de los elementos afectados ante los posibles impactos. 
- Estrategias de retroceso, orientadas al abandono planificado de las zonas 
susceptibles de verse afectadas por los impactos del cambio climático o de 
los riesgos extremos. 
Infraestructur Interrupción de la  - Actualización de las proyecciones oceánicas y sus efectos en las costas 
operatividad de los  españolas. 
as de  puertos por eventos 
transporte  asociados a la  - Elaboración de planes de adaptación al cambio climático para los puertos de 
meteorología y el clima  titularidad estatal. 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Medidas de adaptación incluidas en el PNIEC 
Varias de las medidas introducidas en este Plan suponen también una transformación del 
sistema energético hacia un modelo más resiliente ante el cambio climático. La elaboración de 
este Plan es, en ese sentido, uno de los primeros pasos dirigidos a construir una capacidad 
adaptativa y proporcionar acciones para una mejor adaptación del sistema energético. La 
recolección de datos y la elaboración de proyecciones es un enfoque necesario para transformar 
el sistema energético de manera que puedan extraerse guías de acción y diseño de políticas, con 
el objetivo de alcanzar una economía neutra en carbono. 
En concreto, las medidas contenidas en la dimensión de descarbonización y el diseño de un mix 
energético con una mayor presencia de energías renovables, mejoran la adaptación ya que 
reducen los efectos negativos relacionados con el consumo intensivo de agua por parte de las 
centrales térmicas y nucleares, y su respuesta a los incrementos de temperatura. Además, las 
medidas orientadas a aumentar la capacidad de almacenamiento mediante diversas fuentes y a 
gestionar la demanda permitirán una mejor adaptación ante una posible disminución de los 
recursos hídricos para la producción de electricidad. 
Asimismo, el principio de eficiencia energética del Plan, supone una disminución de la demanda 
energética a medio y largo plazo, lo que implica una adaptación al cambio climático, al no 
someter al sistema energético a requerimientos de energía elevados. Se ha incluido en este Plan 
la aplicación de medidas en la industria que pongan en marcha cambios de procesos productivos 
hacia aquéllos que cuenten con las mejoras técnicas disponibles. 
El resto de dimensiones incluyen también medidas complementarias que contribuyen a una 
mejor  adaptación.  La  mejora  de  la  seguridad  de  suministro,  la  menor  dependencia  de 
combustibles fósiles, junto con las medidas dedicadas a la mejora de la investigación y 
competitividad en tecnologías hipocarbónicas, contribuyen a la implementación de un sistema 
energético resiliente al cambio climático. 
Señalar, finalmente, que, al objeto de cumplir con los objetivos de información asumidos en el 
Acuerdo de París y en la normativa internacional y europea, el MITECO, con la colaboración de  e.
otros departamentos ministeriales y de las Comunidades Autónomas, elaborará y publicará  w.
informes periódicos sobre la evolución de los impactos y riesgos derivados del cambio climático,  2021-5106n https://ww
51

así como sobre las políticas y medidas destinadas a aumentar la resiliencia y disminuir la 
vulnerabilidad. 
2.1.3 De la generación a la gestión de la demanda y el almacenamiento 
El desarrollo a gran escala de la generación renovable hace necesario planificar su integración 
en el sistema. El paradigma de generación base y punta se convierte en uno nuevo de 
variabilidad versus flexibilidad. El Plan busca la flexibilidad del sistema permitiendo que la 
gestión de la demanda y el almacenamiento contribuyan a la seguridad y calidad del suministro, 
reduciendo la dependencia y mejorando la seguridad de suministro. 
Se promueve tanto el desarrollo del almacenamiento como la 
Generación eléctrica  gestión  de  la  demanda  para  favorecer  la  integración  de 
renovables en el sector eléctrico. 
La gestión de la demanda de la energía eléctrica es el conjunto de acciones ejecutadas, de forma 
directa o indirecta, por los propios consumidores, por las Administraciones Públicas, las 
compañías distribuidoras y comercializadoras de energía, las empresas de servicios energéticos 
y los agregadores independientes, sobre la demanda de energía de los consumidores al objeto 
de modificar la configuración en el tiempo o la magnitud de su nivel de demanda de energía. 
Ello contribuye a una reducción de costes, un menor impacto sobre el medio ambiente, una 
mejora de la competitividad de los consumidores y de la eficiencia en el uso de los sistemas de 
generación, transmisión y distribución. 
Los instrumentos para promover la gestión de la demanda pueden ser incentivos económicos, 
introducción de tecnologías y técnicas más eficientes, o influencia en los hábitos de los 
consumidores. Para ello se propone el desarrollo de la figura del agregador y los planes de 
gestión de la demanda, mediante los que distintos actores pueden participar en servicios 
fundamentales al sistema. 
En lo que respecta al almacenamiento, el Plan Nacional prevé que para 2030 entre una 
capacidad adicional de 6 GW, cuya composición y funcionamiento precisos se desarrollarán en 
función de la evolución y disponibilidad tecnológicas. Además, se tendrá en cuenta la aplicación 
de nuevos procedimientos de operación de bombeos. 
2.1.4 El papel de la ciudadanía en la transición energética 
A finales de 2016 el denominado “Paquete de Invierno” de la Comisión Europea propuso situar 
a la ciudadanía en el centro de la transición energética. En esta línea, la Directiva 2018/2001 
relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables incluye en su articulado 
que los Estados miembros deben garantizar a los consumidores el derecho a producir, 
consumir, almacenar y vender su propia energía renovable, y evaluar tanto las barreras como 
el potencial de desarrollo de las comunidades de energía renovable. 
La proliferación de proyectos renovables y su posible concentración en las localizaciones que  es
disfrutan de los mejores recursos necesitan de la aceptación social. Para ello, es necesario que  bo
el ciudadano perciba directamente los beneficios del despliegue de las energías renovables. En  06ww
epsaep esle pnrtoidaoc,t iivnoc ldueir  llaa  cpiuedrsapdeacntíiav ae nso lac itarla enns ieciló cno ennjuenrtgoé tdicea m ese dniedcaess aprlaion.t eadas y promover un
52

Asimismo,  la  transición  hacia  un  modelo  basado  en  las  energías  renovables  permite 
democratizar  el  sistema  energético  y  ofrece  nuevas  oportunidades  a  la  ciudadanía,  las 
corporaciones  y  las  entidades  locales,  quienes  en  el  modelo  convencional  eran  solo 
consumidoras y hoy pueden ser agentes proactivos. Esta participación de nuevos actores y el 
desarrollo del autoconsumo favorecen nuevas fuentes de inversión en la descarbonización, una 
mejor integración y aceptación de las infraestructuras energéticas en el territorio, la reducción 
de pérdidas por transporte y distribución, el aprovechamiento del espacio urbano para la 
generación renovable, una mayor concienciación energética y climática en la sociedad y el 
surgimiento de nuevos modelos de negocio. 
El derecho al acceso a la energía es otro eje fundamental del cambio de modelo energético. En 
este sentido, destacan el potencial de la rehabilitación energética de edificios y de los sistemas 
de autoconsumo – en particular el autoconsumo compartido - para mitigar las situaciones de 
vulnerabilidad y pobreza energética. 
Añadir que el conocimiento y la información son la base para una mayor implicación de la 
ciudadanía en el ámbito energético. Por ello, se prevén programas de divulgación que permitan 
una mejor comprensión de su relación con la energía, así como el derecho a acceder, por 
ejemplo, de forma ágil y comprensible a sus propios datos de consumo energético. 
El PNIEC, 2021-2030, propone instrumentos y medidas para facilitar y reforzar el papel de 
las comunidades energéticas locales y el papel de nuevos actores en la transición energética, 
así como garantizar el derecho al acceso a la energía. 
   
53

2.2 DIMENSIÓN DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA 
2.2.1 Objetivo nacional de eficiencia energética a 2030 
Uno de los principios fundamentales que ha orientado la elaboración del presente PNIEC ha sido 
el de “primero, la eficiencia energética”. 
Es gracias a las importantes medidas de eficiencia impulsadas por el Plan que se prevé alcanzar 
objetivos ambiciosos tanto en mitigación de emisiones (en 2030 se mitiga una de cada tres 
toneladas de CO equivalente respecto al año 2017), como penetración de renovables en el uso 
2
final de la energía. Las medidas de eficiencia son centrales en todos los sectores de la economía 
con especial mención al transporte y la industria. Consideradas en su conjunto permiten lograr 
los objetivos de manera coste-eficiente, contribuyendo asimismo a los positivos impactos 
previstos sobre la economía y el empleo (ver capítulo 4). 
La Directiva de Eficiencia Energética (Directivas 2012/27/UE y 2018/2002/UE) establece un 
marco común de medidas para el fomento de la eficiencia energética dentro de la Unión 
Europea con el objetivo de asegurar la consecución del objetivo principal de mejora de la 
eficiencia en un 20% en 2020 y un 32,5% en 2030. 
Dentro de este marco normativo común, corresponde a cada Estado miembro la fijación de un 
objetivo nacional orientativo de eficiencia energética, basado bien en el consumo de energía 
primaria o final, en el ahorro de energía primaria o final o en la intensidad energética. De manera 
coherente con las planificaciones anteriores, España ha optado por fijar el objetivo orientativo 
de eficiencia energética a 2030 en términos de consumo de energía primaria. 
De esta forma, el presente PNIEC hace suyo el objetivo de mejora de la eficiencia energética del 
32,5% en 2030 aprobado por la Unión Europea, si bien con las medidas puestas en marcha y de 
acuerdo con el ejercicio de modelización realizado, se espera alcanzar un 39,5%28 de mejora en 
2030, lo que se traducirá en un consumo de energía primaria (sin incluir los usos no energéticos) 
de 98,5 Mtep en ese año (ver figura 2.8). 
Siendo el objetivo de la Unión Europea una mejora de la eficiencia energética para 2030 del 
32,5% (ver figura 2.8), como resultado de las medidas contempladas en este Plan se espera 
alcanzar una mejora de la eficiencia del 39,5%, respecto al escenario de referencia PRIMES. 
Como consecuencia del objetivo establecido para 2030, España ha revisado y actualizado su 
objetivo de mejora de la eficiencia energética para 2020 con respecto al incluido en el Plan 
Nacional de Acción de Eficiencia Energética 2017-2020. 
En aquel Plan, el objetivo para 2020 se traducía en unos consumos de energía primaria que no 
debían superar los 122,6 Mtep, lo que suponía una mejora de la eficiencia energética del 24,7%. 
En coherencia con este PNIEC, 2021-2030, el objetivo a 2020 se formula ahora como una mejora 
del 24,2%, lo que supone no superar los 123,4 Mtep en términos de consumo de energía 
primaria (descontados los usos no energéticos). 
                                                            06ww
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54

Tabla 2.7. Evolución del consumo de energía primaria, minorando usos no energéticos (ktep) 
Años  2015  2020*  2025*  2030* 
Carbón  13.583  9.084  3.743  2.133 
Petróleo y sus derivados  53.045  55.619  49.302  40.646 
Gas natural  24.538  26.690  24.257  24.438 
Energía Nuclear  14.903  15.118  15.118  6.500 
Energías Renovables  16.620  20.764  26.760  33.383 
Residuos industriales    302  303  381 
RSU (no renovable)  252  168  142  66 
Electricidad  -11  762  -1.202  -3.448 
Menos usos no energéticos  -4.350  -5.105  -5.400  -5.639 
Total  118.580  123.402  113.022  98.460 
*Los datos de 2020, 2025 y 2030 son estimaciones del Escenario Objetivo del PNIEC. 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
España ha iniciado ya el camino hacia la descarbonización y se propone la aprobación de 
medidas de tipo regulatorio y fiscal que permitan acelerar la transición hacia una economía baja 
en carbono. El concurso de todas las administraciones territoriales permitirá avanzar en este 
proceso de transición energética, en el que las Comunidades Autónomas y las Entidades Locales 
desempeñarán un papel fundamental. El modelo de distribución de competencias de nuestro 
país, donde la Administración General del Estado, las Comunidades Autónomas y las Entidades 
Locales  comparten  competencias  en  diferentes  ámbitos,  necesita  de  la  coordinación 
especialmente  en  determinadas  áreas  de  capital  importancia  para  transformar  nuestras 
ciudades, como son el urbanismo y la movilidad. 
Este PNIEC apuesta, en ese sentido, por el cambio modal, la reducción de los tráficos, el uso del 
transporte público colectivo, la movilidad sostenible y la electrificación en lo que a los consumos 
energéticos del sector del transporte se refiere. Apuesta, asimismo, por la rehabilitación 
energética del parque edificatorio ya construido, por lo que las ciudades y sus gobiernos 
municipales deben ser agentes activos importantes del cambio. 
La reducción del consumo de energía primaria propuesta en este PNIEC equivale a un 1,9% anual 
desde 2017 que, ligado a un incremento previsto del PIB en ese mismo periodo del orden del 
1,7%, tendrá como resultado una mejora de la intensidad energética primaria de la economía 
del 3,5% anual hasta 2030. Esta mejora de la intensidad primaria es el resultado no solo del 
catálogo de medidas de eficiencia energética en el uso final de la energía (ver capítulo 3), sino 
de las mejoras de eficiencia energética en los propios productos que utilizan energía, en el 
transporte y la distribución de energía, así como de la mayor penetración de energías renovables 
en el parque de generación eléctrica. 
Como consecuencia de las políticas y medidas contenidas en este Plan, los consumos de energía 
final (excluyendo los usos no energéticos) se reducirán a una tasa interanual del 1,1% entre 2017 
y 2030, hasta los 73,6 Mtep. 
   
55

Figura 2.8. Objetivo de reducción del consumo de energía primaria en España 
excluidos usos no energéticos (Mtep/año) 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
2.2.2 Objetivo acumulado de ahorro de energía final 2030 
La Directiva de Eficiencia Energética obliga a los Estados miembros a acreditar la consecución de 
un objetivo de ahorro acumulado de energía final en el período comprendido, primero, entre el 
1 de enero de 2014 y el 31 de diciembre de 2020, y segundo, entre el 1 de enero de 2021 y el 31 
de diciembre de 2030. 
Este objetivo acumulado de energía final ha sido calculado de conformidad con lo establecido 
en el artículo 7 de la Directiva de Eficiencia Energética. Para el primero de los periodos asciende 
a 15.979 ktep, lo que equivale a 571 ktep/año de ahorros nuevos y adicionales de energía final, 
supuesta una distribución lineal del objetivo a lo largo del periodo. De manera complementaria, 
el objetivo acumulado de ahorro de energía final para el segundo de los periodos asciende a 
36.809 ktep, lo que equivale a la consecución de ahorros nuevos y adicionales cada año, desde 
el 1 de enero de 2021 hasta el 31 de diciembre de 2030, de 669 ktep/año. 
El objetivo de ahorro acumulado de energía final de este Plan es equivalente a 36.809 ktep, 
calculado desde el 1 de enero de 2021 hasta el 31 de diciembre de 2030. 
Este objetivo acumulado de ahorro de energía final supone la consecución de ahorros nuevos 
y adicionales cada año por importe de 669 ktep/año, como resultado de la aplicación de lo 
previsto en el artículo 7 de la Directiva de Eficiencia Energética —ahorros equivalentes al 0,8% 
del consumo final anual promedio de los últimos tres años previos al 1 de enero de 2019—. 
Se facilita detalle del cálculo de los ahorros anuales en el Anexo F. 
La principal diferencia entre el cálculo del objetivo para el primero y el segundo período es el  w.b
hecho de que el 0,8% debe aplicarse sobre la totalidad de los consumos de energía final, sin  06ww
excluir los consumos del sector transporte, y sin posibilidad de aplicar los mecanismos de
56
flexibilidad  previstos  en  el  primer  periodo.  Como  consecuencia  de  la  modificación  del 
mecanismo de cálculo del objetivo en el segundo periodo, la Directiva de Eficiencia Energética 
ha incrementado el nivel de ambición para España en un 57%29 en el periodo 2021-2030, 
respecto al ahorro acumulado de energía final. 
Tabla 2.8. Evolución del consumo de energía final sin incluir usos no energéticos (ktep)
Años  2015  2020*  2025*  2030* 
Carbón  1.503  1.440  1.438  1.408 
Productos petrolíferos  40.674  41.930  37.153  29.275 
Gas natural  13.139  15.119  14.711  13.774 
Electricidad  19.952  20.534  20.813  21.294 
Energías renovables  5.292  6.943  7.195  7.426 
Otros no renovables  2  309  309  385 
Total  80.562  86.276  81.619  73.560 
*Los datos de 2020, 2025 y 2030 son estimaciones del Escenario Objetivo del PNIEC 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Figura 2.9. Objetivo acumulado de ahorro de energía final: 2021-2030 
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
2.2.3 Estrategia a largo plazo de renovación de edificios 
La estrategia a largo plazo para la renovación de edificios prevista en el artículo 4 de la 
Directiva de Eficiencia Energética fue publicada en 2014 por el Ministerio de Fomento (actual 
MITMA) («ERESEE 2014. Estrategia a largo plazo para la rehabilitación energética en el sector 
de la edificación en España»30) y, actualizada, conforme a las previsiones de ese mismo 
artículo, en 2017: «ERESEE 2017. Actualización de la Estrategia a largo plazo para la 
rehabilitación energética en el sector de la edificación en España»31. El enfoque de la 
29 El incremento del nivel de ambición del artículo 7 de la Directiva de Eficiencia Energética ha sido especialmente  es
relevante para aquellos países con un mayor peso del sector transporte en la estructura de consumos de energía  oe.
final.  w.
30 https://www.fomento.gob.es/recursos_mfom/pdf/39711141-E3BB-49C4-A759- 06ww
31 h47F2tt51pC7s6C:/BF/C9w68w178w706.f26o//m1134e03n03t69o98.g//o22b00.11e47s_0/ra5er2ct4iucRrlesEo4Vs_I_SemIsO_fNsopEmaS/iTnpR.dpAfdT/f2E.4 G0IA0.3pAd4f.D -449E-4B93-8CA5-
57
actualización realizada por la ERESEE 2017 fue de tipo cualitativo, por lo que se centró en el 
análisis del impacto de las medidas ya adoptadas para impulsar la eficiencia energética en la 
edificación. 
En mayo de 2018, la Directiva 2018/844/UE ha modificado sustancialmente las Directivas 
2010/31/UE y 2012/27/UE, introduciendo un nuevo artículo 2.bis en la Directiva 2010/31/UE 
relativo a la estrategia a largo plazo para apoyar la renovación de los parques nacionales de 
edificios  residenciales  y no  residenciales,  tanto  públicos  como  privados.  Ahora  se  ha 
establecido el nuevo objetivo de transformarlos en parques inmobiliarios con alta eficiencia 
energética y descarbonizados antes de 2050, facilitando la transformación económicamente 
rentable de los edificios existentes en edificios de consumo de energía casi nulo. 
Estos objetivos de descarbonización del parque inmobiliario a 2050 son asumidos por este 
PNIEC. El mayor detalle relativo a hitos, indicadores y objetivos intermedios a 2030 y 2040 se 
incluirá en la ERESEE 2020, que se presentará, según establece la Directiva de Eficiencia 
Energética, antes del 10 de marzo de 2020. 
Los objetivos en materia de rehabilitación energética de edificios hasta 2030 se resumen en 
este Plan en las medidas 2.6 y 2.8 detalladas en el apartado 3.2.1. de este Plan, dentro del 
capítulo 3 (Políticas y medidas). 
Mejora de la eficiencia energética (envolvente térmica) a lo 
Objetivos en materia  largo de la década de un total de 1.200.000 viviendas. 
de rehabilitación 
Mejora  de  la  eficiencia  energética  (renovación  de 
energética de edificios 
instalaciones térmicas  de  calefacción  y  ACS)  de 300.000 
viviendas/año de media. 
2.2.4 Objetivo de eficiencia energética en los edificios públicos 
La Directiva de Eficiencia Energética establece en su artículo 5, que los Estados miembros 
elaborarán y harán público un inventario32 energético de los edificios con calefacción y/o 
sistemas de refrigeración que tenga en propiedad la Administración General del Estado. Sobre 
la base de dicho inventario, los Estados miembros deben renovar anualmente el 3% de la 
superficie edificada, de manera que estos edificios cumplan con los requisitos de rendimiento 
energético mínimos fijados en aplicación del artículo 4 de la Directiva de Eficiencia Energética 
de los Edificios (Directiva 2010/31/UE modificada por la Directiva 2018/844/UE). 
De acuerdo con el inventario actualizado y publicado en diciembre de 2018, el objetivo de 
renovación para el año 2019 ha sido de 279.902 m². La renovación energética realizada entre 
los años 2014 y 2018 ha afectado a una superficie de 1.457.075 m², lo que representa un nivel 
de cumplimiento del 100% del objetivo de renovación establecido para dicho periodo. 
El objetivo de renovación del parque edificado de la Administración General del Estado que exige 
la Directiva de Eficiencia Energética se estima en un total de 2.220.000 m2 para el período 
comprendido por este PNIEC. Esta estimación tiene en cuenta, no solo la superficie inventariada,  e.
                                                            06ww
32 h5.tptpdsf: //energia.gob.es/desarrollo/EficienciaEnergetica/directiva2012/Inventario2018/Inventario-2018-articulo-
58

sino la evolución de las renovaciones energéticas ya realizadas hasta 2018 y la consecuente 
reducción de la superficie no eficiente de la Administración General del Estado. 
No obstante, y para asegurar el nivel de ambición coherente con un modelo descarbonizado en 
el año 2050, este Plan evalúa y promueve los ahorros que podrían obtenerse de la renovación 
de 300.000 m2/año en la Administración General del Estado y traslada, asimismo, el objetivo de 
renovación del 3% anual al resto de las Administraciones territoriales. 
Renovación  energética  del  parque  de  edificios  públicos  de  la 
Objetivos de  Administración General del Estado por encima del objetivo del 3% 
eficiencia  derivado del artículo 5 de la Directiva de Eficiencia Energética 
energética de los  (300.000 m2/año). 
edificios públicos 
Renovación  energética  del  3%  de  la  superficie  edificada  y 
climatizada de las Administraciones Autonómicas y Locales. 
Los ahorros conseguidos como consecuencia de la elevación del nivel de ambición del artículo 5 
de la Directiva de Eficiencia Energética (que no obliga a los organismos públicos a escala regional 
y local a un porcentaje determinado de renovación anual, ni a la elaboración de un inventario 
de los edificios públicos), permitirán cumplir con el objetivo acumulado de ahorro de energía 
final que se deriva del artículo 7 y que se ha calculado en 36.809 ktep para el conjunto del 
periodo (669 ktep/año supuesta una distribución uniforme del esfuerzo a lo largo de todo el 
periodo).   
59

2.3 DIMENSIÓN DE LA SEGURIDAD ENERGÉTICA 
El PNIEC 2021-2030 hace suyos los objetivos de seguridad formulados en la Estrategia de 
Seguridad Energética Nacional de España aprobada en el año 2015: 
Asegurar la diversificación del mix energético nacional, proporcionando una adecuada 
representación de las fuentes energéticas. 
Garantizar la seguridad del abastecimiento con objeto de asegurar el acceso a los 
recursos necesarios en todo momento. 
Fomentar el uso de fuentes autóctonas con objeto de diversificar el mix energético. 
Asimismo, ante los cambios en el mix que se plantean en el presente Plan, suministrar energía 
segura, limpia y eficiente a los distintos sectores consumidores implica importantes retos y 
dificultades tecnológicas que es necesario abordar desde distintos planos: 
Reducción de la dependencia energética, en especial la importación de combustibles 
fósiles. 
Diversificación de fuentes de energía y suministro. 
Preparación para hacer frente a posibles limitaciones o interrupciones de suministro de 
fuentes energéticas. 
Aumento de la flexibilidad del sistema energético nacional. 
En lo que respecta al primer aspecto, España presentaba en el año 2015 una ratio de 
dependencia energética del 73% (ver tabla 2.9) al igual que en 2017, debido a la preponderancia 
de los combustibles fósiles en el mix energético (carbón, petróleo y gas), ya que nuestro país no 
cuenta con volúmenes apreciables de producción nacional de estos combustibles. 
Esta dependencia en energía primaria tiene importantes repercusiones económicas. Así, en el 
año 2017, el saldo del comercio exterior de energía fue desfavorable para nuestro país por valor 
de más de 20.000 M€. En ese sentido, este Plan reduce la ratio de dependencia energética por 
medio de la disminución de la importación de combustibles fósiles, en especial el carbón y el 
petróleo. 
   
60

Figura 2.10. Mix de energía primaria en España en 2017 y 2030 (ktep) 
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Tabla 2.9. Evolución de la ratio de dependencia energética primaria (ktep) 
Años   2015  2020*  2025*  2030* 
33.564  37.499  41.909  40.646 
Producción nacional 
(27%)  (29%)  (35%)  (39%) 
Carbón  1.246  1.105  0  0 
Productos petrolíferos  236  146  147  148 
Gas natural  54  49  49  49 
Nuclear  14.903  15.118  15.118  6.500 
Energías renovables  16.873  20.611  26.150  33.501 
Residuos no renovables  252  470  445  448 
          
89.366  91.008  76.513  63.453 
Neto importado/exportado 
(73%)  (71%)  (65%)  (61%) 
Carbón  12.337  7.979  3.743  2.133 
Productos petrolíferos  52.809  55.473  49.155  40.498 
Gas natural  24.484  26.641  24.208  24.389 
Electricidad  -11  762  -1.202  -3.448 
Energías renovables  -253  153  610  -119 
Total Energía Primaria  122.930  128.507  118.422  104.099 
*Los datos de 2020, 2025 y 2030 son estimaciones del Escenario Objetivo del PNIEC. 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Como resultado de las medidas contempladas en el PNIEC, 2021-2030, la ratio de 
Dependencia 
dependencia energética de España disminuye 12 puntos porcentuales, pasando 
energética 
del 73% en 2017 al 61% en 2030. 
  w.
  
61

Figura 2.11. Dependencia energética en España en 2017 y 2030 
   
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Dentro del ámbito de la Seguridad Energética del presente PNIEC, la seguridad del suministro 
eléctrico  ocupa  un  lugar  fundamental.  En  el  Anexo  D  Garantía  de  Suministro:  Análisis 
probabilista de la cobertura del Escenario Objetivo 2030, se presenta en detalle el análisis 
técnico correspondiente por parte de REE. Asimismo, en el Anexo B Modelos, se presentan los 
específicos del sector eléctrico utilizados. El cometido principal de los análisis realizados por 
ambos modelos ha sido, precisamente, validar que la seguridad del suministro eléctrico del mix 
de generación presentado está garantizada en las condiciones más exigentes. 
Respecto a la seguridad del suministro eléctrico en relación con la salida del carbón en la 
generación eléctrica para 2030 como consecuencia de los mecanismos de mercado (precio de la 
tonelada de CO  en el mercado EU ETS), así como con la retirada ordenada y escalonada de una 
2
parte de parque nuclear para esa fecha (cesarán su explotación cuatro de los siete reactores 
existentes), contempladas en el Escenario Objetivo del presente Plan cabe señalar lo siguiente: 
Primero, esa potencia retirada es compensada con la importante penetración que conocen las 
tecnologías de generación eléctrica renovable, en particular la solar y la eólica (ver tabla 2.3. 
Evolución de la potencia instalada de energía eléctrica). 
Segundo, España dispone de un parque de 27.531 MW de centrales de gas de ciclo combinado, 
que proporciona una notable capacidad de respaldo a la hora de evolucionar hacia esa transición 
en el mix eléctrico a lo largo de la década 2021-2030. Además, está previsto el desarrollo a gran 
escala del almacenamiento y la gestión de la demanda. 
Finalmente,  los  mencionados  informes/modelos  han  analizado  de  manera  exhaustiva  y 
minuciosa la seguridad del suministro eléctrico y han concluido que existen plenas garantías de 
suministro en el Escenario Objetivo contemplado en este Plan. 
En cuanto a la diversificación de fuentes de energía y suministro, el objetivo fundamental para 
nuestro país es configurar un adecuado mix de energía primaria en el que estén presentes 
aquellas fuentes técnica y económicamente viables en el horizonte a 2030, que permitan 
asegurar la continuidad de suministro, así como lograr los objetivos de descarbonización fijados 
por este Plan. Además, su origen geográfico debe continuar diversificándose para reducir al 
máximo los eventuales riesgos de interrupción de suministro.  es
Diversificación  Moraigxeimn dizealr  sluam diivneisrtsriofi.c ación tanto de fuentes de energía como de países de  2021-5106n https://ww
62

En el tercero de los planos, se continuará trabajando en la preparación para hacer frente a 
posibles limitaciones o interrupciones de suministro de fuentes energéticas, en aras de una 
mayor resiliencia del sistema energético nacional. 
Profundizar en la preparación frente a posibles limitaciones o interrupciones de 
Resiliencia 
suministro de fuentes energéticas. 
España, debido entre otros factores al bajo nivel de interconexiones energéticas con el resto del 
continente europeo, cuenta con un sólido sistema de preparación para hacer frente de forma 
autónoma a las limitaciones o interrupciones de suministro energético, así como con planes 
de preparación ante los riesgos específicos del sector eléctrico. 
Cabe recordar, en ese sentido, que los operadores de los sistemas eléctrico y gasista tienen entre 
sus funciones principales la de garantizar la continuidad y seguridad del suministro y la correcta 
gestión de las distintas redes, llevando a cabo sus funciones en coordinación con todos los 
agentes implicados. 
Los objetivos correspondientes a los tres planos de la seguridad energética que se han 
presentado responden a necesidades desde el lado de la oferta energética. 
Ahora bien, es necesario aprovechar también las nuevas posibilidades que presentan las 
tecnologías para proporcionar flexibilidad al sistema energético, no solo desde el lado de la 
oferta, sino también del lado de la demanda. 
Incrementar la flexibilidad del sistema aprovechando las posibilidades del lado 
Flexibilidad 
de la demanda de los sectores consumidores de energía. 
   
63

2.4 DIMENSIÓN DEL MERCADO INTERIOR DE LA ENERGÍA 
Los objetivos correspondientes a la dimensión del Mercado Interior de la Energía del Plan dan 
respuesta a la necesidad de disponer de un mercado más competitivo, transparente, flexible y 
no discriminatorio, con un alto grado de interconexión que fomente el comercio transfronterizo 
y contribuya a la seguridad energética. 
Al mismo tiempo, este mercado debe de estar centrado en los consumidores y su protección, 
estableciendo las condiciones necesarias para garantizar una transición justa y abordar las 
situaciones de pobreza energética. 
Estos objetivos se abordan desde los siguientes planos (dentro de cada uno se tratan de manera 
específica el mercado eléctrico y el del gas): 
Interconectividad. 
Infraestructura de transporte de energía. 
Integración del mercado interior de la energía. 
Implementación de la Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética. 
Respecto a la interconectividad del mercado eléctrico, las interconexiones no solo mejoran la 
eficiencia de los sistemas al contribuir a una asignación más eficiente de las instalaciones de 
generación reduciendo la necesidad de instalaciones duplicadas a un lado y al otro de las 
fronteras, sino que son esenciales para la seguridad de suministro, sobre todo en un escenario 
de alta penetración de generación eléctrica procedente de fuentes renovables no gestionables. 
Asimismo, son el elemento esencial para alcanzar un mercado interior de la electricidad con 
precios competitivos y homogéneos, dado que permiten incrementar la oferta (a través de las 
importaciones) en aquellos mercados donde, en un determinado momento y en función de las 
condiciones climatológicas, técnicas y económicas existentes, el precio sea relativamente más 
elevado,  moderando  así  los  precios  y  acercándolos  a  los  existentes  en  los  mercados 
exportadores en ese momento. 
Entre los beneficios económicos derivados de un grado adecuado de interconexión eléctrica, 
están los siguientes: 
o Ahorro en inversiones de refuerzo de la red de transporte y distribución. 
o Menores costes derivados de la garantía de servicios inmediatos mediante energías 
de balance efectivamente movilizadas. 
o Menores vertidos de energía renovable (pérdidas de ingresos para los productores 
por la energía generada que no se consume, ni se puede exportar). 
o Menor coste de cobertura de riesgos frente a la mayor volatilidad del precio de 
mercado. 
En este sentido, el grado de interconexión del sistema eléctrico ibérico con el resto del 
continente europeo se encuentra por debajo de los objetivos establecidos por la normativa  e.
comunitaria. Actualmente, la ratio de interconexión de España es inferior al 5% de la capacidad  w.
dPee ngínesnuelraa cIbióénri cina sptauleaddea  veenn inru teasnt rsoo lsoi sdteemsdae.  eMl ásiss taeúmna,  scie snet rcooenusriodpeerao  qa utera evlé sa pdoey loa  rferoanl tae rlaa   2021-5106n https://ww
64

con Francia, la ratio de interconexión es del 2,8% (tras la última interconexión entre España y 
Francia por los Pirineos orientales puesta en servicio en 2015). Es decir, la Península continúa 
siendo en gran medida una “isla eléctrica”. 
Tampoco se cumple con umbrales adicionales y más específicos que sirven como indicadores de 
la urgencia de la acción necesaria, establecidos por la Comunicación de la Comisión “Reforzar 
las redes energéticas de Europa” (COM (2017)718) (ver figura 2.12), y recordados en el 
Reglamento 2018/1999 sobre la Gobernanza de la Unión de la Energía y de la Acción por el Clima. 
Estos umbrales son: 
1. Diferencial de la media anual de precios de más de 2 euros/MWh. 
2. Ratio capacidad de transmisión nominal con respecto a la demanda punta inferior al 
30%. 
3. Ratio capacidad de transmisión nominal respecto a la capacidad renovable inferior al 
30%. 
Figura 2.12. Situación respecto de los tres umbrales que recoge el documento COM (2017)71833 
 cumple los tres umbrales 
 cumple dos de los umbrales 
 cumple uno o ninguno 
 
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
En definitiva, en el año 2020 y con las interconexiones previstas, España será el único país de 
Europa continental por debajo del 10% (objetivo planteado por el Consejo Europeo de Barcelona 
de 2002). Posteriormente ese objetivo se ha elevado al 15% para 2030. 
Interconexión eléctrica  Alcanzar un nivel de interconexión del 15% en 2030. 
Aparte de las medidas propuestas en el capítulo 3, cabe recordar el papel de la planificación 
indicativa,  que  es  una  herramienta  básica  para  garantizar  la  seguridad  de  suministro, 
incrementar la penetración de renovables y reducir restricciones técnicas en las redes. Entre sus 
objetivos principales se encuentra aumentar el nivel de interconexiones. 
                                                            es
33 Los umbrales son: (1) las interconexiones adicionales deberían ser prioritarias si el diferencial de precios supera un  oe.
umbral indicativo de 2 €/MWh entre Estados miembros, regiones o zonas de oferta, (2) países en los que la  w.
capacidad nominal de transporte de los interconectores sea inferior al 30% de su carga máxima deben examinar de  06ww
irinnetmneoervcdoaiabntleeocs tp odoresebisbe inlside eaax daienmsf iednreaio rn rdu eae lvi no3ms0 i%endt eidaretco os npueo csctiabopirlaeidcsai,d d(a3ed)s   pdianeís stneauslae edvnoa  lso disne qt euprerco oldan ucecaccptioóarcnei dsd.a ed  neonmerigníaal  da ep tarartnirs pdoer tefu deen tloess 
65

En el sistema eléctrico, la integración de un importante volumen de potencia de generación 
renovable, tanto en la península como en los territorios no peninsulares, hace necesario el 
refuerzo y crecimiento de las líneas de transporte y distribución en territorio español, incluyendo 
las conexiones existentes entre la península y los sistemas no peninsulares e interconexiones 
entre sistemas insulares. Además, se deben considerar y planificar las infraestructuras eléctricas 
de transporte submarinas hasta las zonas de implantación prevista de parques eólicos marinos, 
de manera coordinada con las Estrategias Marinas, Planes de Ordenación del Espacio Marítimo 
y los procedimientos administrativos sectoriales de aplicación. De igual forma, es necesario el 
desarrollo  de mecanismos  de  gestión  y almacenamiento  de  las  energías renovables  no 
gestionables, permitiendo reducir el vertido de generación renovable. 
En el caso particular de los territorios insulares, el aumento en las interconexiones dentro de sus 
sistemas eléctricos tendrá un impacto directo ya que en el mix de producción de estos sistemas 
hay una mayor contribución de las centrales de carbón, fuel o gasoil que en el mix peninsular.  
Destacar finalmente, el papel que desempeña el centro de control específico del operador del 
sistema eléctrico (Red Eléctrica de España), que optimiza la adecuada integración de las 
energías renovables, cogeneración y residuos, permitiendo mantener un seguimiento de las 
mismas ante la posible variabilidad de las predicciones y su integración en los servicios de 
balance. 
Integración de renovables y refuerzo  
Infraestructura de transporte eléctrico 
en los territorios no peninsulares. 
Integración del mercado eléctrico  Optimizar el funcionamiento del mercado. 
Este objetivo ha de materializarse a través del almacenamiento de energía eléctrica, la 
optimización del uso del recurso hidráulico y la información a los consumidores. 
En cuanto al mercado del gas, también se pone el foco en el afianzamiento y desarrollo del 
mercado, al tiempo que se protege al consumidor. En este mercado se considera prioritario 
optimizar el uso de la capacidad de interconexión ya existente para facilitar el acceso a otras 
fuentes  de  gas  y  avanzar  hacia  la  convergencia de  precios,  antes  de  acometer  nuevas 
infraestructuras.  Este  objetivo  contribuirá  a  la  reducción  de  la  factura  del  gas  de  los 
consumidores. 
Entre las medidas previstas para optimizar el uso de las interconexiones, se contempla el 
desarrollo de metodologías coherentes a nivel regional para calcular los peajes de uso de las 
mismas, eliminando la falta de homogeneidad actual. A este respecto, ACER analiza el uso de la 
interconexión entre Francia y España en su Market Monitoring Report 2017, concluyendo que 
“un elemento de importancia es que los peajes en el Punto de Interconexión Virtual (VIP) 
Pirineos se encuentran entre los más elevados de la UE. Se considera que esto desincentiva el 
comercio spot”. En concreto, el peaje de salida del sistema gasista francés al sistema gasista 
español es 2,5 veces superior a los peajes de salida del sistema gasista español. 
    b
66

Figura 2.13. Peajes interconexión gasista con Francia y Portugal 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Infraestructura de transporte gasista: Peajes y cánones 
Considerando la madurez de las infraestructuras del sistema gasista, el principal objetivo 
consiste en mantener la senda de superávit económico del sistema en el medio y largo plazo. En 
este sentido, la CNMC ha sometido a consulta pública las Circulares mediante las que aprobará, 
por una parte, las metodologías de cálculo de las retribuciones a los titulares de las instalaciones 
y, por otra, los peajes y cánones a abonar por su utilización. Las orientaciones de política 
energética adoptadas previamente por el MITECO, subrayan que dichas circulares deberían 
“garantizar la sostenibilidad económica y financiera del sistema gasista”. 
Estructura de gastos del sector eléctrico: progresiva eliminación de la deuda pendiente 
En relación a la evolución de las deudas pendientes del sistema eléctrico de ejercicios anteriores, 
hay que señalar que la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, establece en su 
artículo 19 que, en el caso de que se produjera un desajuste por déficit de ingresos en un 
ejercicio, habrá que revisar los peajes o cargos que correspondan. 
A este respecto, se está trabajando en la nueva estructura y metodología de peajes, a desarrollar 
por la CNMC y la nueva estructura y metodología de cargos, a desarrollar por el Gobierno, y que 
estarán sujetas a lo establecido en la Ley 24/2013. 
   
67

Por ello, se espera mantener el equilibrio económico del sistema eléctrico durante todo el 
horizonte del PNIEC, eliminando totalmente el pago de anualidades correspondiente al déficit 
de ejercicios anteriores en el año 2028. La evolución de los cargos del sistema eléctrico, que 
incluyen la anualidad del déficit pendiente, se muestra en la siguiente gráfica: 
Figura 2.14. Evolución de cargos de sistema eléctrico 2018-2030 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Afianzamiento del mercado, garantizando la protección 
Integración del mercado gasista 
de los consumidores de gas. 
Este objetivo general, a su vez, se traduce en objetivos específicos de logística de gas, 
información al consumidor y agilización de procedimientos administrativos. 
En relación a la integración del mercado español con el europeo entre las herramientas 
principales figura la optimización del uso de las interconexiones mediante una metodología 
homogénea de cálculo de los peajes por su uso, así como la consecución de un mercado 
organizado de gas de dimensión ibérica, mediante la inclusión de un acuerdo internacional entre 
España y Portugal. 
Implementación  de  la  Estrategia  Nacional 
Protección de los consumidores vulnerables 
Contra la Pobreza Energética. 
La Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética aprobada en 2019 se configura como el 
instrumento que permite abordar el fenómeno de la pobreza energética desde una perspectiva 
integral y con visión a medio y largo plazo. 
68
La Estrategia proporciona una definición de pobreza energética y, ligada a ella, la del consumidor 
en situación de vulnerabilidad. Ha realizado un diagnóstico inicial y ha caracterizado el problema 
a través del diseño de indicadores oficiales de medición coincidentes con los utilizados por el 
Observatorio Europeo contra la Pobreza Energética (EPOV), lo que permitirá la comparación con 
otros Estados miembros. Los indicadores se encuentran disponibles a partir de las encuestas 
consolidadas elaboradas por el Instituto Nacional de Estadística (Encuesta de Presupuestos 
   
Familiares y Encuesta de Condiciones de Vida). Los indicadores clave son: 
1. Gasto desproporcionado: porcentaje de hogares cuyo gasto energético en relación con 
sus ingresos es más del doble que la media nacional. 
2. Pobreza energética escondida (HEP): porcentaje de hogares cuyo gasto energético 
absoluto es inferior a la mitad de la media nacional. 
3. Incapacidad para mantener la vivienda a una temperatura adecuada. 
4. Retraso en el pago de las facturas de los suministros de la vivienda. 
Adicionalmente, el análisis de estos indicadores se complementa con otros derivados de la zona 
climática, así como por variables que caracterizan las poblaciones seleccionadas (tamaño y tipo 
de hogar, quintil de renta de la unidad de consumo, situación de actividad de los miembros de 
la unidad familiar, etcétera). 
Se ha designado al IDAE, entidad pública empresarial adscrita al MITECO a través de la Secretaría 
de Estado de Energía, como órgano responsable del seguimiento y la actualización de los 
indicadores destinados a la medición de la pobreza energética en España. 
Antes del 15 de octubre de cada año, el IDAE publicará el resultado de los indicadores primarios 
en el año de referencia y un análisis comparativo con el resto de Estados miembros de la UE. 
69

2.5 DIMENSIÓN DE INVESTIGACIÓN, INNOVACIÓN Y COMPETITIVIDAD  
2.5.1 Objetivos nacionales en I+i+c y objetivos nacionales de financiación 
Alinear  las  políticas  españolas  con  los  objetivos  perseguidos 
internacionalmente y por la Unión Europea en materia de I+i+c en 
energía y clima, sin descuidar nuestras peculiaridades.  
Coordinar  las  políticas  de  I+i+c  en  energía  y  clima  de  las 
Administraciones Públicas con el resto de las políticas sectoriales. 
En particular, coordinar la política energética y las políticas de 
innovación. 
Orientar  la  investigación  y  desarrollo  hacia  la  búsqueda  de 
Objetivos 
soluciones para los retos sociales y los objetivos de desarrollo 
nacionales en I+i+c  sostenible. 
Fortalecer la transferencia de tecnología del sistema público a la 
sociedad y la industria para facilitar la transición ecológica. 
Fomentar la colaboración público-privada y la investigación e 
innovación empresarial. 
Colocar al ciudadano en el centro del modelo de transición 
energética y climática contribuyendo a que asuman un mayor 
protagonismo. 
Los objetivos de descarbonización de la economía y de lucha y adaptación al cambio climático 
requieren mejoras técnico-económicas y nuevas soluciones para las cuales la investigación y la 
innovación son pilares fundamentales. Los gobiernos, como promotores y agentes financiadores 
de la ciencia, el desarrollo y la innovación, tienen un papel clave definiendo líneas estratégicas 
prioritarias, promoviendo la investigación y el desarrollo orientado y facilitando la introducción 
y adopción de nuevas tecnologías respetuosas con el medioambiente. 
Desde  esta  perspectiva,  el  compromiso  de  la  ciencia  española  con  la  protección  del 
medioambiente y la sostenibilidad ha sido firme, habiéndose incluido la perspectiva del 
desarrollo sostenible en anteriores Estrategias y Planes Estatales de investigación, desarrollo e 
innovación. 
De manera particular, el vigente Plan estatal de investigación científica y técnica y de 
innovación 2017-2020 prioriza áreas relacionadas con la sostenibilidad, la transición energética 
y el cambio climático34. 
De cara al nuevo periodo de planificación estratégica de las políticas científicas y de innovación, 
las dimensiones de sostenibilidad, descarbonización y lucha contra el cambio climático serán 
líneas directrices, contribuyendo así a responder desde la ciencia y la innovación a los objetivos 
                                                           
34 Ejemplos de estas áreas de investigación prioritarias incluyen el desarrollo de la próxima generación de tecnologías 
de energías renovables; el diseño de redes y sistemas de gestión flexibles y distribuidas; el diseño y desarrollo de 
sistemas energéticos eficientes; métodos de reducción, captura, almacenamiento y uso de carbono; el tratamiento  e
de residuos con fines energéticos; la seguridad nuclear; las tecnologías del hidrógeno (incluida la fotoelectrocatálisis);  o
el desarrollo de tecnologías de combustión limpias; la movilidad sostenible y el cambio modal en el transporte; la  w.
promoción de la edificación sostenible; tecnologías bajas en carbono, la mitigación y adaptación al cambio climático;  06ww
rlae soilbiesnetreva dceió lno sd reelc culrimsoas; h líad rgiceostsi;ó on  líinneteagsr aasl oyc isaodsatse nai blal eim dpel asnisttaecmióans  dye  ruencau rescoosn noamtuíar acliercsu; llaar ,g eensttiróen o stroasst.e nible y
70

internacionales (la Agenda 2030 de las Naciones Unidas y el Acuerdo de París) y de la Unión 
Europea. 
La consecución de los objetivos de investigación, desarrollo y competitividad para energía y 
clima se realizará siguiendo los siguientes principios rectores: 
Coordinación: Las prioridades en I+i+c han de estar coordinadas y alineadas con los 
planes y estrategias sectoriales y regionales para maximizar el impacto de las políticas. 
Co-responsabilidad: Los avances desde la ciencia y la innovación para la transición 
ecológica han de ser asumidos por la Administración General del Estado y el resto de 
administraciones públicas, el sector privado y la sociedad civil en su conjunto. 
Interdisciplinariedad:  La  complejidad  del  reto  climático  y  su  carácter  transversal 
requieren de la contribución, coordinación de distintas áreas y disciplinas científicas. 
Coordinación 
Es imprescindible la coordinación de las políticas de I+i+c en energía y clima de todas las 
Administraciones Públicas, así como con el resto de políticas sectoriales, generando las sinergias 
y  complementariedades  necesarias.  Ello  implica,  a  su  vez,  la  corresponsabilidad  de  las 
Administraciones competentes y la adopción de criterios compartidos en materia de gestión, 
evaluación y, en su caso, implantación de modelos de cofinanciación. Esta coordinación de 
políticas debe alcanzar no solo la dimensión sectorial sino también la dimensión territorial, 
garantizando la adecuada participación e involucración de actores en todos los niveles de la 
administración (Administración Central, Autonómica y Local). A este respecto las Comunidades 
Autónomas  desempeñan  un  papel  fundamental  por  su  conocimiento  de  los  recursos  y 
fortalezas, retos de competitividad y potencial científico e industrial regional. 
En ese sentido, las estrategias nacionales y regionales para la Especialización Inteligente en 
Investigación e Innovación (estrategias de RIS3 -del inglés Research and Innovation Strategies 
for  Smart  Specialisation) consisten  en  agendas  integradas  de  transformación  económica 
territorial. El concepto S3 aparece a mediados de los años 2000 en el debate europeo, con la 
iniciativa de un grupo de expertos (el grupo “Knowledge for Growth”) creado a petición de la DG 
Investigación  e  Innovación  para  encontrar  soluciones  a  la  diferencia  de  competitividad 
observada entre la Unión Europea y Estados Unidos. Para estos expertos, la disminución de esta 
diferencia pasa por una “especialización inteligente” de los Estados miembros y de las regiones. 
La Comisión Europea concibe la Especialización Inteligente como un instrumento fundamental 
para garantizar la contribución de la política de cohesión a la política de crecimiento de la 
Estrategia Europa 2020, buscando la especialización en ámbitos potencialmente competitivos y 
generadores de desarrollo en el marco de un contexto global. Así, se ha establecido el desarrollo 
de las Estrategias de Investigación e Innovación para la Especialización Inteligente (RIS3) como 
una condición previa de las regiones y de los Estados miembros para optar a los fondos 
estructurales en el periodo presupuestario 2014-2020. En consecuencia, es imprescindible que 
las regiones identifiquen las áreas de especialización susceptibles de recibir financiación 
comunitaria durante este periodo para la realización de proyectos de I+D, innovación y TIC.  e.
En este contexto, la Plataforma de Energía S3-Energy, creada por la Comisión Europea, es una  06ww
henererragmíai ednet caa qduae r esigrivóen p caorna  lcooso orbdjientairv oy sa dlien eI+aDr +lais e Ens etrnaetreggíaia. sE dstea  Epslpaetacfioalrimzaac iaódne Imntáesl icgoennetcet ae ny 
71

da visibilidad sobre las distintas prioridades y estrategias nacionales y regionales facilitando la 
cooperación y evitando la atomización de esfuerzos. La propia plataforma S3-Energy incluye 
asociaciones ya activas en materia de bioenergía, energía marina renovable, redes inteligentes, 
energía solar y edificios sostenibles. 
Co-responsabilidad 
Para la consecución de los objetivos de descarbonización marcados por el PNIEC se precisa la 
participación y colaboración público-privada en materia de investigación e innovación.  Para 
ello  se  promoverán  estructuras  flexibles  de  colaboración  nacional  e  internacional,  que 
identifiquen los retos técnicos, las oportunidades de desarrollo y compartan las necesidades de 
inversión. 
Desde el sector público, además de la financiación directa de la investigación y desarrollo para 
energía y clima, se buscará movilizar la inversión privada actuando como agente tractor del 
cambio desde la demanda de las administraciones, poniendo en marcha nuevos esquemas de 
compra  pública  y  pre-comercial  que  faciliten  la  introducción  en el mercado  de  nuevas 
soluciones. 
Interdisciplinariedad 
Por sus características, el desafío climático tiene un carácter complejo y transversal que 
requiere de conocimiento y desarrollos técnicos provenientes de disciplinas de investigación 
muy diversas. 
Áreas científico-técnicas como las referidas a la salud pública, el estudio de ecosistemas 
naturales, la conservación del patrimonio cultural, la bioeconomía y la economía circular, el 
desarrollo digital, o las redes inteligentes, son ejemplos de disciplinas necesarias para abordar 
el reto climático de una manera integral. También es necesario considerar los aportes de las 
ciencias sociales y humanidades que introducen perspectivas importantes como las económicas, 
sociales y de adaptación. 
Así mismo, la I+i en energía y clima ha de combinar avances científicos y técnicos con distintos 
grados de madurez: desde la investigación fundamental, al desarrollo y las innovaciones 
tecnológicas y no tecnológicas en el desarrollo de nuevos productos y servicios que ayuden a 
resolver estos desafíos. 
   
72

Objetivos nacionales de financiación 
España tiene por objetivo incrementar el peso de la I+i+c en la 
actividad económica nacional, para alcanzar inversiones de no 
menos  del  2,5%  del  PIB,  y  mantener  estos  niveles  con 
independencia de los ciclos económicos. 
De esa inversión en I+i+c una parte significativa será dedicada a la 
I+i+c en energía y clima en línea con los objetivos y ambiciones de 
Objetivos  la UE en esta materia. Este porcentaje está actualmente siendo 
nacionales de  evaluado. 
financiación 
España, tiene previsto solicitar su inclusión en la Iniciativa Mission 
Innovation (MI) Energy. Como parte de la iniciativa, los países 
participantes  se  han  comprometido  a  tratar  de  duplicar  las 
inversiones de investigación y desarrollo en energía limpia de sus 
gobiernos durante cinco años, al tiempo que fomentan mayores 
niveles de inversión del sector privado en tecnologías limpias. 
2.5.2 Objetivos  específicos  para  tecnologías  energéticas  hipocarbónicas  y 
limpias 
A nivel europeo, la «Unión por la Energía» aspira a alcanzar un mercado energético integrado a 
escala continental, con una creciente interconexión energética, que promueva la competencia 
y el uso eficiente de los recursos, incluyendo medidas de estímulo en el uso de fuentes de 
energía renovables que contribuyan a descarbonizar el sistema energético en el marco de los 
acuerdos internacionales de cambio climático. Para la consecución de estos objetivos será 
necesario disponer de soluciones tecnológicamente factibles e innovaciones no solo en materia 
de eficiencia energética y energías limpias, sino en los patrones de consumo, ecodiseño, 
gobernanza, financiación, entre otros. 
La concreción de los objetivos prioritarios de I+i en energía y clima en España se han definido a 
partir de los objetivos globales de este PNIEC, los establecidos en la implementación del SET-
Plan y la consulta realizada a expertos del sector público y privado. Los objetivos de I+i en energía 
se enmarcan en cuatro áreas: 
El desarrollo de fuentes de energía limpias (eólica terrestre y marina, solar fotovoltaica y 
solar termoeléctrica, bioenergía, energías oceánicas, biomasa, geotermia) y la eficiencia 
energética. Así como de vectores energéticos como el hidrógeno. 
La competitividad para mejorar la eficacia de la red de energía española y europea a 
través  del  desarrollo  de un  sistema y mercado  interior  de  la  energía  altamente 
digitalizado. 
La  seguridad  del  abastecimiento,  para  coordinar  mejor  la  oferta  y  la  demanda 
energéticas nacionales en un contexto internacional. 
El impulso social y tecnológico hacia patrones de menor consumo energético.  e.e
    w.
73

De manera concreta se definen las siguientes áreas y tecnologías prioritarias en consonancia con 
el SET-Plan, los compromisos internacionales adquiridos y las particularidades y oportunidades 
de la economía, recursos naturales, industria y geografía española: 
Eficiencia Energética. 
o En el caso de la edificación (Acción 5 del SET-Plan) se buscará conseguir mejoras 
para facilitar los despliegues de: 
Sistemas de generación de calor y frío. 
Participación  de  energía  renovable  en  redes  urbanas  de  calefacción  y 
refrigeración. 
Uso de energía renovable en edificios. 
Energía renovable producida por ciudades, comunidades energéticas y auto 
consumidores. 
Soluciones activas y pasivas en la rehabilitación energética de edificios. 
o En lo que se refiere a Industria, se priorizará la implementación de medidas de 
innovación y competitividad energética orientadas a incrementar la eficiencia de 
proceso, la recuperación de calor residual, la incorporación de energías renovables 
y la integración de tecnologías de captura de CO  para reducir emisiones. Se pondrá 
2
especial atención a tecnologías y aplicaciones para las industrias con gran consumo 
energético y de recursos, (Acción 6 del SET-Plan). 
Generación energética a partir de fuentes renovables en las que ya se tiene una posición 
competitiva o de liderazgo, con altos niveles de participación de empresas españolas en 
el  mercado, en  línea  con  el  objetivo europeo  de  liderazgo  mundial  en energías 
renovables35  (Acción 1 y 2 del SET-Plan). En esta línea de acción se definen dos objetivos 
prioritarios: incrementar el uso de las distintas energías renovables y reducir el coste de 
estas tecnologías. De manera concreta: 
o Energía fotovoltaica. Desarrollo de nuevos materiales y tecnologías; reducción de 
los costes en el desarrollo, construcción, operación y mantenimiento de grandes 
plantas; integración de la energía solar fotovoltaica en edificios; mejora de la 
gestionabilidad e integración en red de la generación fotovoltaica. 
o Energía  solar  de  concentración.  Se  destacan  las soluciones  tecnológicas  que 
permitan disminuir costes e integrar esta tecnología en el sistema energético, 
aprovechando su capacidad para incrementar la inercia y gestionabilidad del 
sistema. También se contempla entre las prioridades el impulso de tecnologías de 
calor y frío en la industria. En el horizonte 2050 se impulsará el desarrollo e 
implementación de la próxima generación de tecnología solar termoeléctrica para 
profundizar en la aportación de gestionabilidad y firmeza renovable al sistema a 
precios competitivos. 
                                                            w.b
35 La Comisión Europea presentó el 30 de noviembre de 2016 un paquete de medidas para preservar la competitividad  06ww
derenen eloragv Uíaabn. lieóLson sy E  ooufbrrojeepcteeivaro ,u syn as t oqrnaut:e od  ljaau rst trpoarn iaos irlcoidisóa ncdo  hnaas culaima  eiudfniocari eeensn.c eiarg eían leimrgpéitaic eas, tcáo cnavmerbtiiarnnodso  elons  lmídeerrc amduons dmiaul nddeia elense drgeí alas 
74

o Biomasa. Soluciones tecnológicas que permitan la optimización de la cadena de 
valor, desde la obtención del recurso hasta su valorización, buscando reducir costes 
y mejorar la eficiencia de instalaciones y procesos. 
o Energía eólica marina. Avances técnicos que permitan la reducción de los costes de 
esta tecnología, haciendo énfasis en las soluciones flotantes y técnicas de montaje 
poco invasivas sobre el medio marino, que aumentan las zonas potenciales de 
implantación de parques eólicos marinos y aceleren su contribución a los objetivos 
de  descarbonización  a  coste  competitivo.  También  se  apoyarán  soluciones 
innovadoras para la Energía Eólica en tierra que deriven en una reducción de costes 
y mejoras en la gestionabilidad. 
o Geotermia profunda y somera. En el caso de la geotermia somera, dado su potencial 
de descarbonización en la edificación, se buscará el desarrollo técnico que permita 
la reducción de costes de ejecución, la mejora de métodos de evaluación del terreno, 
el incremento de la productividad de sondeos y la integración en rehabilitación de 
edificios, entre otros. La geotermia profunda precisa de apoyo para la mejora de la 
eficiencia y reducción de costes. 
o Energía Oceánica. Los desarrollos realizados en esta tecnología, tanto corrientes 
como olas, necesitan de impulso para aumentar el TRL hasta 7, 8 y 9. Para ello, hay 
que enfocar las actividades a posibles proyectos de demostración que generen 
conocimiento y experiencia en un entorno marino real. La estrategia a largo plazo 
en  energía  oceánica  propone el  desarrollo e  implementación  de  parques de 
generación fiables y a precios competitivos. 
Tecnologías que contribuyan a la flexibilidad y optimización del sistema eléctrico en su 
conjunto36 teniendo en cuenta los objetivos buscados: generación basada en recurso 
primario renovable (usualmente variable), apoyo a la inercia del sistema y potencialidad 
de  mercado  vía  interconexiones  internacionales,  (incluyendo  las  grandes  líneas 
internacionales). Se prestará especial atención a las energías renovables gestionables 
como la solar termoeléctrica con almacenamiento térmico, la biomasa y otras opciones 
de almacenamiento. Se incluyen por lo tanto tres áreas: 
o Generación: I+i en otras tecnologías que contribuyen a la gestionabilidad y son 
necesarias en el proceso de transición. 
o Almacenamiento: Sistemas de almacenamiento eléctrico y en la optimización de su 
gestión. En esta área será especialmente importante el desarrollo de baterías tanto 
para movilidad como estacionarias. Para el avance en las baterías será necesario el 
desarrollo de nuevos materiales avanzados y tecnologías que permitan un escenario 
alternativo al litio. Se contempla la colaboración de la industria y la investigación 
académica  en  el  desarrollo  de  pilotos  de  fabricación  de  baterías  de  nueva 
generación, abordando también la sostenibilidad de las baterías en cuanto a 
materiales y materias primas, reutilización y reciclaje de las mismas. (Acción 7 del 
SET-Plan).  es
                                                            06ww
36 Lbaalat joiomss  pgcrloeasmdtoeessn  ddtaeec  gipóeennn ederetar acteicóciónnn,o  cldooegm ílaoass  l ahr eiPpnVoo,c valaar bbelóóenlsi icciana tsye  qromutreiat sea,pn toteernstde (rnoí a ffnlleu uxyineb nitletidecash)do.   aSdilen s  ipesetsetname tfarle asxcoiibóni nlei dsmaeednn,c oiaar lp.e ess paar rdae a olcfarenczaerr 
75

o Sistema eléctrico: La consecución de un sistema seguro y resiliente en el contexto 
de la transición energética necesitará desarrollos tecnológicos en digitalización, 
electrónica  de  potencia,  almacenamiento,  mejora  de  equipos  y  materiales, 
apuntando así a la consolidación de redes eléctricas inteligentes, aumento de la 
flexibilidad de activos, y gestionabilidad de renovables (Acción 4 del SET-Plan). 
Energía  nuclear:  Asimismo,  mientras  España  mantenga  operativas  sus  centrales 
nucleares es preciso reforzar de manera permanente su seguridad, operación óptima y 
gestión de residuos. Dado el escenario de cese de explotación ordenado y escalonado 
del parque nuclear contemplado en el PNIEC entre los años 2027 y 2035, se requieren 
esfuerzos específicos de investigación y desarrollo en este ámbito. Las líneas de 
investigación y tecnologías prioritarias incluyen: operación segura a largo plazo, gestión 
del combustible irradiado y residuos, y participación y adquisición de know-how. La 
investigación y desarrollo en el ámbito nuclear se llevará a cabo en colaboración con 
otros países nucleares de la UE con experiencia de cese de explotación total o parcial de 
sus parques nucleares. (Acción 10 del SET-Plan). 
Transporte sostenible: aplicación de nuevas soluciones menos contaminantes, más 
seguras, mejor integradas y capaces de responder a las demandas y usos de la sociedad. 
Combustibles renovables para el sector del transporte. Se considera prioritario el 
desarrollo de estas tecnologías por su aplicación a la aviación, movilidad, industria y 
edificios. (Acción 7 del SET-Plan). 
o Desarrollo de biocarburantes avanzados. 
o Producción de hidrógeno de origen 100% renovable y su uso como almacenamiento 
estacionario para grandes cantidades y largos periodos de tiempo. 
Nuevos servicios y tecnologías para el consumidor, las ciudades y las comunidades 
inteligentes. (Acción 3 del SET-Plan). 
o Soluciones inteligentes para el consumidor de energía que mejoren y valoricen la 
situación del ciudadano como consumidor de energía. De nuevo, en esta área tienen 
especial importancia las tecnologías de digitalización. 
o Ciudades  y  comunidades  inteligentes  que  integren  las  distintas  tecnologías 
disponibles en entornos urbanos para mejorar la sostenibilidad y la calidad de vida 
de los ciudadanos. Con la involucración de ayuntamientos, ciudadanos y empresas 
de servicios, España cuenta con exitosas experiencias piloto en diversas ciudades 
bajo el marco del PED (Positive Energy District), y que debería ser ejemplo para 
impulsar la innovación y replicar las mejores soluciones. 
Estas prioridades dan respuesta a los objetivos generales del PNIEC sin perder de vista el punto 
de partida y contexto concreto de nuestro país. 
En la tabla 2.10 se presenta de manera esquemática la correlación entre los objetivos generales 
del PNIEC y los prioritarios de I+i para energía y clima:  e.
76

Tabla 2.10. Objetivos y prioridades 
Objetivos  Objetivos 
Prioridades y Objetivos I+i+c 
PNIEC  Particulares 
- Soluciones inteligentes para el consumidor de energía. 
- Ciudades y comunidades inteligentes. 
- Sistemas de generación de calor y de frío. 
Residencial,  - Participación de energía renovable en redes urbanas 
comercial  de calefacción y refrigeración. 
- Uso de energía renovable en edificios. 
23% de  y servicios  - Energía renovable producida por ciudades, comunidades energéticas 
reducción de  y auto-consumidores. 
emisiones de  - Soluciones activas y pasivas en la rehabilitación energética de edificios. 
- Transporte sostenible: 
gases de efecto 
promover un cambio de modelo en el sistema de transporte. 
invernadero  - Desarrollo de biocarburantes avanzados obtenidos de manera sostenible 
Transporte 
(GEI) respecto a  a partir de materias primas renovables. 
- Producción de hidrógeno verde. 
1990 
- Baterías para movilidad y estacionarias. 
Generación  - Baterías para movilidad y estacionarias. 
- Energías limpias/renovables prioritarias. 
Eléctrica 
- Generación nuclear segura. 
- Tecnologías bajas en carbono, con carácter prioritario. 
Industrial 
- Innovación y competitividad energética. 
Innovación en  - Energía Fotovoltaica (PV). 
- Energía Solar de Concentración (CSP). 
tecnologías de 
- Energía Eólica terrestre y marina. 
42% de  EERR en las que ya  - Geotermia profunda y somera. 
renovables  se tiene una  - Energía Oceánica. 
sobre el uso  posición 
final de la  competitiva 
energía  Tecnologías que 
- Energía Solar de Concentración (CSP). 
contribuyen a la  - Digitalización del sistema eléctrico. 
gestionabilidad  - Biomasa 
- Digitalización del sistema eléctrico. 
- Soluciones inteligentes para el consumidor de energía. 
Residencial, urbano  - Ciudades y comunidades inteligentes. 
39,5% de  y ciudadano  - Sistemas de generación de calor y de frío. 
- Participación de energía renovable en redes urbanas 
mejora de la  de calefacción y refrigeración. 
eficiencia  - Uso de energía renovable en edificios. 
- Energía renovable producida por ciudades, comunidades energéticas 
energética 
y auto-consumidores. 
Industrial 
- Soluciones activas y pasivas en la rehabilitación energética de edificios. 
- Aprovechamiento del calor residual, eficiencia energética en procesos 
industriales. 
74% de energía 
renovable en la  Generación  - Digitalización del sistema eléctrico para la consecución de un sistema 
seguro y resiliente. 
generación  distribuida  - Sistemas de almacenamiento. 
eléctrica 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Para la realización de estas prioridades España tiene voluntad de participar en consorcios 
internacionales tanto  de investigación como  de  innovación e  implementación  industrial. 
Particularmente importante será la participación en futuras ERANET de energía, en los grupos 
de trabajo de implementación (IWG) del SET-Plan, así como en las misiones de Horizonte Europa, 
liderando aquellas áreas donde científica y técnicamente tenga mayor capacidad y buscando 
complementariedades con los países líderes en otras tecnologías prioritarias con menor 
desarrollo en España.  es
Objetivos específicos en la ciencia del cambio climático  06ww
Dcieesndtíef iceol  dpeu notcoé adneo sv, iestcao sdiset elma aIs+ it+ecr reresstrueltsa y 7 il7na d aistmpeónssfaebrale p aprrao fsuun mdizoadre leizna ceiól nc oy neovcailmuaiecnióton   OE-A-2021-51able en https://

de estrategias de adaptación y mitigación. Por situación geográfica e importancia para la 
economía española, requieren de especial atención los aspectos ligados a los recursos hídricos, 
en particular los sistemas de gestión integral del agua, y las tecnologías orientadas a la eficiencia 
de su utilización y reutilización en los regadíos, entornos rurales, urbanos e industriales, así como 
aquellas actividades que posibiliten avanzar en la protección de ecosistemas acuáticos, mares y 
océanos. 
Por su particular relevancia e impacto en el conjunto del territorio, se deben fomentar las 
tecnologías y sistemas de monitorización orientados a prevenir y paliar incendios forestales, 
proteger y recuperar la biodiversidad, y los entornos naturales, rurales y urbanos. 
Obtención de datos de observación atmosférica, oceanográfica y terrestre que alimentan 
los modelos que definen dichas proyecciones. 
Mejora de la precisión y predictibilidad de los modelos, para abordar mejor la adaptación 
al impacto que genera el cambio climático en nuestro país. 
Generación de los escenarios de cambio climático que permitan visualizar sus impactos, 
regionalizados y para cada una de las variables climáticas. 
Divulgación de los escenarios para favorecer la adaptación de los diferentes sectores 
económicos, especialmente aquellos considerados más vulnerables. 
Las actividades y objetivos de I+i+c orientadas al cambio climático están enfocadas a contribuir 
a los objetivos generales del Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático (PNACC) y dar 
respuesta a los compromisos del Acuerdo de París y del Marco 2030 de la UE sobre energía y 
clima, la Estrategia Europea de Adaptación al Cambio Climático, la hoja de ruta 2020 en los 
sectores difusos, la futura Ley de Cambio Climático y Transición Energética y la futura Estrategia 
de descarbonización de la economía española a 2050. 
Además de dar respuesta a estos objetivos y compromisos, la perspectiva de la I+D+i en materia 
de  cambio  climático  concibe  el  uso  eficiente  de  los  recursos  naturales  y  la  integridad 
medioambiental como factor de competitividad y desarrollo socioeconómico del país. Desde la 
investigación, el desarrollo y la innovación se debe facilitar la transición hacia un modelo 
productivo que reduzca la presión sobre el medio ambiente, los recursos naturales y que 
desencadene  la  aplicación  de  procesos  industriales  menos  contaminantes  y  mejor 
monitorizados. 
   
78

2.5.3 La competitividad de la economía 
El sistema energético es un pilar básico de la economía de un país. El PNIEC no solo favorece la 
descarbonización, también tiene un efecto positivo para el tejido industrial y productivo, sobre 
las grandes, pequeñas y medianas empresas, así como sobre los hogares y las personas. 
Estos beneficios son el resultado combinado de tres efectos principales que juntos suponen una 
notable mejora en la competitividad: 
Un aumento generalizado de la eficiencia energética en todos los sectores que hace que 
en 2030 se precise menos energía por unidad de PIB. Las políticas incluidas en el Plan 
prevén una mejora en 2030 del 39,5%, lo que equivale a una mejora anual del 1,9% desde 
2017 hasta 2030. 
Una importante sustitución de combustibles fósiles importados por energías renovables 
de origen autóctono que además reducen el coste de la electricidad. Según estimaciones 
de REE, las renovables en el sector eléctrico permitirán reducir el coste medio marginal 
de generación en un 30% en el año 2030, respecto al Escenario Tendencial. 
Una reducción de la dependencia energética con el exterior que minimiza los efectos 
negativos de la elevada volatilidad de los mercados de combustibles fósiles. En la 
actualidad el grado de dependencia de nuestro país es el 73% y según las previsiones del 
Plan se situará en el 61% en 2030. 
España es uno de los países europeos con mayor potencial de aprovechamiento de las energías 
renovables. Una geografía de 50 millones de hectáreas con amplios territorios de baja densidad 
de población, vientos mediterráneos y atlánticos, nivel de insolación elevado, amplios bosques 
y notables recursos hidráulicos, se complementan con un tejido empresarial, tecnológico, de 
innovación y conocimiento en esta materia. 
La reducción de los precios de electricidad gracias al aprovechamiento de las tecnologías 
renovables, supondrá una mejora competitiva clara, especialmente para las empresas intensivas 
en consumo de electricidad. Asimismo, las mejoras previstas en materia de eficiencia energética 
tienen un efecto positivo sobre todo el tejido industrial y productivo, sobre las grandes, 
pequeñas y medianas empresas, así como sobre los hogares y las personas. 
Nuestro país cuenta, además, con empresas líderes a nivel internacional en sectores que serán 
importantes para la transición energética; dispone de un importante capital de conocimiento 
con instituciones pioneras como el CIEMAT, el CENER, el IDAE, el CECRE de REE, además de 
centros de investigación, conocimiento, redes tecnológicas y un importante tejido industrial en 
el ámbito de las energías renovables. 
No obstante, y de cara a analizar de manera exhaustiva el potencial de nuestro país en las 
cadenas  de  valor  de  las  tecnologías  renovables  internacionales,  así  como  el  mapa  de 
capacidades tecnológicas, industriales y de conocimiento existentes, se va a elaborar un Plan de 
Desarrollo Industrial, en el que todo lo relacionado con la transición energética será un 
elemento central.  s
En definitiva, el PNIEC permite a España aspirar a ser uno de los países líderes de la Unión  w.
Europea en materia de transición energética. Es una transformación en la que la economía  06ww
española tiene mucho que ganar en cuanto a competitividad de su economía concretándose en
79

forma de prosperidad, seguridad energética, generación de empleo industrial, innovación, 
desarrollo tecnológico y eliminación de la pobreza energética. 
   
80

3 POLÍTICAS Y MEDIDAS 
Esta sección recoge las políticas y medidas para alcanzar los objetivos. Las medidas se han 
agrupado según las cinco dimensiones del Plan y aparecen recogidas en la siguiente tabla. 
Tabla 3.1. Medidas del Plan 
Medidas PNIEC 
3.1  DIMENSIÓN DE LA DESCARBONIZACIÓN 
Medida 1.1.  Desarrollo de nuevas instalaciones de generación eléctrica con renovables 
Medida 1.2.  Gestión de la demanda, almacenamiento y flexibilidad 
Medida 1.3.  Adaptación de redes eléctricas para la integración de renovables 
Medida 1.4.  Desarrollo del autoconsumo con renovables y la generación distribuida 
Medida 1.5.  Incorporación de renovables en el sector industrial 
Medida 1.6.  Marco para el desarrollo de las energías renovables térmicas 
Medida 1.7.  Biocombustibles avanzados en el transporte 
Medida 1.8.  Promoción de gases renovables 
Plan de renovación tecnológica en proyectos ya existentes  
Medida 1.9. 
de generación eléctrica con energías renovables 
Medida 1.10.  Promoción de la contratación bilateral de energía eléctrica renovable 
Medida 1.11.  Programas específicos para el aprovechamiento de la biomasa 
Medida 1.12.  Proyectos singulares y estrategia para la energía sostenible en las islas 
Medida 1.13.  Comunidades energéticas locales 
Medida 1.14.  Promoción del papel proactivo de la ciudadanía en la descarbonización 
Medida 1.15.  Estrategia de Transición Justa 
Medida 1.16.  Contratación pública de energía renovable 
Medida 1.17.  Formación de profesionales en el sector de las energías renovables 
Medida 1.18.  Revisión y simplificación de procedimientos administrativos 
Medida 1.19.  Generación de conocimiento, divulgación y sensibilización 
Medida 1.20.  Régimen europeo de comercio de derechos de emisión 
Medida 1.21.  Reducción de emisiones de GEI en los sectores agrícola y ganadero 
Medida 1.22.  Reducción de emisiones de GEI en la gestión de residuos 
Medida 1.23.  Reducción de emisiones de GEI relacionadas con gases fluorados 
Medida 1.24.  Sumideros forestales 
Medida 1.25.  Sumideros agrícolas 
Medida 1.26.  Fiscalidad 
3.2  DIMENSIÓN DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA 
Medida 2.1.  Zonas de bajas emisiones y medidas de cambio modal 
Medida 2.2.  Uso más eficiente de los medios de transporte 
Medida 2.3.  Renovación del parque automovilístico 
Medida 2.4.  Impulso del vehículo eléctrico 
Medida 2.5.  Mejoras en la tecnología y sistemas de gestión de procesos industriales 
Medida 2.6.  Eficiencia energética en edificios existentes del sector residencial 
Medida 2.7.  Renovación del equipamiento residencial 
Medida 2.8.  Eficiencia energética en la edificación del sector terciario 
Eficiencia energética en equipos generadores de frío y grandes instalaciones de climatización del 
Medida 2.9. 
sector terciario e infraestructuras públicas 
Medida 2.10.  Eficiencia energética en explotaciones agrarias, comunidades de regantes y maquinaria agrícola 
Medida 2.11.  Promoción de los servicios energéticos 
Medida 2.12.  Sector público: responsabilidad proactiva y contratación pública eficiente energéticamente 
Medida 2.13.  Auditorías energéticas y sistemas de gestión  es
Medida 2.14.  Formación de profesionales en el sector de la eficiencia energética  o
Medida 2.15.  Comunicación e información en materia de eficiencia energética  w.
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81

Medidas PNIEC 
3.3  DIMENSIÓN DE LA SEGURIDAD ENERGÉTICA 
Medida 3.1.  Mantenimiento de existencias mínimas de seguridad de productos petrolíferos y gas 
Medida 3.2.  Reducción de la dependencia del petróleo y el carbón en las islas 
Medida 3.3.  Puntos de recarga de combustibles alternativos 
Medida 3.4.  Impulso a la cooperación regional 
Medida 3.5.  Profundización en los planes de contingencia 
Planificación para la operación en condiciones de seguridad  
Medida 3.6 
de un sistema energético descarbonizado 
3.4  DIMENSIÓN DEL MERCADO INTERIOR DE LA ENERGÍA 
Medida 4.1.  Aumento de la interconexión eléctrica con Francia 
Medida 4.2.  Aumento de la interconexión eléctrica con Portugal 
Infraestructuras de transporte de electricidad distintas de los “Projects of Common Interest” 
Medida 4.3. 
(PCIs) 
Medida 4.4.  Integración del mercado eléctrico 
Medida 4.5.  Protección de los consumidores de electricidad e incremento de la competencia 
Medida 4.6.  Acceso a datos 
Medida 4.7.  Integración del mercado gasista 
Medida 4.8.  Protección de los consumidores de gas 
Medida 4.9.  Mejora de la competitividad del sector gasista minorista 
Medida 4.10.  Plan de desarrollo de gestión de la demanda de gas 
Medida 4.11.  Lucha contra la pobreza energética 
3.5  DIMENSIÓN DE INVESTIGACIÓN, INNOVACIÓN Y COMPETITIVIDAD 
Medida 5. 1.  Acción Estratégica en Energía y Clima 
Medida 5.2.  Implementación del SET-Plan 
Medida 5.3.  Red de Excelencia en Energía y Clima 
Incremento, coordinación, mejora y uso eficiente de infraestructuras y equipamientos científicos 
Medida 5.4. 
y tecnológicos en energía y clima 
Medida 5.5.  Compra pública de innovación verde 
Medida 5.6.  Fortalecimiento del capital riesgo público para la transferencia de tecnología en energía y clima 
Medida 5.7.  Nuevos instrumentos de apoyo a la investigación y la innovación en energía y clima 
Medida 5.8.  Innovación social por el clima 
Medida 5.9.  Reducción de trámites burocráticos y cargas administrativas 
Medida 5.10.  Relanzar la Fundación Ciudad de la Energía, CIUDEN 
Sistema de Información sobre Ciencia, Tecnología e Innovación  
Medida 5.11. 
para el seguimiento de la financiación 
Medida 5.12.  I+i+c para la adaptación del sistema energético español al cambio climático 
Programas singulares a largo plazo en temas científicos y tecnológicos  
Medida 5.13. 
que sean estratégicos en el área de energía y clima 
Aumentar la participación española en los programas de financiación  
Medida 5.14. 
de la investigación y la innovación europeos 
Apoyar la participación de grupos de investigación españoles  
Medida 5.15. 
en foros internacionales de energía y clima 
Medida 5.16.  Promocionar la iniciativa Misión Innovación 
Medida 5.17  Mecanismos de financiación de innovación europeos 
Medida 5.18  Cooperación internacional 
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019   
82

3.1 DIMENSIÓN DE LA DESCARBONIZACIÓN 
Los sectores que protagonizan la mayor reducción de emisiones de gases de efecto invernadero 
son la generación eléctrica y el transporte. En el primer caso, como consecuencia de las medidas 
asociadas al despliegue de las tecnologías renovables (y de la salida progresiva del carbón). En 
el segundo, como consecuencia de un conjunto de actuaciones, entre las que destaca el cambio 
modal hacia modos de movilidad de bajas emisiones o no emisores y como consecuencia de la 
implantación generalizada, a partir del año 2023, de las almendras centrales en las ciudades 
españolas de más de 50.000 habitantes en las que el acceso de los vehículos más contaminantes 
estará cada vez más restringido. Esta última medida, por razones de coherencia metodológica, 
aparece detallada en el apartado 3.2 (Dimensión de la eficiencia energética), donde figura como 
Medida 2.1. Zonas de bajas emisiones y medidas de cambio modal (promoción de los modos 
más eficientes). 
El Plan propone 26 medidas que buscan la descarbonización de la economía, de las cuales 15 
persiguen la promoción de manera específica de alguna tecnología renovable o en alguno de los 
tres usos de la energía; 4 medidas con un enfoque transversal para todas las fuentes, tecnologías 
y usos renovables; 1 medida relativa a la aplicación del comercio de derechos de emisión, 3 
medidas dirigidas a los sectores difusos no energéticos; 2 medidas relativas al sector de uso de 
la tierra, cambio de uso de la tierra y silvicultura. Finalmente, otra sobre fiscalidad. 
3.1.1 Medidas de promoción de las energías renovables 
Para alcanzar los objetivos de descarbonización es necesario un importante desarrollo de las 
energías renovables en general y de las renovables en el sector eléctrico en particular, así como 
la electrificación de una parte significativa de la demanda. Con las medidas propuestas a 
continuación se espera que las energías renovables supongan en 2030 el 42% de la demanda 
final de energía y al 74% de la producción en el sistema eléctrico. 
En el caso de las renovables en el sector eléctrico, las proyecciones analizadas en el Plan 
contabilizan la totalidad de la inversión y los gastos de operación y mantenimiento necesarios 
para rentabilizar el desarrollo previsto de las energías renovables en la generación eléctrica. El 
diseño de los mecanismos de mercado y de retribución del sistema eléctrico que se lleve a cabo 
será el que determinará la manera en que se movilizarán dichas inversiones y gastos, así como 
su procedencia y los mecanismos por los que se recupera la inversión. 
 
   
83

Medida 1.1. Desarrollo de nuevas instalaciones de generación eléctrica con renovables 
a) Descripción 
Durante el periodo 2021-2030 se prevé la instalación de una capacidad adicional de generación 
eléctrica con renovables de 59 GW. Para ello será necesario aprovechar las fortalezas de cada una de 
las tecnologías renovables disponibles. 
En el caso de las tecnologías maduras, su principal fortaleza es su demostrado potencial para conseguir 
contribuciones energéticas elevadas, minimizando la cantidad de apoyos públicos asociados. Por lo 
tanto, tiene sentido que el desarrollo de nuevas instalaciones continúe apoyándose en mecanismos de 
concurrencia competitiva, como los procedimientos de subastas iniciados en España a partir de 2015, 
con las adaptaciones que sean necesarias para mejorar su eficiencia y eficacia. 
Por otro lado, respecto a las tecnologías que no han alcanzado su fase de madurez tecnológica (por 
ejemplo, energías del mar o eólica marina, en un estadio más avanzado), es necesario adaptar los 
mecanismos de apoyo público a las peculiaridades de cada tecnología o de los distintos territorios (en 
especial los extrapeninsulares), de manera que se tenga en cuenta que todavía no pueden competir 
en términos de costes de generación pero podrían aportar en un futuro nuevo potencial y valor 
añadido al sistema al diversificar las tecnologías, fuentes de energía y ubicación de las mismas. 
Por último, los proyectos ciudadanos participativos cuentan con ventajas adicionales dados sus 
beneficios como el mayor impacto socioeconómico o el incremento de la aceptación social y la 
conciencia ciudadana sobre las virtudes de las energías renovables. En consecuencia, se considera 
necesario articular medidas específicas destinadas a su promoción. 
b) Objetivos abordados 
Desarrollo de las energías renovables, participación ciudadana e innovación. 
c) Mecanismos de actuación 
Para el desarrollo de nuevas instalaciones renovables se prevén los siguientes mecanismos: 
Convocatorias de subastas para la asignación de un régimen retributivo específico 
Sobre las subastas, el anteproyecto de Ley de Cambio Climático y Transición Energética que 
se sometió a una consulta pública que se inició el pasado 22 de marzo de 2019, prevé en su 
artículo 6 lo siguiente: 
1. Anualmente se convocarán procedimientos de otorgamiento de derechos económicos para 
impulsar la construcción de al menos 3.000 MW de instalaciones renovables cada año. Dicho 
objetivo de capacidad instalada podrá ser revisado reglamentariamente en función de la 
evolución de la descarbonización del sistema energético español. 
2. Al objeto de favorecer la previsibilidad y estabilidad en los ingresos y financiación de las 
nuevas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía 
renovable  que  se  construyan,  se  desarrollará  reglamentariamente  nuevos  marcos 
retributivos para la generación de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, 
basados en el reconocimiento a largo plazo de un precio fijo por la energía generada. 
3. Los referidos marcos retributivos se otorgarán mediante procedimientos de concurrencia 
competitiva en los que el producto a subastar será la energía eléctrica a generar y la variable 
sobre la que se ofertará será el precio de retribución de dicha energía. 
4. En los procedimientos de concurrencia competitiva que se convoquen se podrá distinguir 
entre distintas tecnologías de generación en función de sus características técnicas, niveles 
de gestionabilidad, criterios de localización, madurez tecnológica y aquellos otros que 
garanticen la transición hacia una economía descarbonizada, de acuerdo con la normativa 
comunitaria.  es
5. En tanto no se desarrollen reglamentariamente los nuevos marcos retributivos y sus  b
procedimientos de otorgamiento, las convocatorias previstas en el apartado 2 se efectuarán  06ww
ddeel  cSoencftoorrm Eildéactdr iccoon y l oe nd issup uneosrtmoa etniv ae ld aer tdíceusalor r1o4ll.o7.  de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre,
84

Participación local en proyectos de generación renovable 
Se establecerán reglamentariamente mecanismos para favorecer la diversidad de actores y 
la existencia de proyectos ciudadanos participativos, con la intención de promover tanto la 
cohesión social y territorial como la transición justa y aprovechar las oportunidades del nuevo 
modelo descarbonizado de generación. 
Se establecerá un mecanismo de adhesión por el que los proyectos ciudadanos participativos 
podrán acceder a un contrato de venta de su electricidad a un precio fijo ligado al resultado 
de las subastas. Se reservará una cuota anual para proyectos ciudadanos participativos y se 
otorgarán a los primeros que los soliciten y cumplan con los requisitos hasta cubrir la cuota 
de energía. Además, se valorará la posibilidad de que los proyectos que accedan al mecanismo 
de adhesión puedan disponer de garantías públicas que faciliten y abaraten su financiación. 
Adicionalmente, se valorarán opciones de diseño de subastas que favorezcan a los proyectos 
que tengan en cuenta la componente social mediante, entre otros, la participación ciudadana 
en la financiación o la existencia de un plan de reparto de beneficios, en el que parte de los 
ingresos se destinen a actividades acordadas con los agentes locales. 
Programas específicos para tecnologías en desarrollo 
Existen tecnologías de generación (por ejemplo, las energías del mar o la eólica marina en 
aguas profundas) que, aunque todavía no son competitivas tienen un gran potencial. Para 
ellas se propone un calendario de subastas específico con un volumen de potencia reducido 
que permita acomodar proyectos de demostración o flagship. En función de las necesidades 
concretas de cada caso podría acompañarse la subasta con financiación pública.  
En el caso de la eólica marina, la reducción de sus costes de generación en instalaciones reales 
y previstas en el corto plazo en Europa, muestra ya un elevado potencial en España con 
tecnología flotante en el horizonte 2030, por lo que los mecanismos de apoyo y volúmenes de 
potencia en las convocatorias de subastas en concurrencia se irán adaptando a sus niveles de 
competitividad crecientes, con atención a su contribución a la consolidación y competitividad 
del tejido industrial y a sus sinergias con otros sectores estratégicos (construcción naval, 
astilleros, ingeniería civil, industrias electrointensivas). 
Adicionalmente y teniendo en cuenta, el alto potencial energético, y una base sólida de 
empresas en la cadena de valor de la eólica, el IDAE coordinará la redacción de una “Estrategia 
española para el desarrollo de la eólica marina”, cuyas conclusiones y objetivos podrán 
incorporarse en las revisiones periódicas de este Plan Nacional. 
Programa específico para territorios extrapeninsulares 
Se plantean programas de ayuda para nuevas instalaciones renovables en particular aquellas 
que puedan aportar garantía de potencia. 
Este programa se justifica en el hecho de que los sistemas eléctricos de los territorios 
extrapeninsulares  están  sujetos  a  una  reglamentación  singular,  que  conlleva  que  las 
tecnologías convencionales de respaldo se estén utilizando en mayor medida y que los costes 
de generación sean más elevados. Además, los costes de inversión y de explotación son 
superiores a los de los emplazamientos en la península, de manera que no se encontrarían en 
disposición de competir en igualdad de condiciones con ellos en subastas de renovables. 
d) Responsables 
Las convocatorias de subastas han de ser realizadas por el MITECO. Para elaborar programas 
específicos en territorios extrapeninsulares se requerirá la colaboración entre el MITECO y los 
Gobiernos de Canarias y Baleares y las ciudades con Estatuto de Autonomía. 
 
    o
85

Medida 1.2. Gestión de la demanda, almacenamiento y flexibilidad 
a) Descripción 
La integración de la nueva potencia renovable prevista en este Plan modifica sustancialmente el modelo 
de la generación eléctrica, que evoluciona desde uno de generación centralizado fundamentado en 
“base” y “punta” con una demanda dominantemente pasiva, a un nuevo modelo en el que es necesario 
gestionar la variabilidad de la generación utilizando todas las herramientas disponibles para ello, tanto 
el almacenamiento a gran escala dentro de los propios sistemas de generación o al margen de ellos, 
como la gestión de la demanda que haga más flexible la curva de consumo, adaptándola a la 
generación. Por otra parte, surgen nuevas demandas, como la recarga de vehículos eléctricos, que 
mediante una gestión inteligente puede ser una herramienta adicional que facilite la gestión de 
demanda y de la red. 
De hecho, el aumento de la flexibilidad del sistema es una de las actuaciones que contribuye a alcanzar 
los objetivos de generación eléctrica de origen renovable previstos en este PNIEC. La aportación a una 
mayor integración del mercado eléctrico se aborda en la Medida 4.4. 
Adicionalmente, en función de las características de las zonas geográficas, los rápidos cambios en las 
dinámicas de consumo y generación pueden suponer retos para la gestión de las redes de distribución. 
En este sentido, el aprovechamiento por parte de las distribuidoras de los servicios que puedan ofrecer 
los recursos energéticos distribuidos en su área, surge como una posible alternativa coste-eficiente 
para solventar congestiones en la red u otros retos a escala local. 
A su vez, y tal como recoge la Medida 1.14 para impulsar un papel proactivo de la ciudadanía en la 
descarbonización, los cambios normativos a nivel español y europeo y el desarrollo tecnológico 
promueven que los ciudadanos pasen de ser consumidores pasivos a actores y productores y puedan 
participar también en la gestión de la demanda mediante los sistemas de eficiencia energética, la 
prestación de servicios de recarga para vehículo eléctrico o de otros servicios energéticos. 
Es necesario fomentar y comunicar a la ciudanía las herramientas que están a su disposición para 
convertirse en actores en el sistema energético y beneficiarse así de los ahorros económicos disponibles 
a través de los cambios de patrones de consumo, a la vez que aportan valor al conjunto del sistema. 
Por otra parte, dentro de una sociedad cada vez más digitalizada, el significativo despliegue de 
contadores inteligentes permitirá que los consumidores accedan a información sobre sus datos de 
consumo de energía en tiempo real, sean más partícipes en el mercado de la energía y ajusten sus 
consumos en función de las señales del mercado. 
Debido al nivel de vertidos en un sistema eléctrico con una alta penetración de renovables, este 
excedente de energía representa una oportunidad que puede ser aprovechado con un sistema de 
almacenamiento complejo. Existen diferentes tecnologías para el aprovechamiento de estos vertidos, 
mediante su transformación energética y posterior almacenamiento. Entre otras alternativas, sería 
posible utilizar los potenciales vertidos renovables para su conversión en hidrógeno, ya que existe la 
posibilidad de almacenamiento de este combustible, así como su mezclado con gas natural en la red de 
transporte, lo que implica un aprovechamiento del potencial de acoplamiento de los sectores de gas y 
electricidad para una gestión de la demanda conjunta de ambos sectores. 
Para todo ello, son necesarios los desarrollos normativos, de organización de mercados y modelos de 
negocio que permitan aprovechar el potencial de la gestión de recursos energéticos distribuidos en 
general, y la gestión de la demanda en particular, tanto para el beneficio del sistema para permitir la 
integración de renovables y gestión de la red en las mejores condiciones de coste-eficiencia y seguridad 
del suministro, como para garantizar que los consumidores, de forma individual o agregada, 
directamente o a través de otras figuras, pueden participar en la provisión de dichos servicios. 
b) Objetivos abordados 
Activación y promoción de la gestión de la demanda en diversos sectores (transporte, sector  oe.
residencial, industrial y terciario); fomento de la participación ciudadana en la gestión de la demanda;  w.
impulso de la digitalización de los usuarios del sector energético.  06ww
86

c) Mecanismos de actuación 
Desarrollo del marco regulatorio y normativo para la gestión de la demanda 
Es necesario determinar los requisitos técnicos para la participación en los mercados existentes y 
en desarrollo de los participantes que ofrezcan energía procedente de fuentes renovables, los 
gestores de almacenamiento de energía y los que presten servicios de respuesta de demanda. 
Además, para garantizar la participación de los pequeños consumidores, es necesario el desarrollo 
de la figura del agregador, y en concreto del agregador independiente, así como su derecho a 
entrar en el mercado de electricidad sin el consentimiento de otros participantes. Este desarrollo 
debe abordar la asignación de funciones y responsabilidades claras para las empresas eléctricas y 
los clientes, que permita un intercambio y acceso a los datos de forma equitativa y no 
discriminatoria, protegiendo al mismo tiempo la información pertinente, y estableciendo un 
mecanismo de resolución de litigios entre quienes presten servicios de agregación y otros 
participantes del mercado, incluida la responsabilidad por los desvíos. 
Desarrollo de marco normativo e impulso del almacenamiento 
En lo que respecta a almacenamiento, se instala una potencia adicional de 6 GW (incluyendo 
bombeo y otras tecnologías de almacenamiento), aportando mayor capacidad de gestión a la 
generación. La disminución de los costes de las renovables de generación eléctrica y de 
almacenamiento está alterando de forma importante las premisas  de rentabilidad de las 
diferentes  tecnologías,  por  lo  que  la  composición  futura  del  mix  de  tecnologías  de 
almacenamiento dependerá del desarrollo tecnológico y de los méritos relativos de cada 
alternativa. En todo caso, es necesario prever en la normativa sectorial la figura del operador de 
almacenamiento  para  evitar  que  éste  sea  penalizado  al  tener  que  asimilarse  a  un 
productor/consumidor. 
Para asegurar que el sistema eléctrico dispone de la referida capacidad de almacenamiento, se 
analizará la necesidad de establecer marcos retributivos que, teniendo en cuenta el grado de 
maduración de las distintas tecnologías de almacenamiento, complementen las señales de precios 
de los mercados de energía y de balance del sistema que perciben estas instalaciones. El diseño 
de estos mecanismos vendrá determinado por los análisis de capacidad realizados por el operador 
del sistema en los distintos horizontes temporales y se integrarán, en su caso, en los mecanismos 
de capacidad que se desarrollen de conformidad con los principios establecidos en la normativa 
de mercado interior de electricidad. 
Al objeto de contribuir al cumplimiento de los objetivos en materia de energías renovables 
establecidos en ley, el aprovechamiento del dominio público hidráulico no fluyente para la 
generación de energía eléctrica en las nuevas concesiones que se otorguen tendrá como prioridad 
el apoyo a la integración de las tecnologías renovables no gestionables en el sistema eléctrico. A 
tal fin, se promoverán, en particular, las centrales hidroeléctricas reversibles que permitan 
gestionar la producción renovable, respetando un régimen de caudales que posibilite cumplir con 
los caudales ambientales de las masas de agua afectadas y apoyando la regulación de cuenca en 
condiciones de fenómenos extremos, de forma que sea compatible con una gestión eficiente del 
recurso hidráulico y su protección ambiental. Reglamentariamente, se podrán habilitar los 
mecanismos que permitan aplicar a las nuevas concesiones que se otorguen una estrategia de 
bombeo, almacenamiento, y turbinado para maximizar la integración de energías renovables, 
condicionadas en todo caso al cumplimiento de los objetivos ambientales en los planes de cuenca. 
Adicionalmente, es importante señalar el aumento del almacenamiento térmico que se producirá 
asociado a las instalaciones de energía solar de concentración. Instalaciones que incrementan su 
potencia instalada en 5 GW entre 2021 y 2030 y que disponen de 9 horas de almacenamiento 
empleando unos depósitos de sales fundidas. 
Impulso del acoplamiento de sectores 
El acoplamiento de sectores, esto es, la alineación con otros usos de la energía, como la recarga  e
de vehículo eléctrico, la generación de calor o frío para usos industriales o de climatización, la  o
producción de hidrógeno, etc. permite introducir gestionabilidad en la demanda eléctrica a la vez  w.
que dar respuesta a otros usos de la energía, lo cual permite la reducción de vertidos y el  06ww
aprovechamiento de energía más económica para determinados usos.
87

Gestión de recursos energéticos distribuidos en mercados locales 
Desarrollo del marco jurídico para permitir e incentivar que los gestores de redes de distribución 
obtengan servicios de flexibilidad y balance a partir de suministradores de generación distribuida, 
respuesta  de  demanda  o  almacenamiento  de  energía,  como  alternativa  coste-eficiente  a 
mecanismos más convencionales de gestión de la red. En este sentido, el proyecto IREMEL entre 
IDAE y OMIE analiza el potencial y las necesidades asociadas a esta posibilidad. 
Opciones y señales adecuadas para el consumidor 
Los usuarios que así lo deseen deben tener la posibilidad de elegir y actuar sobre su consumo 
energético con un contrato asociado con precios dinámicos. Esto debe permitirles ajustar su 
consumo en función de las señales de precios en tiempo real que reflejen el valor y el coste de la 
electricidad o del transporte en diferentes períodos de tiempo. Para ello será necesario detectar 
y eliminar las barreras legales y administrativas que dificultan que los consumidores puedan elegir 
cuando consumir, almacenar y/o vender la electricidad autogenerada en el mercado, o que 
participen  en  todos  los  mercados  de  la  electricidad  (tasas  o  cargas  administrativas 
desproporcionadas…). 
Es necesario analizar también la posibilidad de desarrollo legislativo para contratos bilaterales e 
intercambios de energía entre autoconsumidores y consumidores mediante plataformas para 
fomentar el intercambio entre pares y monitorizar las transacciones. 
Asesoramiento, fomento de clientes activos y activación de otros agentes implicados 
Campañas de información y sensibilización a los ciudadanos sobre las posibilidades y opciones 
disponibles, y los beneficios que aportan, para promover su participación en el mercado, 
respondiendo a las señales de precios. También es necesario que el consumidor tenga información 
relativa a sus derechos en materia energética para facilitar la mejor toma de decisiones sobre 
todas las opciones a su disposición. 
Desarrollo de recursos humanos cualificados 
En línea con la Medida 1.17 de formación de profesionales en el sector de las energías renovables, 
se pondrán en marcha programas de formación para constructores, promotores, instaladores y 
arquitectos, con la intención de fomentar la inclusión de aquellos elementos que sean necesarios 
para implementar las medidas de gestión de la demanda (domótica, inmótica, Internet de las 
cosas, Big data, cargadores bidireccionales de vehículo eléctrico, almacenamiento, automatización 
de sistemas, medidores inteligentes etc.), desde la fase de diseño de los nuevos edificios 
(residencial y servicios), y en las rehabilitaciones de los existentes. 
Ventanilla única y simplificación de trámites en los procesos vinculados a la gestión de la 
demanda y la integración de energías renovables 
Los procesos administrativos actuales de autorización pueden dificultar el desarrollo de la gestión 
de la demanda. La existencia de una ventanilla única que pueda orientar al solicitante y actuar de 
intermediario en todo el procedimiento administrativo de solicitud y concesión de permisos, 
reducirá las dificultades y la complejidad de los procesos vinculados a gestión de la demanda e 
integración de energías renovables. 
Proyectos piloto de gestión de la demanda y almacenamiento 
Fomento y desarrollo de proyectos pilotos de gestión de la demanda y almacenamiento, nuevas 
figuras que puedan participar de ella y de su aplicación, entre otros, en los mercados locales de 
energía. 
d) Responsables 
MITECO, IDAE, CNMC, REE, gestores de redes de distribución (electricidad y gas), operadores de 
infraestructura de recarga de vehículo eléctrico, gobiernos autonómicos y asociaciones sectoriales. 
  w.b
  
88

Medida 1.3. Adaptación de redes eléctricas para la integración de renovables 
a) Descripción 
La producción de electricidad mediante energías renovables en España representaba el 46% de la 
potencia instalada en el conjunto del parque generador a finales de 2017. En comparación con el resto 
de países europeos, España se situó en 2017 en sexta posición en volumen de generación renovable, 
con una cuota de renovables respecto a la generación total por encima de la media europea. Este grado 
de penetración es más meritorio, si cabe, debido a que la tecnología renovable con más participación 
en el sistema eléctrico es la eólica sin almacenamiento (que contribuyó con un 18,2% de la generación 
eléctrica en 2017), ya que es una tecnología con baja capacidad de gestionabilidad. 
Este grado de integración de renovables ha sido posible gracias al CECRE de REE. El CECRE hace más de 
una década representó un centro pionero a escala mundial, gestionando y controlando en tiempo real 
toda la generación de los parques eólicos, que se encuentran adscritos a centros de control de 
generación para canalizar las consignas del operador del sistema. 
El Plan contempla una cobertura del consumo eléctrico con renovables del 74% en 2030. Con el objetivo 
de minimizar los vertidos de energía renovable, acoplar la generación y la demanda de electricidad, 
maximizar el aprovechamiento de la capacidad de red y reducir la necesidad de las centrales térmicas 
de origen fósil como sistema de respaldo, son necesarios el refuerzo y crecimiento de las líneas de 
transporte y distribución en territorio nacional, incluyendo las conexiones peninsulares, los sistemas 
no peninsulares e interconexiones entre sistemas insulares. 
Es  igualmente  importante  desarrollar  el  marco  normativo  adecuado  e  impulsar determinadas 
actuaciones que permitan avanzar hacia un sistema eléctrico más flexible, que minimice vertidos y que 
aproveche mejor la infraestructura existente, mediante el uso del almacenamiento y la gestión de la 
demanda y criterios de conexión actualizados. 
De hecho, el aumento de la flexibilidad del sistema hace posible alcanzar los objetivos de generación 
eléctrica de origen renovable previstos en este PNIEC sin incrementar la capacidad de los ciclos 
combinados de gas natural como tecnologías de respaldo. 
b) Objetivos abordados 
Abordar las nuevas necesidades de las redes eléctricas de forma que permitan la integración de 
renovables, la participación de nuevos actores y la seguridad de suministro, tanto para infraestructuras 
en tierra como en el medio marino. 
c) Mecanismos de actuación 
Es necesario acomodar adecuadamente en el sistema eléctrico la gran capacidad de generación 
renovable que impulsa el Plan en condiciones de seguridad para el sistema. Para ello se prevén los 
siguientes instrumentos: 
Adaptación de la planificación de redes eléctricas de transporte y distribución 
El desarrollo y refuerzo de las infraestructuras eléctricas de transporte y distribución debe 
adecuarse a las previsiones de desarrollo de generación renovable, con la creación de nuevos 
nodos de evacuación y el refuerzo de los existentes, así como el desarrollo de nuevas 
interconexiones internacionales, de infraestructuras de evacuación submarinas y en los 
sistemas no peninsulares. En ese sentido, se considera fundamental la participación de la 
ciudadanía y de las administraciones de los territorios en los que se prevean infraestructuras 
de red en la planificación de las mismas para que ésta pueda ejecutarse adecuadamente. 
En concreto la planificación de la red de transporte, de competencia estatal, deberá tener en 
cuenta que en las próximas décadas el entorno en el que se operará sufrirá cambios 
sustanciales,  consecuencia  de  los  factores  establecidos  en  este  Plan.  Además  de  los  s
tradicionales requisitos de seguridad de suministro y fiabilidad, de los criterios técnicos  e.
establecidos, así como de los criterios económicos, de sostenibilidad económica y financiera  w.b
del sistema eléctrico y la compatibilización del desarrollo de la red de transporte de  06ww
emleecdtiroicaimdabdie cnotna ll agslo rbeastl,r iecsc inoenceess mareiod iionacmorbpioernatra lleoss  qsuigeu piernotceusr epnri nlac mipiionsim ciozna ceiól nfi nd edle i magpialicztaor 
89

el desarrollo de infraestructuras para el cumplimiento de los objetivos: la maximización de la 
penetración renovable en el sistema eléctrico, minimizando el riesgo de vertidos y de forma 
compatible con la seguridad del sistema eléctrico; la evacuación de energías renovables en 
aquellas zonas en las que existan elevados recursos renovables y sea posible ambientalmente 
la explotación y transporte de la energía generada, tanto en tierra como en el medio marino; 
la maximización de la utilización de la red existente, renovando, ampliando capacidad, 
utilizando las nuevas tecnologías y reutilizando los usos de las instalaciones existentes; la 
supresión de las restricciones técnicas existentes y la reducción de pérdidas de las redes. 
Por último, la energía es un factor de localización de la actividad económica, por lo que la 
planificación debe dar una respuesta adecuada a las necesidades de mayor uso de energía 
eléctrica de la economía satisfaciendo las nuevas demandas que se identifiquen, incluidas las 
derivadas del desarrollo de las infraestructuras de ferrocarril de alta velocidad y las del 
vehículo eléctrico, contribuyendo así a la generación de riqueza, empleo y vertebración del 
territorio. 
Adicionalmente, se revisará el procedimiento de planificación de modo que sea compatible 
con las nuevas directivas y reglamentos europeos. 
El desarrollo de proyectos en la red de transporte eléctrico con especial incidencia sobre el 
mercado interior se aborda de forma específica en la Medida 4.3 de este Plan. 
Digitalización y gestión 
El diseño y la operación de las redes de transporte y distribución deberán hacer frente a retos 
importantes como la existencia de una mayor generación distribuida y con niveles de 
intermitencia superiores a los actuales, así como la transformación del modelo tradicional de 
flujos de energía unidireccionales desde los centros de generación hacia un modelo de flujos 
bidireccionales e intermitentes. 
Asimismo, para optimizar las inversiones en un contexto de fuerte penetración de renovables 
y electrificación creciente de la economía, las redes deberán llevar a cabo un importante 
proceso de digitalización que les permita mejorar sus sistemas de monitorización, control y 
automatización. Adicionalmente, la digitalización de las redes permitirá llevar a cabo una 
efectiva gestión de la demanda e integrar nuevos servicios para los consumidores como son 
los sistemas inteligentes de recarga, el almacenamiento o los agregadores de demanda. 
Un mecanismo para su impulso son los esquemas de retribución de las actividades reguladas 
de distribución y transporte de electricidad que permiten el necesario avance en digitalización, 
incentivan la innovación y la aplicación de soluciones alternativas a inversiones tradicionales 
que puedan suponer ahorros para el sistema y reconocen el mayor nivel de interacción de los 
gestores de red con los usuarios, todo ello en un contexto de mayor penetración de recursos 
energéticos distribuidos que se conectan a la red. 
Los gestores de las redes de transporte y distribución van a desempeñar también un papel 
relevante en la penetración de nueva generación renovable de manera que ésta pueda 
integrarse en condiciones de seguridad para el sistema. En este sentido, el Reglamento (UE) 
2016/631 de la Comisión de 14 de abril de 2016, que establece un código de red sobre 
requisitos de conexión de generadores a la red, recoge la importancia de la estrecha 
cooperación entre los propietarios de las instalaciones de generación y los gestores de las 
redes. Estos últimos, serán los responsables de verificar la conformidad de los requisitos 
técnicos que deben cumplir los nuevos módulos de generación de electricidad de acuerdo con 
lo establecido en el mencionado reglamento. 
Definición de la capacidad de conexión en la red 
Para permitir la evacuación de la nueva generación renovable sin sobredimensionar la red es 
necesario revisar los criterios por los cuales se define la capacidad de acceso y conexión en 
cada nodo de la red, de modo que sea en función de la potencia máxima de evacuación  es
admisible y las condiciones de seguridad asociadas y no en función de la potencia pico de la  o
instalación a conectar. Asimismo, se debería incentivar la optimización de la capacidad de  w.
conexión  a  red,  entre  otros,  mediante  la  hibridación  de  tecnologías  renovables  y/o  06ww
almacenamiento. Además, es necesario garantizar la transparencia de la capacidad de
90

conexión disponible en la red, con el fin de facilitar el desarrollo de nueva capacidad renovable 
en las ubicaciones adecuadas. 
En este sentido, la Administración General del Estado y la CNMC llevarán a cabo, dentro del 
ámbito de sus respectivas competencias, el desarrollo del marco normativo que establezca las 
condiciones y procedimientos necesarios para la tramitación y obtención de los permisos de 
acceso y conexión a las redes. Este desarrollo normativo contribuirá a la consecución del 
objetivo  de  penetración  de  renovables  y  adoptará  medidas  tendentes  a  evitar 
comportamientos de especulación en beneficio de aquellos agentes que estén interesados en 
el desarrollo de proyectos. 
Procedimientos de operación 
Los procedimientos de operación serán revisados y actualizados para estar al día con los 
cambios económicos y tecnológicos. 
d) Responsables 
Administración General del Estado (MITECO, CNMC, MCI), REE, distribuidores y gestores de las redes 
de distribución y Administraciones autonómicas. 
 
   
91

Medida 1.4. Desarrollo del autoconsumo con renovables y la generación distribuida 
a) Descripción 
El autoconsumo con renovables permite acercar la generación al consumo y, por tanto, reducir 
pérdidas, incrementar la implicación de los consumidores en la gestión de su energía y reducir el 
impacto de la producción renovable sobre el territorio. Asimismo, convertir al consumidor en productor 
supone un mecanismo para ampliar las posibles fuentes de financiación del desarrollo de renovables. 
En este ámbito cabe destacar las siguientes aplicaciones: 
Autoconsumo colectivo y punto de partida para las comunidades energéticas locales 
El autoconsumo colectivo, desarrollado en el Real Decreto 244/2019, permite que diversos 
consumidores de una misma comunidad (comunidad de propietarios, un barrio, un polígono 
industrial, etc.) puedan beneficiarse colectivamente de las mismas instalaciones de generación 
próximas, situadas en el entorno de la comunidad, lo cual conlleva un aprovechamiento de la 
capacidad de generación y, por tanto, de la inversión a realizar. 
Para aprovechar este potencial es necesario racionalizar las cargas económicas y administrativas, 
y  en  especial  promover  programas  de  formación  y  capacitación  de  la  ciudadanía  y  las 
comunidades susceptibles de aprovechar el autoconsumo colectivo para que éstas puedan contar 
con los recursos humanos y técnicos que les permitan identificar, tramitar, ejecutar y gestionar 
los proyectos, así como movilizar las inversiones necesarias. Esto puede conllevar su constitución 
en comunidades energéticas locales, objetivo que se impulsa con la Medida 1.13 de este Plan. 
Lucha contra la pobreza energética 
Tal como prevé la Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética 2019-2024 (ver Medida 4.11 
de este Plan), los sistemas de autoconsumo pueden ser una herramienta para mitigar la pobreza 
energética. En este sentido, las actuaciones de la administración relativas a la promoción de 
parques de vivienda pública, el acceso a la vivienda o las actuaciones de los servicios sociales, 
deben tener en cuenta el potencial del autoconsumo para reducir la factura de la electricidad y la 
dependencia energética de las familias y los colectivos vulnerables. Asimismo, las medidas de 
promoción del autoconsumo deben ir dirigidas a que sean accesibles para el conjunto de la 
sociedad  y  en  particular  de  los  consumidores  vulnerables  quienes  se  ven  excluidos  del 
autoconsumo en condiciones de mercado sin medidas específicas. 
Por otra parte, los esquemas de autoconsumo colectivo y los mecanismos más dinámicos de 
gestión de la energía permiten que Administraciones Públicas o entidades sociales puedan 
gestionar situaciones de pobreza energética, no solamente mediante ayudas económicas sino 
también mediante la asignación de una participación en autoconsumos colectivos promovidos 
por estas Administraciones Públicas o entidades sociales, que reducirían directamente la factura 
eléctrica de consumidores en riesgo de pobreza energética. 
Autoconsumo como medida de competitividad 
La energía es un factor de coste en la mayoría de las actividades económicas, por lo que el 
incremento o la variabilidad del precio de la energía pueden ser especialmente perjudiciales para 
la competitividad de las empresas. 
La implantación generalizada de instalaciones de autoconsumo ligadas a actividades económicas 
(especialmente en entornos de elevado consumo energético como los polígonos industriales) 
permite reducir y estabilizar los costes energéticos a largo plazo. 
En  este  punto  merece  especial  atención  el  desarrollo  del  autoconsumo  vinculado  a  las 
instalaciones de riego, por ser éste un sector intensivo en consumo eléctrico y por ser los costes 
de la energía un elemento fundamental en la fijación de los precios de los productos agrícolas 
cultivados en regadío. Para conseguir que su generalización sea un éxito será imprescindible el  s
trabajo conjunto de administraciones y comunidades de regantes.  e.
Aapuositrmo sciuso menfsoeu,c mtsooe  d eeblé uacsrtcrraaicsrotár, e pl aso orbi mlraep m loicetarjoocisróa sn ed cedt oecrol essst eedcse tq olaur  eed cpeou netodumeri íslaom gyor pa orr erl ase ildi nvedanulcosirta rlai añe aendn i deeoll   mqimueepd uiaolps poolr atdzaoe a,l    2021-5106n https://www.
92

la oferta turística de nuestro país ante unos clientes europeos cada vez más preocupados por la 
crisis climática y la transición energética. 
b) Objetivos abordados 
Generación descentralizada, generación a partir de fuentes de energías renovables y participación 
ciudadana. 
c) Mecanismos de actuación 
Se prevén los siguientes mecanismos para promover el desarrollo del autoconsumo: 
Estrategia Nacional de Autoconsumo 
Los objetivos en materia de autoconsumo se establecerán en la futura Estrategia para el periodo 
2021-2030. En el marco de la misma se analizará el potencial de penetración por tipo de 
consumidor (residencial, servicios o terciario, industrial), de manera que se puedan fijar objetivos 
indicativos para el periodo que serán ambiciosos pero alcanzables. 
Así mismo, se tendrá en cuenta la necesaria sostenibilidad técnico-económica del sistema 
eléctrico, permitiendo tanto la adaptación de las redes de distribución como la adaptación de la 
estructura de la tarifa eléctrica al nuevo escenario de generación. En todo caso, se hará un 
seguimiento cuantitativo y cualitativo del despliegue del autoconsumo en España, de acuerdo con 
los mecanismos de seguimiento previstos en el Real Decreto 244/2019. 
Financiación blanda 
Facilita la movilización de inversión privada permitiendo el retorno de la financiación en base a los 
ahorros económicos que supone la generación autoconsumida. 
Gestión por parte de terceros o modelo de servicios energéticos 
En este modelo, empresas especializadas en servicios energéticos, como por ejemplo empresas 
comercializadoras de energía eléctrica, acometen la inversión en instalaciones de autoconsumo y 
realizan su mantenimiento, vendiendo a los consumidores la energía producida en condiciones 
favorables. Esto evita que la empresa, familia o administración consumidora tenga que realizar la 
inversión o responsabilizarse de una actividad que les es ajena. 
Medidas de fomento desde ámbito local 
Dado el marcado carácter local del autoconsumo, es necesaria la aplicación de medidas de 
fomento desde el ámbito municipal, autonómico o, en su caso, insular, en particular la 
simplificación de trámites (por ejemplo, la simple notificación previa en caso de instalaciones en 
edificios no sujetos a protección patrimonial) y la adecuada integración en los instrumentos de 
ordenación urbanística. Desde la Administración General del Estado se coordinará el desarrollo y 
seguimiento de las mejores prácticas con las entidades locales, insulares y autonómicas con este 
fin. 
Impulso del autoconsumo en sectores vulnerables 
Impulso de experiencias que aprovechen el potencial de la normativa de autoconsumo para 
desarrollar sistemas en que autoconsumidores públicos o privados puedan compartir el excedente 
de su generación con hogares vulnerables, así como otras medidas específicas dirigidas a la 
mitigación de la pobreza energética. 
Manual para el autoconsumo en entornos urbanos 
El IDAE elaborará un manual para la implantación de sistemas energéticos de autoconsumo en los 
entornos urbanos que facilite la toma de decisiones a las autoridades municipales. 
d) Responsables 
Administraciones autonómicas y locales, con una definición del marco general por parte de la 
Administración General del Estado, y en concreto los ministerios competentes en materia de Energía  s
(MITECO) y de Hacienda, además del IDAE.  e.
  06www.
93

Medida 1.5. Incorporación de renovables en el sector industrial 
a) Descripción 
La introducción de energías renovables en la industria contribuye a avanzar hacia la descarbonización 
de la economía y al aprovechamiento de alternativas energéticas competitivas. 
Según “La Energía en España 2016” la demanda de energía final en el sector industrial supuso 
alrededor del 24% en el año 2015. Esta demanda se cubrió con un 7% de fuentes de energía renovable 
(principalmente biomasa). Existe, por tanto, un potencial para que tanto la biomasa, como otras 
fuentes de energías renovables térmicas (en especial el biogás y la solar térmica), contribuyan de forma 
más significativa a la descarbonización del sector industrial. En cuanto a las posibilidades del 
autoconsumo eléctrico en el sector industrial, aunque no ha sido apenas desarrollado hasta la fecha, 
también existe un potencial a aprovechar. 
A la hora de diseñar los mecanismos de actuación, se valorará tanto aumentar la penetración de las 
renovables en subsectores que ya las consumen, como el diversificar los subsectores industriales, ya 
que a día de hoy existe una concentración de consumo de energías renovables en cuatro subsectores 
muy concretos (producción de cemento, producción de pasta y papel, alimentación, bebidas y tabaco 
e industria de la madera y productos derivados). 
El avance de la eficiencia energética y gestión de procesos en el ámbito industrial es abordado de forma 
específica en la medida 2.5. 
b) Objetivos abordados 
Promover la generación descentralizada de energías renovables y el autoconsumo en la industria. 
c) Mecanismos de actuación 
Para el desarrollo de las energías renovables en la industria se plantean: 
Programas de ayudas para incorporar energías renovables en los procesos industriales 
Líneas de apoyo a industrias o redes de calor que les suministren, en función del potencial, coste y 
características de la tecnología, y del potencial de mejora de su huella de carbono. 
Desarrollo de capacidades institucionales 
Se promoverá la incorporación de forma específica de la vertiente energética en las herramientas 
de política industrial (en todos los niveles de la administración). 
Acuerdos sectoriales 
Se realizarán acuerdos voluntarios con determinados subsectores industriales para propiciar el 
aumento del consumo de energía renovable. 
Ayudas a la realización de estudios, informes y auditorías energéticas que faciliten a la industria 
el paso a procesos menos intensivos en carbono 
Estos estudios deberán identificar las distintas opciones tecnológicas en función de los requisitos 
específicos de calor de proceso de cada subsector industrial (pudiendo apoyarse en los documentos 
de mejores técnicas disponibles elaborados en el marco de la Directiva 2010/75 sobre emisiones 
industriales), del potencial físico, técnico y económico, e identificación de retos y propuesta de 
medidas. 
d) Responsables 
MITECO,  IDAE,  Ministerio  de  Industria,  Comercio  y  Turismo  (MINCOTUR),  Administraciones 
autonómicas y asociaciones sectoriales. 
  s
    w.
94

Medida 1.6. Marco para el desarrollo de las energías renovables térmicas 
a) Descripción 
El consumo de energía para usos térmicos en el año 2015 en España supuso más del 33% del total del 
consumo de energía final. En ese mismo año la contribución de las energías renovables dentro del 
consumo de calor y frío se situó en torno al 16,8%. Para alcanzar los objetivos de este Plan será 
necesario duplicar esta contribución en 2030. 
La revisión de la Directiva de energías renovables establece que los Estados miembros deberán tomar 
las medidas necesarias para aumentar la cuota de energías renovables en el consumo de calor y frío en 
1,3% anual a partir del valor alcanzado en el año 2020 (1,1% en caso de no considerar el calor residual). 
La senda de renovables térmicas contempladas en este Plan permite cumplir sobradamente con este 
objetivo indicativo. En ese sentido, las comunidades energéticas renovables pueden desempeñar un 
papel muy relevante en la consecución de este objetivo, principalmente en todo lo relacionado con el 
desarrollo de redes de calor y frío. 
En relación a las redes de calor y frío, según las estadísticas comunicadas en el marco del artículo 24(6) 
de la Directiva 2012/27/UE, el consumo de energía final en redes de calor y frío en España en el año 
2017 fue de 1.777,29 TJ (aprox. 42,5 ktep). Dado que el consumo de energía final en el sector de 
calefacción y refrigeración fue de 28.904,7 ktep, la cuota de las redes de calor y frío sobre el total de 
consumo en el sector de calefacción y refrigeración, fue del 0,15% (es decir, muy por debajo del 2% 
recogido en el artículo 24.10(a) de la Directiva 2018/2001 relativa al fomento del uso de energía 
procedente de fuentes renovables). 
No obstante, y ante el potencial identificado de desarrollo de redes de calor y frío, en este Plan se 
consideran medidas específicas, tanto normativas como de apoyo económico, para que las redes de 
calor y frío con combustibles renovables desempeñen un papel mucho más significativo en el año 2030. 
b) Objetivos abordados 
Fomento de la penetración de fuentes de energías renovables para usos térmicos, y en particular en el 
sector de la edificación y en lo que respecta a las redes de calor y frio. 
c) Mecanismos de actuación 
Evaluación del potencial de uso de energías renovables y calor y frío residual en redes de 
calor y frío y otros usos, en el marco de lo dispuesto en el artículo 14 de la Directiva 
2012/27/UE y en el artículo 15 de la Directiva 2018/2001/UE. Esta evaluación estará disponible 
a más tardar el 31 de diciembre de 2020 y se llevará a cabo de acuerdo con lo dispuesto en el 
Reglamento delegado (UE) 2019/826 que modifica los anexos VIII y IX de la Directiva 
2012/27/UE y con las Recomendaciones sobre la materia que publique la Comisión Europea. 
Entre otros, esta evaluación incluirá una estimación de la demanda de calefacción y 
refrigeración en términos de energía útil y del consumo de energía final por sectores, una 
identificación y/o  estimación del suministro de calefacción y refrigeración actual  por 
tecnología, la identificación de las instalaciones (a partir de los umbrales de potencia 
detallados en el Reglamento) que generen calor o frío residual y su potencial de suministro de 
calefacción o refrigeración, una previsión  de las tendencias de la demanda de calefacción y 
refrigeración para tener una perspectiva de los próximos treinta años, un análisis del potencial 
económico de las distintas tecnologías, incluyendo bombas de calor, y una visión general de 
las medidas legislativas y no legislativas que permitan alcanzar dicho potencial económico. El 
resultado de esta evaluación se tendrá en cuenta de cara a actualizar las sendas de evolución 
de las energías renovables en usos térmicos en las correspondientes revisiones de este Plan, 
así como en la implantación de los mecanismos descritos a continuación. 
Mecanismos que garanticen una cuota mínima de energías renovables en el sector de usos 
térmicos 
De acuerdo con el artículo 23 de la Directiva 2018/2001/UE, se determinarán los sujetos  e.
afectados, los proyectos elegibles y la forma en que se contabilizarán las aportaciones  b
energéticas. Asimismo, se calculará cuál sería la compensación económica a aportar por cada  06ww
sauyjuedtoas, .e n su caso, que servirá como origen de fondos, a aplicar a través de los programas de
95

Se establecerá un mecanismo de certificados/garantías de origen o similar, que podrá servir, 
bien para acreditar el cumplimiento de estas medidas, bien para verificar el origen renovable 
de la energía térmica de forma voluntaria por parte de actores no sujetos a las mismas. 
Mecanismos específicos relacionados con el sector de la edificación, en cuyo desarrollo 
el Ministerio de Transportes, Movilidad y Agenda Urbana (MITMA) desempeña un papel 
fundamental: 
o Integración de las energías renovables térmicas en la edificación 
Es necesario revisar y elevar las exigencias en eficiencia energética y energías renovables 
del CTE, así como los requisitos mínimos que deben cumplir las instalaciones térmicas, a 
través del RITE, para todos los edificios nuevos y rehabilitaciones. 
o Programas de ayudas (préstamos y subvenciones) 
Se plantean líneas de apoyo a instalaciones en edificios o redes de calor, en función de las 
características, potencial y costes de cada tecnología, así como potencial de mejora de la 
huella de carbono. En particular, se crearán líneas específicas para: 
- La renovación del parque solar térmico instalado. 
- Equipos de energía ambiente de alta eficiencia en sustitución de sistemas obsoletos. 
- Renovación de equipos de biomasa por otros de altas prestaciones. 
- Instalaciones de energía geotérmica mediante bomba de calor y uso directo. 
- Hibridación de tecnologías renovables para alcanzar el “edificio de energía casi nulo”. 
- Instalaciones térmicas integrales, estandarizadas y compactas de calor y frío. 
Se valorará la tramitación específica de apoyos para instalaciones de pequeño tamaño, 
diseñando líneas simplificadas a través del instalador o comercializador del equipo. 
Adicionalmente, el Ministerio de Hacienda analizará la conveniencia y viabilidad de una 
posible adecuación del marco fiscal para establecer señales que incentiven la electrificación y 
el uso de renovables para las necesidades térmicas, así como evitar una subvención indirecta 
de los combustibles fósiles. 
Mecanismos relativos a la promoción de redes de calor y frío 
o Recabar de forma anual la información necesaria para cumplir con las obligaciones 
estadísticas sobre redes de calor y frío, tanto existente como nuevas, que incluirá al 
menos la capacidad instalada, tecnología utilizada, el combustible utilizado, la energía 
producida y si la instalación cumple con la definición de “sistema urbano eficiente de 
calefacción y refrigeración” recogida en la Directiva de eficiencia energética (al menos 
50% energía renovable, 50% calor residual, 75% calor cogenerado o un 50% de una 
combinación de estos tipos de energía y calor). 
o Además, se establecerán los mecanismos para garantizar que se facilite información a los 
consumidores  finales sobre la eficiencia energética y  sobre la  cuota de energías 
renovables en las redes de calor a las que estén conectados. Se evaluará la posibilidad de 
llevar a cabo esta medida mediante la modificación de la normativa sobre instalaciones 
térmicas existentes (RITE), así como la referente a la certificación energética de edificios. 
o Evaluación del potencial de estas redes en nuevos desarrollos urbanísticos. 
o Desarrollo de comunidades energéticas renovables ligadas a redes de climatización 
incluyendo capacitación técnica en el ámbito municipal. 
o Garantizar la realización de análisis coste/beneficio en cada nuevo desarrollo urbanístico. 
o Análisis normativo e implantación de posibles medidas a potenciales usuarios. 
d) Responsables  e.e
Administración General del Estado (MITECO, Ministerio de Hacienda y MITMA); Administraciones  w.b
autonómicas y locales.  06ww

96

Medida 1.7. Biocombustibles avanzados en el transporte 
a) Descripción 
El transporte contribuye de forma significativa a las emisiones de GEI (un 27% sobre el total en el año 
2016). Por ese motivo, se trata de un sector clave en el proceso de descarbonización. 
El transporte por carretera y ferrocarril representa prácticamente un tercio del consumo total de 
energía, situándose en 28.241 ktep en 2016 (28.368 ktep contabilizables según la metodología 
establecida en la Directiva de Energías Renovables). Ese año, la aportación de las energías renovables 
en este sector ascendió al 5,3% (calculado conforme a la citada metodología). 
La revisión de la Directiva de energías renovables establece un objetivo general de renovables en el 
transporte del 14% en el año 2030. Además, se fijan objetivos específicos de biocarburantes avanzados 
para los años 2022 (0,2%), 2025 (1%) y 2030 (3,5%). La consecución del citado objetivo general de 
energías renovables y, en consecuencia, la descarbonización del transporte se lograrán mediante la 
reducción del consumo (por ejemplo, fomentando el cambio modal) y con la contribución de distintas 
tecnologías (principalmente los biocarburantes y la electricidad renovable). 
Tanto el cambio modal, especialmente en el ámbito de la movilidad urbana y metropolitana, como la 
electrificación del transporte, entendida en lo relativo al parque automovilístico y también a la 
infraestructura de recarga, son medidas que se encuentran detalladas en el apartado de Eficiencia 
Energética de este Plan, por lo que esta medida se centra en los biocombustibles avanzados. 
Los biocarburantes constituyen la tecnología renovable más ampliamente disponible y utilizada en la 
actualidad en el transporte. Además, en determinados sectores como el de los vehículos pesados (cuyo 
consumo es una parte relevante del total correspondiente al transporte por carretera) y el de la 
aviación, seguirán siendo durante los próximos años el único medio de reducir la utilización de 
carburantes de origen fósil. 
El cumplimiento de los objetivos de consumo de biocarburantes avanzados requiere un impulso 
específico de su producción, que todavía es muy reducida. Esto se debe, en unos casos, a la limitada 
disponibilidad de algunas de las materias primas consideradas y, en otros, al bajo nivel de madurez 
tecnológica de algunos de los procesos que permiten la fabricación de este tipo de biocarburantes. 
Salvo los biocarburantes producidos a partir de las materias primas del Anexo IX de la Directiva 
2018/2001, la previsión es que el resto se produzca a partir de productos agrícolas convencionales o 
semejantes. 
b) Objetivos abordados 
Penetración de biocarburantes avanzados en el sector transporte. 
c) Mecanismos de actuación 
En este ámbito se prevén los siguientes mecanismos: 
Obligación general de venta o consumo de biocarburantes. 
Adaptación del sistema de certificación para recoger de forma específica los biocarburantes 
avanzados y, en particular, el biometano inyectado en red. 
Programa de ayudas para instalaciones de producción de biocarburantes avanzados. 
Promoción de las instalaciones de producción de combustibles renovables de origen no 
biológico. 
Establecimiento  de  una  obligación  específica  de  venta  o  consumo  de  biocarburantes 
avanzados para el periodo 2021-2030. 
Promoción del consumo de mezclas etiquetadas de biocarburantes, a través de medidas que 
permitan ofrecer esta posibilidad en estaciones de servicio. 
Establecimiento de objetivos específicos de consumo de biocarburantes en aviación.  es
d) Responsables  w.b
MITECO y MCI.  06ww

97

Medida 1.8. Promoción de gases renovables 
a) Descripción 
Los gases renovables son de los pocos vectores energéticos renovables que puede utilizarse tanto para 
generar  electricidad,  como  para  cubrir  demanda  energética  en  procesos  industriales  de  alta 
temperatura y en el transporte. 
Existen diferentes tipos de gases renovables y esta medida se refiere principalmente pero no 
exclusivamente a: biogás, biometano e hidrógeno de origen 100% renovable (tanto el recurso como la 
energía empleada en el proceso de obtención). 
Hasta la fecha la promoción de gases renovables se ha limitado principalmente al biogás. El biogás, en 
términos de reducción de emisiones de GEI consigue, no solo la derivada del uso de un combustible 
100% renovable37, sino también una reducción adicional de emisiones no energéticas (principalmente 
CH4), asociadas a una mejor gestión de los residuos municipales, los lodos de depuradora y los residuos 
tanto agrícolas y ganaderos como de la industria agroalimentaria. 
Las medidas aplicadas para la retribución a la generación eléctrica de las plantas de biogás no han 
tenido los resultados esperados, estando el aprovechamiento en España muy por debajo del potencial 
existente y muy alejado del obtenido en otros países de la Unión Europea. La energía primaria 
procedente de biogás en 2016 en la Unión Europea superó por primera vez los 16.000 ktep, suponiendo 
la contribución de España el 1,4%. En los últimos años, ha adquirido relevancia la depuración de biogás 
hasta biometano para, una vez cumplidos determinados requisitos de calidad, poder ser inyectado en 
las redes de gas natural38. Esto supone una mejora en las posibilidades de aprovechamiento energético 
del biogás. La European Biogas Association estima que hay más de 500 plantas de biometano con 
inyección a red en la Unión Europea, de las cuales una está en España. La segunda planta tiene prevista 
su puesta en marcha en el primer trimestre de 2020. 
El biogás es el gas renovable que tiene la primacía en el corto y medio plazo, por aspectos de desarrollo 
tecnológico, potencial disponible y costes de producción. Tras su enriquecimiento hasta biometano, 
puede tener los mismos usos y usuarios y utilizar la misma infraestructura que el gas natural39. Es 
especialmente interesante para descarbonizar aquella demanda, habitualmente ligada a usos térmicos 
en la industria, que es difícil de descarbonizar con otras renovables. Adicionalmente, su producción y 
uso está ligado a la gestión de residuos y a la economía circular. 
En el largo plazo podría ser relevante la aparición del hidrógeno de origen 100% renovable (tanto el 
recurso como la energía empleada en el proceso de obtención) como vector energético y flexible, que 
permite integrar la electricidad renovable variable excedentaria y el uso de las infraestructuras de gas. 
El hidrógeno solo puede ser considerado como gas renovable cuando se obtiene utilizando energía 
eléctrica 100% renovable, a través de procesos como la electrólisis del agua. El uso del hidrógeno 100% 
renovable contribuye a un doble objetivo: por un lado, reducir las emisiones contaminantes locales y 
los gases de efecto invernadero durante todo el ciclo de producción y uso; por el otro, aprovechar la 
energía eléctrica excedentaria de origen renovable en los momentos de baja demanda. Sus principales 
cualidades son las siguientes: 
Podría ser utilizado en los vehículos eléctricos con pila de combustible sin generar emisiones 
locales. Es posible su uso en transporte pesado por carretera o en buques, etc. 
Su uso inmediato en la industria (sin necesidad de almacenarlo) como sustitución de otros 
combustibles fósiles. 
                                                           
37  El biogás (CH4+CO2+otras trazas) se obtiene a partir de la digestión anaeróbica de la fracción biodegradable de los 
residuos ganaderos, lodos de depuradora etc. 
38 El biometano producido a partir de la digestión anaerobia de materias residuales es un biocarburante de los 
considerados “avanzados”, esto es, elaborado a partir de materias primas del Anexo IX.A de la directiva de 
renovables (directiva 2009/28, enmendada por la directiva 2015/1513). En el Anexo V de la directiva 2009/28, de 
fomento de las energías renovables, se establece que los valores típicos de reducción de GEI para el biogás de  s
residuos se sitúa entre el 80% y el 86%, según el tipo de residuos de que se trate.  e.
39 Dado el alto potencial de calentamiento global del metano, es crítico considerar las emisiones fugitivas de este gas  w.b
derivadas de los diferentes procesos de upgrading, ya que los procesos que no consigan rendimientos de  06ww
rgeacsueps erreancoióvanb dlees  mcoemtaon oel  mbiuoyg áesl.e vados tendrán unas emisiones asociadas de GEI muy superiores a las de otros
98

Su densidad energética40 lo convierte en un vector energético adecuado para almacenar 
energía (en particular estacional) y liberarla posteriormente de forma gradual. 
Se puede convertir en gas natural sintético a través de captura de CO2 y en este caso sin 
limitaciones en su introducción en las redes de gas natural. 
Adicionalmente, como consecuencia de la reducción de los costes de la electricidad producida a partir 
de fuentes renovables, así como de las tecnologías de electrolisis y de la valorización energética del 
hidrógeno, también se prevén oportunidades para otros gases renovables en el medio y largo plazo. 
Por último, en función del desarrollo tecnológico, se propondrán mecanismos para la promoción del 
power to gas o la producción de gases renovables por medio de la electricidad. 
b) Objetivos abordados 
Promoción de gases renovables para su uso en la generación de electricidad y usos térmicos. 
c) Mecanismos de actuación 
El impulso de la utilización del gas renovable se centra en la superación de las principales barreras tanto 
técnicas como administrativas a las que debe hacer frente. Tales barreras son, entre otras: 
Elevado coste de producción a partir de fuentes renovables, muy superior a la extracción y 
procesamiento de los combustibles fósiles o a la producción de gas descarbonizado (o de bajo 
contenido en carbono) a partir de materias primas de origen fósil. 
Inexistencia de un certificado de origen reconocido que garantice su origen renovable y 
valorice su consumo. 
Necesidad de establecer con claridad los derechos, obligaciones y responsabilidades de los 
agentes involucrados en la producción, transporte y comercialización de gas renovable, 
dotándolos de la seguridad jurídica necesaria para emprender su actividad. 
Conveniencia de definir las condiciones para la inyección física (conexión) y la prestación del 
servicio de transporte y distribución del biometano (acceso). 
Desconocimiento por parte de los usuarios finales, especialmente en cuanto a la seguridad en 
su manejo y la validez de los equipos, siendo necesarias acciones de difusión, información y 
concienciación. 
Déficit de instalaciones de suministro. Por ejemplo, la instalación de hidrogeneras está 
sometida a un conjunto de procedimientos complejos para obtener los permisos requeridos, 
siendo reguladas como un conjunto de instalaciones independientes. Suponen elevadas 
inversiones y largos plazos de recuperación. 
A la vista de las barreras anteriores, se fomentará, mediante la aprobación de planes específicos, la 
penetración del gas renovable, incluyendo el biometano, el hidrógeno 100% renovable y otros 
combustibles en cuya fabricación se hayan usado exclusivamente materias primas y energía, ambas de 
origen renovable, incluyendo acciones de I+D+i tanto para el biogás y el hidrógeno como para las 
tecnologías menos maduras como el power to gas. 
Para la realización de estos planes se analizará la situación de los gases renovables en España, teniendo 
en cuenta los diferentes grados de madurez tecnológica de las distintas opciones, lo que incluirá: 
Determinación y proyección del potencial de producción teórico a 2030/2050. Justificación de 
la demanda asociada, técnicamente viable y económicamente rentable en comparación con 
otras opciones de descarbonización, considerando beneficios por flexibilidad del sistema 
(binomio electricidad-gas), así como el potencial de utilización y aprovechamiento de la red 
existente de gas natural. 
Definición de una estrategia para determinar el uso más eficiente y la manera más eficaz de 
aprovechar este recurso. 
Diseño de los mecanismos de apoyo, basados en objetivos de penetración, que permitan el  oe.
aprovechamiento eficiente del gas renovable, sustentados en un sistema de certificación que  w.
permita la supervisión y control de los objetivos, así como mecanismos de flexibilidad que  06ww
 4 0    L  a   d  e  n  s i d  a d    e  n  e  r g  é t i c  a   d  e  l   H  2   e  q  u i v  a  l e a un tercio apro9x9im  adamente de la del metano (CH4).  OE-A-2021-51able en https://

favorezcan la máxima eficiencia en el logro de los objetivos en competencia con otras opciones 
de descarbonización. 
Desarrollo de regulaciones que permitan la inyección de dichos gases renovables en la red de 
gas natural. 
Determinación de un sistema de garantías de origen de los gases renovables que acredite la 
procedencia y trazabilidad de los mismos y el impacto ambiental asociado a su producción y 
uso. 
Identificación y eliminación de las barreras regulatorias que dificulten el desarrollo de los gases 
renovables, especialmente del power to gas. 
d) Responsables 
Administración General del Estado (MITECO); Administraciones autonómicas y locales. 
 
Medida 1.9. Plan de renovación tecnológica en proyectos ya existentes de generación eléctrica con 
energías renovables 
a) Descripción 
Durante la década 2021-2030, aproximadamente 22 GW de potencia eléctrica renovable habrán 
superado su vida útil regulatoria. Sin un plan específico para la renovación tecnológica de estos 
proyectos, es previsible que se produzca una reducción de la potencia instalada de origen renovable, 
fundamentalmente compuesta por parques eólicos antiguos y centrales minihidráulicas, aunque 
también afectaría a las primeras instalaciones que se pusieron en marcha de biomasa, biogás y 
fotovoltaica. Con el objeto de no perder su contribución energética, es necesario contemplar un plan 
específico para la renovación tecnológica de estas instalaciones. 
Las instalaciones existentes de generación eléctrica con renovables suponen un importante activo dada 
su ubicación en lugares de elevado recurso energético, la existencia de infraestructuras y la capacidad 
existente de conexión a la red, así como el menor impacto ambiental y territorial derivado de 
desarrollar nuevos proyectos en ubicaciones ya destinadas a la generación de energía. 
La remaquinación o repotenciación de proyectos existentes permite un mejor aprovechamiento del 
recurso renovable por la substitución de sistemas obsoletos o antiguos por otros nuevos de mayor 
potencia o eficiencia. Por otro lado, tanto estos mecanismos como la hibridación mediante la 
incorporación de distintas tecnologías de generación o de almacenamiento a proyectos existentes 
permiten un mejor uso de la capacidad disponible de conexión a la red. Además, la actualización por 
sistemas que cumplan con los códigos de red más recientes reduce la afectación de la instalación sobre 
la red, lo que permitirá un uso más eficiente de la misma y facilitará la conexión de nueva potencia 
renovable en ese nodo. 
A nivel ambiental, la remaquinación, repotenciación e hibridación pueden suponer un menor impacto 
al concentrar la generación renovable en un entorno concreto, reducir el número total de máquinas y 
por tanto la huella del proyecto y reducir la necesidad de nuevos tendidos de red. 
b) Objetivos abordados 
Desarrollo  de  las  energías  renovables.  Renovación  de  parques  renovables  antiguos  para  el 
manteamiento de su capacidad. 
c) Mecanismos de actuación 
Se prevén los siguientes mecanismos:  s
Simplificación administrativa  o
El artículo 16.6 de la Directiva 2018/2001 relativa al fomento del uso de energía procedente  06ww
dune  fruéegnimteesn r deen ocvoanbcleessi ófinja d qeu pee lram reispoos tseimncpialicfiiócand doe y p rráopyiedcot,o dse r ednuoravcaibólne sn doe sbuepreár isoorm ae utne rasñeo a. 
100

Dado que los proyectos existentes ya fueron objeto de tramitación administrativa previa para 
su autorización, es necesario evaluar, entre otras, la posibilidad de aplicar las siguientes 
simplificaciones durante su tramitación, mientras se garantice la adecuada integración en el 
territorio de la infraestructura: la exención del trámite de utilidad pública y de declaración de 
bienes y derechos afectados; la exención de la necesidad de presentar un nuevo estudio 
arqueológico, si ya se presentó uno durante la tramitación de la instalación existente; 
reducción de los plazos de tramitación en la evaluación de impacto ambiental; reducción de 
los  plazos  de  los  trámites  de  información  a  otras  Administraciones  Públicas  para  la 
autorización administrativa y el traslado de los condicionados técnicos para la aprobación de 
proyecto;  y  simplificación  de  los  requerimientos  de  acreditación  de  la  capacidad del 
solicitante. 
En el caso concreto de la evaluación de impacto ambiental, la existencia de casuísticas 
comunes entre posibles proyectos de repotenciación hace aconsejable establecer criterios y 
condicionantes relativamente homogéneos de cara a la tramitación de los proyectos de 
repotenciación. 
Apertura de mesas de coordinación con las Comunidades Autónomas 
Para  articular  la  simplificación  administrativa  descrita  anteriormente,  es  necesaria  la 
implicación activa de las Comunidades Autónomas, dadas sus competencias en materia de 
urbanismo y medio ambiente y su grado de conocimiento de cada realidad territorial. 
Convocatorias de subastas para la asignación de un régimen retributivo específico a los 
proyectos de renovación tecnológica 
Se propone la realización de subastas específicas para la renovación tecnológica de las 
instalaciones renovables que hayan superado su vida útil regulatoria. De esta manera, los 
proyectos asignados que renueven sus equipos e instalaciones, percibirían una retribución 
adicional a la del mercado eléctrico. El mecanismo previsto es el de procedimientos de 
concurrencia competitiva, mediante el establecimiento de un calendario plurianual de 
subastas, para determinar un régimen retributivo coste-eficiente en la aplicación de los apoyos 
públicos,  acompañado  de  las  medidas  administrativas  necesarias  para  aprovechar  las 
infraestructuras existentes. 
Se admitirán tanto proyectos de remaquinación (con potencia inferior o igual a la de la 
instalación existente) como de repotenciación (que supongan un aumento de la potencia). 
Regulación del fin de concesión de las centrales hidroeléctricas 
Con el fin de garantizar que se lleven a cabo las inversiones necesarias y que las centrales no 
dejen de funcionar una vez terminen las concesiones existentes, se hace necesario definir 
reglamentariamente los procedimientos y plazos aplicables a estas instalaciones. 
d) Responsables 
Administración General del Estado, Administraciones autonómicas y locales. 
 
   
101

Medida 1.10. Promoción de la contratación bilateral de energía eléctrica renovable 
a) Descripción 
En todo el mundo, ciudades, comunidades, empresas y ciudadanos están demostrando interés en un 
consumo de energía 100% renovable. La iniciativa “GO 100% RE” ha mapeado países, ciudades, 
regiones, empresas y actores de la sociedad civil, con un total de más de 62 millones de personas que 
han cambiado o están comprometidas a cambiar en las próximas décadas a suministro de energía 
eléctrica 100% renovable. 
El sector privado está apoyando la transición energética a través de la demanda de energías renovables, 
con iniciativas como RE100, una iniciativa internacional lanzada en la Semana del Clima de Nueva York 
2014 formada por empresas privadas comprometidas con el consumo de electricidad 100% renovable. 
En la actualidad, numerosas empresas multinacionales se han unido al compromiso de consumir 
electricidad 100% renovable. Estas compañías desarrollan sus actividades en una amplia gama de 
sectores:  automotriz,  vestimenta,  finanzas,  alimentos  y  bebidas,  informática,  farmacéutica, 
inmobiliaria, comercio minorista, etc. 
Uno de los posibles mecanismos para obtener un suministro de electricidad renovable 100% es la 
contratación bilateral con un productor. En la actualidad en España, donde la contratación bilateral ha 
comenzado  a  despegar,  los  principales  compradores  dentro  de  este  esquema  son  empresas 
comercializadoras. 
Si bien los contratos bilaterales representan una oportunidad, para complementar otros mecanismos 
retributivos y atraer financiación, no están exentos de retos como los relativos al diseño de un contrato 
óptimo que equilibre las necesidades del productor y del consumidor, o la falta de conocimiento por 
parte de los potenciales compradores de la existencia de este mecanismo. 
Por otra parte, la contratación de medidas de eficiencia energética en el sector público se aborda 
separadamente en la medida 2.12. 
b) Objetivos abordados 
Desarrollo de las energías renovables y participación de nuevos actores, mediante el fomento de la 
contratación de energía eléctrica 100% renovable. 
c) Mecanismos de actuación 
Además de los mecanismos previstos en las medidas específicas de contratación pública de 
energías  renovables  y  de  promoción  del  papel  proactivo  del  consumidor,  se  analizarán 
mecanismos para fomentar la contratación bilateral a largo plazo con productores de energía 
renovable, como instrumentos para reducir el riesgo de dichas operaciones o contribuciones 
mínimas para determinados grandes consumidores de energía. 
d) Responsables 
Asociaciones sectoriales, MITECO, Administraciones autonómicas y locales. 
 
   
102

Medida 1.11. Programas específicos para el aprovechamiento de la biomasa 
a) Descripción 
La gestión y el aprovechamiento de la biomasa conllevan elementos de valor añadido además de su 
potencial exclusivamente energético. En particular permiten la dinamización del entorno rural y 
mitigan el riesgo de despoblación, así como favorecen una mejor adaptación de determinados 
territorios a los efectos del cambio climático. La biomasa puede desempeñar asimismo un papel 
instrumental en el ámbito de la transición justa. Es por ello que la biomasa forma parte de diversas 
estrategias impulsadas por las diferentes Administraciones Públicas más allá del ámbito de aplicación 
de este Plan. Por otro lado, los residuos son un elemento clave dentro de la economía circular. Por ello, 
es necesario desarrollar actuaciones que faciliten la conexión y el logro de ambos objetivos: transición 
justa y economía circular. 
Para calor y electricidad con biomasa, es esperable que el mayor desarrollo se produzca con biomasa 
de origen forestal o agrícola (en la industria, en general, ya se viene utilizando). Se precisan del orden 
de 1.600 ktep/a adicionales para el incremento de generación eléctrica y 411 ktep/a adicionales para 
usos térmicos. En el PER 2011-2020 se valoró, de forma conservadora, que el potencial adicional en 
España es de 17.286 ktep/a, de los cuales 10.433 ktep/a son restos agrícolas o forestales sostenibles y 
la diferencia son nuevas masas leñosas o herbáceas. Por consiguiente, existen recursos más que 
suficientes. 
b) Objetivos abordados 
Penetración de fuentes de energías renovables y desplazamiento de fuentes fósiles, participación de 
nuevos actores e innovación. 
c) Mecanismos de actuación 
En cuanto a los mecanismos concretos a desarrollar, destacan: 
Promoción de las energías procedentes de biomasa con criterios de sostenibilidad 
o Desarrollo normativo en toda la cadena de valor de la biomasa. 
o Estrategia para el aprovechamiento energético de las podas del sector agrario. 
o Adaptación a las obligaciones ligadas a la calidad del aire en las instalaciones de biomasa 
tanto las nuevas como las ya existentes. 
o Fomento de la certificación y principio de proximidad de origen en el aprovechamiento 
de la biomasa. 
o Divulgación y fomento de equipos de calefacción local de alta eficiencia y bajas emisiones 
o Formación específica para instaladores y otros profesionales del sector de la biomasa. 
Medidas de apoyo económico ligadas a: 
o Plantas de logística de biomasa. 
o Penalización del depósito de residuos en vertedero. Se favorecerá el establecimiento de 
unas bases consensuadas para la implementación armonizada (y creación, en su caso) del 
impuesto al depósito de residuos municipales e industriales en vertedero, tal y como ya 
existe en distintas Comunidades Autónomas. 
o Aprovechamiento de la biomasa en instalaciones públicas. 
d) Responsables 
Administración General del Estado y Administraciones autonómicas. 
  oe.
    06ww
103

Medida 1.12. Proyectos singulares y estrategia para la energía sostenible en las islas 
a) Descripción 
Todas las tecnologías, incluidas las energéticas, han de pasar antes de su implementación generalizada 
por el proceso de demostrar su eficacia y disponibilidad, lo que se conoce como el “valle de la muerte”. 
Esta etapa, asociada a la integración de las políticas de I+i+c con el desarrollo del mercado, se 
caracteriza habitualmente por la combinación de un incremento sustancial en las necesidades de 
inversión y un bajo nivel de fiabilidad técnica. Muchos desarrollos tecnológicos no consiguen superarla 
por la falta de la inversión (pública y privada) necesaria para dar el salto desde la fase de proyecto 
piloto, hecho que ha de servir de acicate para que las Administraciones Públicas y el sector privado 
aúnen esfuerzos a través de la formación de consorcios. Ejemplos de actuaciones desarrolladas en el 
pasado han sido Sotavento en el ámbito de la eólica o Ecocarburantes Españoles en el de los 
biocarburantes. 
El detalle de las tecnologías innovadoras cuyo desarrollo será necesario para la consecución de los 
objetivos del Plan Nacional se encuentra en la dimensión quinta de este Plan Nacional. Por lo que toca 
a esta medida, es necesario mencionar que la singularidad no solo corresponde a proyectos 
innovadores, sino que se refiere también a los retos a enfrentar. Por ejemplo, el geográfico (la 
insularidad) o de mercado, como es el caso de la geotermia de alta temperatura para generación 
eléctrica a gran escala, que no dispone de mercado en España a pesar de ser una tecnología madura, o 
el caso de la eólica marina que en el caso de desarrollarse alrededor de los territorios insulares 
cumpliría con los dos principales aspectos de singularidad buscados. Además, se ha detectado la 
oportunidad en el corto plazo que tendría la utilización de estos territorios insulares como tractores y 
“punta de lanza” para el despliegue de la eólica marina, asociado a la incorporación de requerimientos 
de almacenamiento y apoyo al sistema eléctrico, con un mayor impacto en la reducción de emisiones 
de GEI e incluso evitando costes actuales para el sistema eléctrico y asociados a los Presupuestos 
Generales del Estado. Es fundamental que el sector público, en colaboración con el sector privado, 
pueda liderar proyectos piloto o demostrativos que demuestren la viabilidad o necesidad de nuevos 
modelos o sistemas que todavía no están en pleno desarrollo comercial. 
b) Objetivos abordados 
Desarrollo de mercado para nuevas tecnologías de energías renovables. 
c) Mecanismos de actuación. Se plantean dos principales: 
Plan de desarrollo de proyectos singulares 
Programa destinado a la participación del IDAE en proyectos singulares o demostrativos donde la 
aportación del Instituto o la colaboración público-privada tengan especial relevancia. Podrá 
utilizarse el sistema de apoyo que mejor se adapte al desarrollo del proyecto (participación 
societaria, financiación, FPT, UTE, etc.). 
Energía sostenible en las islas 
En mayo de 2017 España firmó, junto con la Comisión Europea y otros 13 Estados miembros, la 
declaración política sobre Energía Limpia para las Islas de la UE, reconociendo el potencial de las 
mismas de ser las arquitectas de su propia transición energética, así como la oportunidad de 
aprovechar estos territorios como campo de pruebas para tecnologías o políticas de transición 
energética que puedan luego exportarse al continente. Con este objetivo, la Administración 
General del Estado promoverá estrategias de energía sostenible en las Islas Baleares y Canarias, 
en colaboración con los respectivos Gobiernos autonómicos e insulares, que permitan a su vez 
reducir los correspondientes sobrecostes energéticos. En particular se aspirará a una adecuada 
integración de las renovables en el territorio y que éstas puedan suministrar también potencia 
firme y otros servicios como estabilización de frecuencia o arranque autónomo en caso de ceros 
de tensión, así como la movilidad cero emisiones y la integración del cambio de modelo energético 
en el ciclo del agua. 
También será necesario avanzar en la interconexión entre los sistemas extrapeninsulares y reducir  e.e
la dependencia energética de estos territorios, tal como recoge la Medida 3.2 de este Plan.  b
dA)dmRineissptroancsióanb lGese neral del Estado (MITECO, IDAE), Comunidades Autónomas insulares.
104

 
Medida 1.13. Comunidades energéticas locales 
a) Descripción 
La normativa europea persigue impulsar el papel de la ciudadanía como motor de la transición 
energética, y para ello define dos nuevas entidades jurídicas: 
Comunidad de energías renovables (definida en la Directiva 2018/2001 relativa al fomento 
del uso de energía procedente de fuentes renovables). 
Comunidad ciudadana de energía (definida en la Directiva 2019/944 sobre normas comunes 
del funcionamiento del mercado interior de la electricidad). 
El término “comunidades energéticas locales” sirve para englobar a las dos. 
Ambas figuras jurídicas, que deberán incorporarse al ordenamiento jurídico español, tienen dos 
elementos comunes: deben estar controladas por socios o miembros que estén en las proximidades 
de los proyectos y su objetivo ha de ser proporcionar beneficios medioambientales, económicos y 
sociales a sus socios o miembros o a las zonas locales donde opera. Adicionalmente, en el caso de las 
comunidades de energía renovables, los socios deben ser personas físicas, pymes o autoridades locales 
(incluidos municipios). 
La principal diferencia entre ambas figuras es que, mientras el objetivo de la comunidad de energías 
renovables es la realización de proyectos de cualquier naturaleza (eléctrico, térmico o transporte) 
siempre y cuando el origen energético sea renovable, la comunidad ciudadana de energía se ha 
pensado  para  abarcar  cualquier  proyecto  relacionado  con  el  sector  eléctrico,  incluyendo  la 
distribución, suministro, consumo, agregación, almacenamiento de energía, prestación de servicios de 
eficiencia energética o la prestación de servicios de recarga para vehículo eléctrico, o de otros servicios 
energéticos a sus miembros. 
Respecto a las comunidades de energías renovables, entre otras medidas se llevará a cabo una 
evaluación de los obstáculos existentes y de su potencial de desarrollo. También deberá garantizarse 
que puedan producir, consumir, almacenar y vender energías renovables, en particular mediante 
contratos de compra de electricidad renovable, así como acceder a todos los mercados de energía 
adecuados, tanto directamente como mediante agregación. 
Respecto a las comunidades ciudadanas de energía, entre otras medidas deberá permitirse que 
puedan poseer, establecer, adquirir o arrendar redes de distribución y gestionarlas autónomamente, 
así como acceder a todos los mercados organizados. 
b) Objetivos abordados 
Facilitar la participación de ciudadanos, pymes y entidades locales en la transición energética. 
c) Mecanismos de actuación 
Se desarrollará el marco normativo apropiado para definir estas entidades jurídicas y 
favorecer su desarrollo, en particular para cumplir con lo dispuesto en el artículo 22 de la 
Directiva 2018/2001 y en el artículo 16 de la Directiva 2019/944. El desarrollo del marco 
normativo deberá tener en cuenta figuras y casuísticas de actores o agrupaciones existentes 
y susceptibles de constituirse en comunidades energéticas locales, como cooperativas, 
polígonos  industriales,  parques  tecnológicos,  comunidades  de  propietarios  o  zonas 
portuarias. 
Eliminación de barreras mediante el establecimiento de una ventanilla única que permita 
orientar al solicitante, actuando de facilitador de los procedimientos administrativos, así 
como favoreciendo la simplificación de trámites en los procesos vinculados a proyectos de 
comunidades energéticas locales. 
Promoción de proyectos de demostración de comunidades energéticas locales que cubran  e.
una casuística lo más amplia posible, identificando y posibilitando modelos de negocio  b
viables para las distintas tipologías de proyectos, que permitan su desarrollo a gran escala.  06ww
  105  OE-A-2021-51able en https://
Programas de formación y capacitación para que las comunidades energéticas locales 
puedan contar con los recursos humanos y técnicos que les permitan identificar, tramitar, 
ejecutar y gestionar los proyectos, así como movilizar las inversiones necesarias. 
Análisis de la creación en el IDAE de una oficina de promoción y apoyo de comunidades 
energéticas locales que, entre otros mecanismos, diseñe e implemente líneas específicas de 
garantías y/o financiación; asistencia técnica, promueva la adquisición conjunta de equipos 
y servicios, identifique y divulgue las mejores prácticas. 
d) Responsables 
MITECO e IDAE. 
 
Medida 1.14. Promoción del papel proactivo de la ciudadanía en la descarbonización 
a) Descripción 
La ciudadanía se encuentra en el centro de la transición energética teniendo en cuenta que puede: (1) 
estimular la adopción de políticas y potenciar una mayor responsabilidad social y ambiental de las 
empresas, (2) participar del empleo generado y (3) consumir, financiar, invertir, vender, intercambiar, 
gestionar y producir energía renovable. La transición hacia un sistema energético descarbonizado es 
un desafío tecnológico y social de primera magnitud, pero también una oportunidad para dar un papel 
central a la ciudadanía en el sector energético, de acuerdo con el paquete Energía Limpia para todos 
los europeos. 
Según un estudio reciente41 el 30,9% de usuarios en España quisiera ejercer su poder de compra y 
escoger un nuevo proveedor de electricidad que garantice que produce y vende electricidad 100% 
renovable, de propiedad distribuida en manos de los ciudadanos. La participación financiera de los 
ciudadanos en proyectos de producción de energías renovables ayuda a dirigir los ahorros de los 
hogares hacia la financiación de la transición energética. El estudio citado recoge que: el 12,1% de 
personas consultadas adoptarían el rol de ciudadano inversor que invierte sus ahorros participando en 
plantas de generación de energía renovable directamente, sin ser copropietario. El 16% estaría 
interesado en ser copropietario de una instalación renovable financiada por particulares. 
Estas actitudes contribuyen a un mejor anclaje socio-económico de las energías renovables en los 
territorios, participando en el desarrollo local, y posibilitando llevar a las personas a sensibilizarse o 
incluso a movilizarse en los aspectos energéticos. El reto es promover el rol proactivo de la ciudadanía 
en la transición energética y más concretamente en el despliegue de las energías renovables.  
b) Objetivos abordados 
Empoderar a la ciudadanía y promover su participación en la transición energética. 
Mejorar sus capacidades de elección de un suministro cien por cien renovable y favorecer que las 
empresas reorienten su oferta hacia un servicio más renovable para ofrecerlo a un consumidor con un 
mayor compromiso social y mayor responsabilidad ambiental. 
Promover la movilización de los fondos disponibles por parte de la ciudadanía para contribuir a 
financiar la transición energética renovable o para gestionar su propia energía. 
Promover la participación ciudadana en la definición de las políticas energéticas locales, regionales y 
nacionales. 
c) Mecanismos de actuación 
Se prevén los siguientes mecanismos: 
Mecanismos para favorecer la diversidad de actores y la existencia de proyectos ciudadanos  es
participativos. Se establecerán reglamentariamente mecanismos para favorecer la diversidad de  oe.
actores y la existencia de proyectos ciudadanos participativos, de manera que se promueva tanto  w.
 4 1   E n  e  r g  í a   c  o  l a b  o  r a  t i v  a .   E  l  p  o  d  e  r   d  e   l a    c i  udadanía de crear, compartir y gestionar renovables; Greenpeace; 2017.
106

la cohesión social y territorial como la transición justa y se aprovechen las oportunidades del nuevo 
modelo descarbonizado de generación. 
Se establecerá un mecanismo de adhesión por el que los proyectos participativos puedan acceder 
a un contrato de venta de su electricidad a un precio fijo ligado al resultado de las subastas. Se 
reservará una cuota anual para los mismos que se otorgarán a los primeros que los soliciten y 
cumplan con los requisitos hasta cubrir la cuota de energía. Además, se valorará la posibilidad de 
que los proyectos que accedan al mecanismo de adhesión puedan disponer de garantías públicas 
que faciliten y abaraten su financiación. Adicionalmente, se valorarán opciones de diseño de 
subastas que favorezcan a los proyectos que tengan en cuenta la componente social mediante, 
entre otros, la participación ciudadana en la financiación o la existencia de un plan de reparto de 
beneficios, donde parte de los ingresos se destinen a actividades acordadas con los agentes 
locales. 
Instrumentos de apoyo y financiación colectiva adaptados al entorno real de las ciudades y del 
mundo rural, donde se contemplen criterios de concurrencia y se asegure la participación 
ciudadana local ya sea de una forma directa o indirecta (i.e. cooperativas, comunidades de 
propietarios/vecinos). Se estudiarán las opciones existentes para la oportuna agregación de 
proyectos que facilite, entre otros, acceder a mecanismos europeos de apoyo (i.e. ELENA42) al 
desarrollo de proyectos renovables en general, así como a licitaciones de compra pública verde e 
innovadora. 
Fomento de mecanismos de actuación en el ámbito municipal de cara a promover las 
asociaciones o partenariados entre municipios y colectivos ciudadanos, dadas las sinergias 
existentes y los beneficios mutuos a alcanzar. El municipio puede ser asesor estratégico al 
coinvertir como socio en proyectos ciudadanos participativos, o incluso erigirse en operador de 
infraestructuras (existente y/o futura) con una alta repercusión/impacto en el éxito de los 
denominados proyectos participativos ciudadanos. 
Identificación  y  eliminación  de  las  barreras  legales,  administrativas  y  económicas  a  la 
introducción  de  la  compra-venta  directa  de  electricidad  renovable  entre  productores  y 
consumidores con independencia de su tamaño, con el objetivo de facilitar un mayor impacto 
positivo en la transición energética del poder de compra de la ciudadanía. De este modo se 
garantiza a los consumidores que realmente están pagando energías renovables. Además, a 
diferencia de las garantías de origen renovable, se garantiza la cobertura horaria total del 
consumidor con energías renovables. 
Participación de la ciudadanía en la gestión de la demanda (individual o agregada), mediante los 
mecanismos necesarios para que las estructuras tarifarias, de los peajes y de los cargos eléctricos 
estén diseñadas para trasladar una señal favorable tanto para la gestión activa de la demanda 
como para la reducción del consumo. La promoción de la gestión de la demanda con carácter 
general se impulsa mediante otra medida específica de este Plan. 
Derecho pleno del consumidor a tener acceso en tiempo real a sus datos energéticos sin costes 
adicional y a cederlos a terceros sin impedimento alguno. Con el objetivo de promover y facilitar 
la participación ciudadana en el diseño e implementación de las políticas energéticas locales, 
regionales y nacionales, el IDAE trabajará con las administraciones públicas y los actores sociales 
para generar buenas prácticas en estos procesos, así como su seguimiento en el tiempo. Al objeto 
de que la activación ciudadana se haga realidad es preciso mejorar la alfabetización energética y 
la transparencia sobre la información del sistema energético. En esa dirección se trabajará con las 
administraciones locales y la sociedad civil para habilitar sistemas de información y asesoría para 
la ciudadanía sobre su energía, facturas, consumos, impactos ambientales y sociales. 
d) Responsables 
MITECO e IDAE. 
 
    bo
 4 2   h  t t p  s : /  / w  w   w   . e i b  . o  r g  / e  n  / p  r o  d  u  c t  s / a  d   vising/elena/index.htm
107

Medida 1.15. Estrategia de Transición Justa 
a) Descripción 
La transición energética generará numerosas oportunidades de desarrollo económico y empleo, si bien 
en algunos casos se producirán impactos negativos, que serán especialmente significativos en aquellas 
zonas donde el peso de las energías fósiles en la economía local es relevante. Por ello, durante el 
proceso de cambio es necesario acompañar a los sectores económicos más afectados, apoyando la 
adaptación de empresas y personas a la nueva situación. 
El compromiso por incorporar políticas de transición justa en las medidas de acción climática dirigidas 
a transformar los modos de producción y consumo fue acordado por los países que son parte de la 
Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, en la COP21. Por otro lado, en 
2015 se aprobaron las Directrices de la OIT para una transición justa que ofrecen un marco que los 
países pueden utilizar, adoptado a través del consenso, para guiar la transición hacia economías con 
bajas emisiones de carbono. 
Al  objeto  de  que  la  transición  justa  se  incorpore  a  las  políticas  de  transición  energética  y 
descarbonización, en febrero de 2019 se presentó la Estrategia de Transición Justa como una estrategia 
de acompañamiento solidario, dentro del Marco Estratégico de Energía y Clima, configurado también 
por el anteproyecto de Ley de Cambio Climático y por el PNIEC. 
b) Objetivos abordados 
Facilitar el aprovechamiento de las oportunidades de empleo y mejora de la competitividad y 
cohesión social generados por la transición energética. 
Realizar  planes  sectoriales  en  los  principales  sectores  económicos,  analizando  retos, 
oportunidades,  amenazas  y  diseñando  medidas  necesarias  para  llevar  a  cabo  su 
transformación. 
Minimizar los impactos negativos en las zonas vulnerables por la transición energética a través 
de Convenios de Transición Justa, así como brindar apoyo técnico y financiero para su 
implementación, como en el caso del Plan de Acción Urgente para comarcas de carbón y 
centrales en cierre. 
c) Mecanismos de actuación 
La Estrategia de Transición Justa constituye el instrumento de ámbito estatal dirigido a la transición 
ecológica de la economía y a la adopción de medidas que garanticen un tratamiento justo a los 
trabajadores afectados por la transición. 
Para el aprovechamiento de las oportunidades se proponen políticas de empleo verde, políticas de 
formación profesional, propuestas para un mejor acompañamiento a las empresas y el impulso de 
planes de acompañamiento en la transición para la Industria y otros sectores. 
Al objeto de minimizar los impactos negativos, el principal mecanismo de actuación son los Convenios 
de Transición Justa. Estos tendrán como objetivo prioritario el mantenimiento y la creación de actividad 
y empleo en las comarcas afectadas, a través del acompañamiento a sectores y colectivos en riesgo, la 
fijación de población en los territorios rurales y la promoción de una diversificación y especialización 
coherente con el contexto socioeconómico de cada zona. Los convenios apostarán prioritariamente 
por aquellos sectores que presenten mejores resultados de sostenibilidad ambiental, económica y 
social. 
Para los desafíos a corto plazo como el cierre de minas y de centrales térmicas de carbón que no han 
realizado inversiones, así como centrales nucleares sin planes de reconversión previos, la Estrategia 
incorpora un Plan de Acción Urgente 2019-2021 con los siguientes objetivos: 
Garantizar a los trabajadores que pierdan su empleo en empresas mineras que cierren, 
compensaciones adecuadas como una prejubilación o baja indemnizada. 
Mantener a corto plazo el empleo para las comarcas mineras a través del Plan de Restauración  oe.
de Minas y del Plan de Energías Renovables y Eficiencia Energética y otros planes a desarrollar  w.
con los municipios mineros.  06ww
108

Ofrecer a las comarcas sujetas al cierre de minas, centrales térmicas de carbón o centrales 
nucleares, la implementación de convenios de transición con el objetivo de que los cierres no 
afecten al empleo y a la población al final del proceso. 
Con estos objetivos, los Acuerdos de Transición Justa incluirán herramientas como: 
Garantizar a los territorios afectados el acceso prioritario a una parte o a la totalidad de la 
capacidad de evacuación eléctrica, así como el acceso prioritario al uso del agua objeto de 
concesiones. 
Promover herramientas de política energética como la posibilidad de realizar subastas 
específicas de renovables para estos territorios. 
Impulsar el acceso prioritario a la ayuda y los fondos, como el Programa de apoyo a la inversión 
industrial  productiva  (REINDUS),  o  a  las  inversiones  estatales  para  la  conservación  y 
enriquecimiento del patrimonio histórico y arquitectónico. 
Por último, entre otros instrumentos, se orientará la actuación de la Fundación Ciudad de la Energía 
hacia el impulso de medidas del ámbito de la Transición Justa (ver Medida 5.10). 
d) Responsables 
MITECO, en colaboración con el Ministerio de Trabajo y Economía Social; Ministerio de Agricultura, 
Pesca y Alimentación (MAPA); MITMA y MINCOTUR, en cooperación con los gobiernos regionales y 
locales y las organizaciones empresariales, sindicatos y otras organizaciones sociales. 
 
   
109

3.1.2 Medidas transversales de promoción de las energías renovables 
Medida 1.16. Contratación pública de energía renovable 
a) Descripción 
En la actualidad, el Acuerdo Marco 23/2017 formalizado el 31 de julio de 2018 relativo al suministro de 
energía eléctrica en la Administración General del Estado, sus organismos autónomos, entidades 
gestoras y servicios comunes de la Seguridad Social y demás entidades públicas estatales, y otras 
adheridas, establece que el suministro de energía eléctrica tendrá un 50% de garantía de origen, salvo 
que en las prescripciones adicionales el organismo interesado haya establecido un porcentaje mayor. 
Por su parte, en diciembre de 2018, el Consejo de Ministros aprobó el Plan de Contratación Pública 
Ecológica y de la Administración General del Estado, que fija el objetivo de contratación de energía 
eléctrica con origen 100% renovable en el año 2025, para todo el consumo eléctrico de los edificios y 
servicios de la Administración General del Estado. 
Teniendo en cuenta que, en su diseño actual, las garantías de origen no garantizan nuevas inversiones 
en energías renovables, se analizará la posibilidad, de cara al próximo Acuerdo Marco, de sustituir la 
exigencia de garantías de origen por la implantación de mecanismos de adquisición electricidad de 
origen renovable mediante acuerdos de compra a largo plazo que incentiven nuevas instalaciones, así 
como fórmulas innovadoras que permitan, entre otros, la instalación de sistemas de generación de 
autoconsumo en los edificios públicos. 
Para progresar más en la senda de descarbonización, es necesario promocionar similares objetivos en 
el resto de las administraciones públicas, tanto autonómicas como locales, mediante la difusión de 
información, modelos de pliegos y licitaciones y manuales de buenas prácticas. 
b) Objetivos abordados 
Descarbonización del suministro eléctrico de la Administración General del Estado y del resto 
de administraciones públicas. 
Promoción de nuevas instalaciones de energías renovables. 
c) Mecanismos de actuación 
Diseño e implementación de nuevos acuerdos marco de compra de energía 100% renovable, 
así como introducción de sistemas de autoconsumo renovable en edificios públicos. 
Análisis del diseño e implementación de subastas centralizadas para la compra de electricidad 
de origen renovable a largo plazo, proveniente de nuevas instalaciones. 
Análisis del potencial de la compra pública innovadora (ver Medida 5.5 de este Plan) para la 
implantación de renovables en el ámbito público. 
d) Responsables 
Ministerio de Hacienda y MITECO. 
 
   
110

Medida 1.17. Formación de profesionales en el sector de las energías renovables 
a) Descripción 
El PNIEC, en su capítulo 4 “Análisis de impacto de las políticas y medidas del Plan”, estima un 
crecimiento neto anual del empleo de entre 253.000 y 348.000. 
En 2012, IRENA ya informaba que la consecución de los compromisos en materia de energías 
renovables demandaría profesionales cualificados en toda la cadena de valor, e identificaba la 
necesidad de incrementar y mejorar la formación de profesionales en renovables como uno de los 
principales retos del sector. Los efectos de la escasez y la deficiente formación de los profesionales se 
traducen en una ralentización del mismo, pérdidas económicas en los proyectos y empeoramiento de 
la reputación para las tecnologías afectadas. 
Tanto los nuevos profesionales del sector como los profesionales existentes, junto con profesionales 
de otros sectores afectados por la transición justa, necesitan formación continua de calidad, que les 
permita afrontar los nuevos retos de los futuros mercados laborales. 
Las competencias en materia de educación y formación corresponden a las Comunidades Autónomas. 
Adicionalmente, en la actualidad, gran parte de la formación se realiza en las propias empresas. El Plan 
propone  inicialmente,  que  los  diferentes  niveles  de  la  Administración  trabajen  junto  con  las 
asociaciones del sector y los sindicatos en la identificación de los perfiles necesarios para el 
cumplimiento de los objetivos del Plan para, posteriormente, promover la adopción de mejores 
prácticas para incrementar la formación de los perfiles deficitarios en cooperación con los organismos 
afectados. 
b) Objetivos abordados 
En previsión de la implantación de nuevas tecnologías de descarbonización, hay que anticiparse a las 
demandas del mercado y promover una formación continua en los cinco niveles de cualificación 
profesional homologada, teniendo en cuenta que el Mercado Único europeo demanda la formación en 
habilidades profesionales que faciliten la movilidad en la UE. Para ello se pretende: 
Mejorar la formación. La tecnología avanza rápidamente y es necesario un proceso de 
adaptación  y  mejora  continua  de  la  oferta  de  formación  existente,  que  permita  una 
actualización permanente de las habilidades profesionales para mantener la competitividad en 
el mercado laboral. 
Incrementar la oferta en formación. El Plan prevé nuevos perfiles profesionales relacionados 
con tecnologías de las que se estima un gran despegue, pero apenas existe mercado hoy en 
día, como por ejemplo nuevos sistemas de almacenamiento energético. Es necesario el 
desarrollo e implantación de nuevas titulaciones y especialidades. 
Atraer el talento. El sector de la energía necesita la incorporación de nuevos talentos. Hay que 
facilitar el acceso a las nuevas oportunidades de formación. Para lo cual se deben por un lado 
difundir las oportunidades del mercado laboral, y por otro, poner en marchas mecanismos 
(becas, créditos, etc.) para que quien lo desee pueda acceder en igualdad de condiciones. Es 
necesario divulgar las posibilidades de tener una carrera profesional dentro de la nueva 
economía descarbonizada. Un estudio reciente confirma que el sector de las renovables 
representa una oportunidad para atraer, en particular, talento femenino43. 
c) Mecanismos de actuación 
Determinación de los perfiles profesionales necesarios en toda la cadena de valor para las 
tecnologías asociadas al desarrollo del Plan. 
Adecuación de los niveles de cualificación con las necesidades del mercado de trabajo derivado 
de la aplicación del PNIEC. 
Medidas destinadas a la concienciación y divulgación para llamar la atención de los futuros  es
profesionales sobre las oportunidades laborales que ofrece la transición energética.  o
 4 3   E d  u  c  a t  io  n    a  n  d   t r  a  in  i n  g    g a  p  s   i n    t h  e   r e  n  ewable energy sector; Lucas et al.; Solar Energy 173 (2018) 449–455.
111

d) Responsables 
Administración General del Estado (MITECO, IDAE,Ministerio de Educación y Formación Profesional, 
Instituto Nacional de las Cualificaciones (INCUAL), Servicio Público de Empleo Estatal (SEPES), MCI), 
Comunidades  Autónomas,  Entidades  Locales,  Agencias  de  la  Energía,  asociaciones  sectoriales 
renovables, asociaciones sectoriales industriales y del sector servicios, empresas de formación, 
sindicatos y colegios profesionales. 
 
Medida 1.18. Revisión y simplificación de procedimientos administrativos 
a) Descripción 
El retraso en la ejecución de los proyectos supone el encarecimiento de su promoción. Existe un riesgo 
de tramitación administrativa, ligado a plazos o trámites que dilatan o generan incertidumbre en la 
obtención de permisos sin necesariamente aportar mejoras o garantías de tipo ambiental, social o de 
adaptación al territorio. 
Por otra parte, los procedimientos administrativos actuales no se encuentran, en general, adaptados y 
diseñados para contemplar el despliegue de instalaciones híbridas en las que convivan distintas 
tecnologías de generación de energía renovable que pongan en valor las oportunidades para la 
integración en el territorio que suponen las nuevas tecnologías o modelos de organización. 
En conclusión, es necesaria la revisión de los procedimientos administrativos con el objetivo de 
agilizar los proyectos y evitar a los promotores cargas innecesarias. 
Deben revisarse: 
La tramitación de proyectos de instalaciones renovables nuevas, incluyendo la alternativa de 
proyectos híbridos que afecten a distintas tecnologías renovables, tanto para el vertido a red 
de su generación como para el autoconsumo parcial. 
Las barreras o vacíos normativos que impiden la participación de las comunidades energéticas 
locales en el sistema. 
b) Objetivos abordados 
Despliegue de energías renovables en tierra y en el mar, incluyendo proyectos híbridos. 
Despliegue de la generación descentralizada (autoconsumo y comunidades energéticas). 
Agilización y clarificación de procedimientos administrativos para proyectos renovables. 
Minimización del impacto sobre el territorio. 
c) Mecanismos de actuación 
Apertura de mesas de diálogo con las Comunidades Autónomas. 
Identificación de las mejores prácticas en los procesos administrativos de ámbito local, 
autonómico y estatal que sean claros, objetivos, efectivos y eficientes y que aporten valor a la 
hora de garantizar la protección del medio ambiente y el interés público y la adaptación de los 
proyectos a la realidad territorial. Este proceso debe contar con la corresponsabilidad de todos 
los actores para garantizar un desarrollo del potencial renovable equitativo en el conjunto del 
territorio. 
Actualización de procedimientos administrativos. 
Se buscará la adaptación de los procedimientos administrativos para que incluyan la  e.
tramitación de proyectos de hibridación con distintas tecnologías renovables. Igualmente, se  w.b
adecuará el procedimiento administrativo para las instalaciones de generación eléctrica en el  06ww
mreedduicoc iómna drien op,l aaz opsa dreti rt rdame iltaa ceiónne rpgaíar ae póllaictaaf oyr mlaas so dcee áenniscaayso, sc yo np rpoayertcitcousla dre a It+eDn+cii.ó n a la
112

Integración de las renovables en el territorio. 
El cumplimiento de los objetivos de desarrollo de renovables establecidos en este Plan debe 
ser compatible con el cumplimiento de la normativa relativa al patrimonio natural y la 
biodiversidad. En todo caso, se promoverán medidas adicionales como la creación de espacios 
para la conservación y fomento de la biodiversidad autóctona, con especial consideración a 
las especies en situación de vulnerabilidad. 
Para ello se elaborará desde el IDAE y antes del inicio del Plan, un manual de buenas prácticas 
que palíen o disminuyan los impactos medioambientales y paisajísticos de las instalaciones de 
generación eléctrica renovable que impliquen la ocupación de superficies amplias de terreno, 
con recomendaciones precisas sobre ubicación, construcción e integración, al objeto de 
preservar de manera relevante la biodiversidad, los servicios ecosistémicos y el paisaje. 
Guía de tramitación. 
Con el objetivo de facilitar la aplicación de los trámites existentes tanto para promotores como 
para los distintos organismos públicos que intervienen en ellos, desde el IDAE se publicará una 
guía que unifique en un solo documento la distinta normativa aplicable a la tramitación de 
proyectos  de  energía  renovable,  así  como  recomendaciones  y  mejores  prácticas.  El 
documento permitirá evitar errores de tramitación que requieran subsanaciones costosas en 
tiempo, así como identificar potenciales mejoras de cara a la revisión de los propios trámites. 
Simplificación de procedimientos. 
Se agilizará el procedimiento administrativo para la concesión de las autorizaciones que se 
precisan para la construcción y puesta en servicio de instalaciones de producción que utilizan 
fuentes de energías renovables, así como para facilitar la repotenciación de las instalaciones 
existentes, garantizando un procedimiento de concesión de permisos simplificado y rápido. Se 
definirá, en ese sentido, qué se entiende por modificación no sustancial, a los efectos de ser 
eximida de la obligación de obtención de autorización administrativa previa y de autorización 
de construcción, en desarrollo del artículo 53.2 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre. De esta 
manera se procederá a una simplificación adicional en los trámites de autorización de las 
instalaciones de producción. 
Autorización específica para proyectos experimentales. 
Se desarrollarán mecanismos para la autorización administrativa de proyectos de tipo 
experimental o destinados a bancos de pruebas, como aquellos descritos en la Medida 5.7 de 
este Plan, de modo que se puedan autorizar una envolvente o condiciones de contorno que 
deba cumplir el proyecto o los distintos elementos que en él se prueben, y que no requiera de 
una nueva tramitación completa cuando se modifiquen elementos específicos del mismo 
dentro de las condiciones fijadas. 
d) Responsables 
Administración General del Estado, Administración autonómica y local. 
   
113

Medida 1.19. Generación de conocimiento, divulgación y sensibilización 
a) Descripción 
Uno de los retos a los que se enfrenta el Plan es la rápida evolución tecnológica en el sector energético 
y en la lucha contra el cambio climático. Para el correcto diseño e implementación de las medidas y los 
mecanismos del Plan es preciso establecer un mecanismo para generar el conocimiento necesario. 
La transición hacia un sistema energético descarbonizado es un desafío tecnológico y social. La 
presente medida supone ahondar en la concienciación de los ciudadanos y sectores público y privado 
sobre la necesidad de abordar el proceso de descarbonización y difundir las herramientas, tecnologías 
o prácticas para reducir el consumo de energías fósiles, incrementar la aportación de energías 
renovables, reducir las emisiones de GEI y aprovechar el potencial de los sumideros de carbono. 
b) Objetivos abordados 
Participación proactiva de todos los actores en la transición energética. 
c) Mecanismos de actuación 
  Generación de conocimiento 
Datos e información objetiva y autorizada, cualitativa y cuantitativa, son de suma importancia para 
la toma de decisiones, así como para mantener la confianza tanto del sector como del público en 
general. En el ámbito de la transición energética el MITECO, por medio del IDAE u otros 
instrumentos institucionales, trabajará con los agentes del sector en la identificación de vacíos de 
información, así como en la superación de los mismos. Promoverá la realización de estudios y 
análisis tanto de la evolución y potencial de las tecnologías energéticas, tales como la elaboración 
de una Estrategia española para el desarrollo de la eólica marina. 
  Campañas de sensibilización a la ciudadanía 
Estudios realizados tanto por la AIE como por la IRENA, demuestran que una de las barreras para 
la aceptación social de las renovables es la persistencia de desinformación sobre ellas, debida entre 
otros factores a la falta de una voz común y de buenas prácticas en comunicación. Los mecanismos 
de actuación considerados incluyen: 
o Campañas de sensibilización del público en la feria internacional de la energía y el 
medioambiente (Genera) que se celebra en Madrid anualmente. 
o El MITECO, por medio del IDAE, en plena colaboración con el MITMA y otros instrumentos 
institucionales, identificará mensajes y trabajará con los profesionales de comunicación 
(periodistas y empresas del sector) para identificar un lenguaje común para las energías 
renovables, desmantelar los posibles prejuicios contra ellas e incrementar su aceptación 
social entre la ciudadanía. 
  Campañas de información y formación sectorial en materia de energía y clima 
Las energías renovables, a pesar de su enorme potencial de utilización, son todavía muy 
desconocidas en algunos sectores. Es necesario mejorar la información disponible acerca de ellas, 
en especial para que el sector industrial y el terciario conozcan los beneficios derivados de su uso. 
Las campañas de información y formación se podrán articular mediante colaboraciones con los 
sectores  objetivo  suscribiendo  convenios  entre  administraciones,  agencias  de  energía, 
asociaciones sectoriales renovables, asociaciones industriales, institutos tecnológicos, colegios 
profesionales o asociaciones de promotores de edificios del sector terciario. Por otra parte, la 
comunicación e información, así como la formación de profesionales en el sector de la eficiencia 
energética se abordan específicamente en las medidas 2.15 y 2.16 respectivamente. 
En el pasado, las campañas informativas ligadas al impulso de programas de desarrollo de 
tecnologías renovables en edificios e industrias han tenido un impacto significativo en cuanto a la  e.e
mejora de la percepción del usuario acerca de las ventajas del uso de dichas tecnologías. Esos  bo
pemropgrreasmaas sa sdoiscpiaodnaísa nq udee t ruantaab iam daeg egna rapnrotipzaiar  eqlu éex ietost dabe ala lsi goapdear aac iounne cs ornetarloizla ddaes .c alidad de las  2021-5106n https://www.
114

  Acceso a la información del consumo 
Como se recoge en la medida 4.6 Acceso a datos, la posibilidad por parte de la ciudadanía y de los 
sectores productivos de acceder a sus datos de consumo energético de forma sencilla e inmediata, 
así como de ceder dicha información a terceros, es necesaria para aprovechar el potencial de 
gestión de la energía, el impulso del autoconsumo y el desarrollo de nuevos servicios que faciliten 
la descarbonización. 
  Fomento de la inclusión de criterios ecológicos en la contratación pública 
Las autoridades públicas deben velar por adquirir mercancías, servicios y obras con un impacto 
medioambiental reducido durante su ciclo de vida, en comparación con el de mercancías, servicios 
y obras con la misma función primaria que se adquirían en su lugar. El impulso a la utilización de 
criterios “verdes” en la contratación, se apoya en los cambios que introduce respecto a las 
consideraciones medioambientales la Ley 9/2017, de 8 de noviembre, de Contratos del Sector 
Público. De igual manera, la creación de una Comisión Interministerial para la incorporación de 
criterios ecológicos en la contratación pública (Real Decreto 6/2018, de 12 de enero), junto con el 
Plan  de  contratación  pública  ecológica  (2018–2025),  servirán  de  elementos  tractores.  La 
contratación pública en los ámbitos de energías renovables y eficiencia energética se aborda de 
forma específica en las medidas 1.16 y 2.12 respectivamente. 
  Fomento del cálculo de la huella de carbono y su reducción 
Se promoverá a través de distintas vías. Una de las principales es el fomento de la participación de 
las organizaciones españolas en el cálculo de huella de carbono, compensación y proyectos de 
absorción de dióxido de carbono de carácter voluntario creado en 2014 mediante Real Decreto 
163/2014, de 14 de marzo. Se impulsará mediante vías de formación, difusión y elaboración de 
guías y herramientas. Otras líneas de trabajo consisten en la inclusión de la huella de carbono en 
la contratación pública, el cálculo de la huella de carbono de los departamentos ministeriales y la 
promoción del cálculo y reducción entre los municipios españoles. Finalmente se analizará la 
posibilidad de promocionar el cálculo y registro de la huella de carbono para determinados sujetos. 
d) Responsables 
Administración General del Estado (MITECO, IDAE, MCI), Comunidades Autónomas, Entidades Locales, 
Agencias de la Energía, asociaciones sectoriales renovables, asociaciones sectoriales industriales y del 
sector servicios, empresas de formación, sindicatos y colegios profesionales. 
 
   
115

3.1.3 Sectores sujetos al comercio de derechos de emisión 
Las políticas y medidas en estos sectores se enmarcan en la Directiva 2003/87/CE del Parlamento 
Europeo y del Consejo, de 13 de octubre de 2003, por la que se establece un régimen para el 
comercio de derechos de emisión de GEI en la Comunidad y por la que se modifica la Directiva 
96/61/CE del Consejo y en la Directiva (UE) 2018/410 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 
14 de marzo de 2018, por la que se modifica la Directiva 2003/87/CE para intensificar las 
reducciones de emisiones de forma eficaz en relación con los costes y facilitar las inversiones en 
tecnologías hipocarbónicas, así como la Decisión (UE) 2015/1814. 
En España, el régimen europeo de comercio de derechos de emisión viene regulado por la Ley 
1/2005, de 9 de marzo, así como por diversos reales decretos que la desarrollan. Este régimen 
afecta en nuestro país a alrededor de 900 instalaciones industriales y de generación eléctrica, 
así como a más de 30 operadores aéreos activos. 
Por otro lado, en España se ha implementado (a través de la Disposición Adicional cuarta de la 
Ley 1/2005) el art. 27 de la Directiva 2003/87/CE, que permite excluir del comercio de derechos 
de emisión los pequeños emisores y hospitales. Asimismo, en el año 2011, se adoptó el Real 
Decreto 301/2011, de 4 de marzo, sobre medidas de mitigación equivalentes a la participación 
en el régimen de comercio de derechos de emisión a efectos de la exclusión de instalaciones de 
pequeño tamaño que ha permitido que en el periodo 2013-2020 se hayan excluido 174 
instalaciones. 
Otro mecanismo del sistema europeo de comercio de derechos de emisión que los Estados 
miembros tienen la opción de implementar o no es el relativo a la compensación de los costes 
indirectos. En España, la Ley 1/2005 establece en su disposición adicional sexta que el Gobierno 
podrá crear un mecanismo para la compensación de los costes indirectos. Dicho mecanismo fue 
creado mediante el Real Decreto 1055/2014, de 12 de diciembre. Las ayudas que se conceden 
en aplicación de este Real Decreto se basan en las directrices de la Comisión sobre ayudas de 
estado en este ámbito (2012/C 158/04). 
Hasta la fecha se ha completado la tramitación de dos convocatorias de ayudas: en 2015, se 
destinaron 4 M€ para compensar los costes indirectos incurridos en 2015; y en 2017, se 
emplearon 6 M€ para compensar los costes indirectos de 2016 (nótese el cambio a un enfoque 
a año vencido). En ambos casos, los fondos disponibles estaban por debajo del 10% de los costes 
subvencionables de acuerdo con las directrices de la comisión; no obstante, los Presupuestos 
Generales del Estado de 2018 prevén una compensación adicional a los adjudicatarios de ayudas 
de la segunda convocatoria. En el momento de elaborar este Plan, se está desarrollando la 
tercera convocatoria, correspondiente a los costes incurridos en 2017 y dotada con 6 M€. 
Por último, en España el uso de los ingresos por la subasta de los derechos de emisión se ha 
establecido mediante norma con rango de ley. Así, la Disposición adicional quinta de la Ley 
17/2012, de 27 de diciembre, de Presupuestos Generales del Estado para el año 2013 prevé que 
el destino de esos ingresos sea financiar los costes del sistema eléctrico referidos al fomento de 
las energías renovables (en un 90% y hasta 450 M€) y otras medidas de lucha contra el cambio 
climático (en un 10% y hasta 50 M€).  e.
116

Al 23% de reducción de GEI en 2030 con respecto a los niveles de 1990, los sectores sujetos a 
comercio de derechos de emisión contribuyen con una reducción del 60% con respecto al año 
2005. 
Las medidas a implementar en estos sectores quedan recogidas en el apartado 3.1.2 anterior, 
en la dimensión de eficiencia energética y en la siguiente medida: 
Medida 1.20. Régimen europeo de comercio de derechos de emisión 
a) Descripción 
Las emisiones de GEI del sector de generación eléctrica y de la industria básica seguirán reguladas 
mediante la aplicación del régimen europeo de comercio de derechos de emisión. Las últimas reformas 
introducidas mediante la Directiva (UE) 2018/410 del Parlamento Europeo y del Consejo, fortalecen 
este régimen, configurándolo como una medida clave para el cumplimiento de los objetivos de la Unión 
en materia de cambio climático. 
En España, el régimen europeo de comercio de derechos de emisión viene regulado por la Ley 1/2005, 
de 9 de marzo, así como por diversos reales decretos que la desarrollan. Este régimen afecta en nuestro 
país a alrededor de 900 instalaciones industriales y de generación eléctrica, así como a más de 30 
operadores aéreos activos. Las emisiones de GEI sujetas a este régimen suponen en torno al 40% del 
total nacional. De cara a la aplicación a partir de 2021, el marco legislativo nacional debe ser adaptado 
a las últimas reformas. 
b) Mecanismos de actuación 
Ley 1/2005, de 9 de marzo y reales decretos que la desarrollan. 
c) Responsables 
MITECO. 
 
3.1.4 Sectores difusos 
Como se ha señalado en el apartado sobre objetivos, el presente Plan aborda las políticas y 
medidas necesarias para contribuir al objetivo europeo con una reducción del 23% de GEI en 
2030 con respecto a los niveles de 1990. Este esfuerzo en reducciones debe distribuirse entre 
sectores sujetos al comercio de derechos de emisión (generación eléctrica, refinerías y grandes 
industrias) y los sectores difusos o no sujetos al comercio de derechos de emisión, los cuales 
pueden a su vez subdividirse en: 
Difusos energéticos; residencial, comercial e institucional; transporte, e industria no 
sujeta al comercio de derechos de emisión. 
Difusos no energéticos; agrícola y ganadero, gestión de residuos y gases fluorados. 
Adicionalmente al cómputo de emisiones brutas totales deben considerarse las emisiones y 
absorciones de GEI resultantes del uso de la tierra, el cambio de uso de la tierra y la silvicultura 
(LULUCF). 
El Reglamento (UE) 2018/842 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de mayo de 2018,  es
sobre reducciones anuales vinculantes de las emisiones de GEI por parte de los Estados  o
miembros entre 2021 y 2030 que contribuyan a la acción por el clima, con objeto de cumplir los  06ww
Rcoemglapmroemnitsoo s(U cEo) nntºr a5í2d5o/s2 0e1n3 ,e el smtaabrlecoce  dloesl  oAbcjueetirvdoos  vdien cuPlaarníst,e sy  ppaorar  ceald aq uuen os de em loosd Eifsitcaad oesl 
117

miembros en reducción de las emisiones de GEI de los sectores difusos en el periodo 2021 a 
2030. Según éste, España debería reducir al menos sus emisiones de GEI en los sectores difusos 
para el año 2030 en un 26% con respecto a 2005. 
Sin embargo, la reducción global de emisiones de GEI del 23% en 2030 respecto al año 1990 
implica la necesidad de que los sectores difusos en su conjunto contribuyan con una reducción 
en el año 2030 en torno al 39% con respecto a los niveles del año 2005 con las medidas 
planteadas. 
Dentro de este grupo, los sectores de gestión de residuos, agricultura y ganadería, y gases 
fluorados (difusos no energéticos) contribuirán con una reducción respecto a sus niveles en 2005 
de aproximadamente el 28%, 18% y 33% respectivamente. 
Figura 3.1. Senda de emisiones difusas históricas y proyectadas 
300.000
250.000
2)
O
C
Mt200.000
s (
u150.000
Dif
on100.000
si
mi
E
50.000
0
56789012345678901234567890
00000111111111122222222223
00000000000000000000000000
22222222222222222222222222
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
El mencionado Reglamento define además la metodología de cálculo y la definición de una 
trayectoria de reducción lineal que se debe aplicar para establecer las asignaciones anuales de 
emisiones (AEAs por sus siglas en inglés) que cada Estado miembro puede emitir anualmente. El 
ciclo de reporte de las emisiones de inventarios implica que hasta el año 2020 no sea posible 
aplicar la metodología sobre los datos inventariados y verificados de emisiones difusas. En 
consecuencia, hasta entonces no se fijarán las AEAs de los Estados miembros. 
Por otro lado, este Reglamento establece que si un Estado miembro supera en emisiones sus 
asignaciones anuales podrá hacer un uso adicional de una cantidad, como máximo, igual a la 
suma de las absorciones netas totales y las emisiones de GEI netas totales de las categorías 
contables combinadas de tierras forestadas, tierras desforestadas, cultivos gestionados y pastos 
gestionados (LULUCF). El Reglamento establece además una serie de requisitos para poder hacer 
uso de esta flexibilidad. En el caso de España, la cantidad total que se puede utilizar a lo largo 
de todo el período 2021-2030 asciende a 29,1 MtCOeq. 
2
Las políticas concretas y medidas en los sectores energéticos (tanto difusos como sujetos a  es
comercio de derecho de emisión) se describen en los apartados correspondientes a las  bo
dimensiones de descarbonización/ renovables y de eficiencia energética.  06ww
118
Señalar, en ese sentido, que tal y como se ha señalado con anterioridad, el transporte-movilidad 
hace una aportación decisiva a la descarbonización de la economía prevista en este Plan. Es, 
tras el sector eléctrico, el que realiza la mayor mitigación de emisiones de gases de efecto 
invernadero, reduciendo 27 MtCOeq entre el inicio del Plan, 2021, y el final del mismo, 2030. 
2
La medida 2.1 en la Dimensión de Eficiencia Energética (3.2), detalla que, como consecuencia de 
la implantación generalizada, a partir del año 2023, de las almendras centrales en las ciudades 
españolas de más de 50.000 habitantes en las que el acceso de los vehículos más contaminantes 
estará restringido, se espera lograr un cambio modal que afecte al 35% de los pasajeros-
kilómetro que se realizan en la actualidad en vehículos convencionales. 
En cuanto a la identificación y establecimiento de las medidas para los sectores difusos no 
energéticos que se detallan a continuación, éstas han sido analizadas mediante el modelo M3E, 
que se describe en el Anexo B. Modelos. 
Medida 1.21. Reducción de emisiones de GEI en los sectores agrícola y ganadero 
a) Descripción 
A continuación, se describen las actuaciones identificadas para los sectores agrícola y ganadero, que 
en su conjunto forman una medida adicional para el escenario WAM (With Additional Measures) o 
Escenario Objetivo del PNIEC 2021-2030.  
a.1. Fomento de las rotaciones de cultivos herbáceos de secano 
Esta medida consiste en el fomento de rotaciones de cultivos herbáceos en secano, que incluyan 
leguminosa y oleaginosa, y que sustituyan el monocultivo de cereal. 
Los cultivos herbáceos forman parte, con frecuencia, de las rotaciones que se han venido utilizando 
tradicionalmente para conservar y mantener la fertilidad del suelo, mejorar el control de plagas, 
enfermedades y malas hierbas, así como para mantener un cierto grado de humedad en el mismo. La 
introducción de especies leguminosas en las rotaciones lleva implícita una mejora de los niveles de 
nitrógeno en el suelo, mejorando su estructura y fertilidad, lo que hace que cultivos posteriores 
necesiten menor aportación de fertilizantes nitrogenados. 
Por lo tanto, el cultivo de leguminosas tiene un efecto positivo sobre la mitigación del cambio climático, 
al conllevar una disminución de emisiones asociadas al uso y producción de ese tipo de fertilizantes. 
Además, desde el punto de vista de la adaptación al cambio climático, aumenta la resiliencia del suelo 
y de los cultivos, por lo que es una medida adecuada de adaptación, especialmente en sistemas de 
secano. 
En todo caso, se mantendrán los linderos y ribazos en las rotaciones, junto con las parcelas naturales 
de la matriz agrícola, con lo que además de reforzar el objetivo de absorción de CO2, se mejorará e 
incrementará la preservación de la biodiversidad (mayor diversidad vegetal, mayor refugio y recurso 
trófico), y el paisaje rural. 
a.2. Ajuste del aporte de nitrógeno a las necesidades del cultivo 
La medida propuesta consiste en la elaboración de un plan de fertilización que tenga en cuenta las 
necesidades del cultivo, de tal manera que se utilicen fertilizantes orgánicos e inorgánicos en las dosis 
y momentos adecuados. 
En el plan de fertilización se contemplará el fraccionamiento de los aportes, la utilización de productos 
que ayuden a controlar la liberación de nutrientes y disminuyan las emisiones, el fomento de la 
fertirrigación y, siempre que sea posible, se favorezcan las técnicas de localización del riego y la  s
optimización en el empleo de la maquinaria. Además, se fomentará el uso de estiércoles y purines de  e.
manera racional, lo que se encuadra dentro de la Estrategia de Economía Circular, al incluirlos de nuevo  w.b
en la cadena de producción.  06ww
Las emisiones que se reducen son las de óxido nitroso (N2O) debidas a la fertilización inapropiada.
119

a.3. Vaciado frecuente de purín en alojamientos de porcino 
La medida consiste en el vaciado frecuente de los fosos situados por debajo de los lugares de 
confinamiento en las instalaciones de porcino. Se considera vaciado frecuente aquel que se realiza al 
menos una vez al mes. La técnica de referencia consiste en el vaciado de los fosos al final de la fase o 
cuando están llenos. Este vaciado frecuente reduce las emisiones de NH3, CH4 y N2O. 
Estas mejoras en el manejo de los purines y estiércoles en los alojamientos para las diferentes 
categorías animales de porcino y bovino, dan lugar a una reducción de las emisiones producidas en el 
interior de los alojamientos. 
a.4. Cubrimiento de las balsas de purines 
Esta medida consiste en el cubrimiento de las balsas de purines en las nuevas instalaciones de porcino 
y bovino. 
Se tendrá en cuenta que la cantidad de metano generada por un sistema específico de gestión del 
estiércol se ve afectada por el grado en que se encuentren presentes las condiciones anaeróbicas, la 
temperatura del sistema y el tiempo de retención del material orgánico en el sistema. 
El cubrimiento total de las balsas de purines reduce en más de un 90% las emisiones de NH3 y los olores. 
a.5. Separación sólido-líquido de purines 
La medida propuesta consiste en la separación sólido-líquido de purines con posterior almacenaje de 
sólidos y vaciado de la fracción líquida en lagunas anaeróbicas no cubiertas en zonas de alta 
concentración ganadera (porcino y bovino). Esta fracción líquida se empleará para riego, aprovechando 
su valor fertilizante. 
La separación sólido-líquido, además de permitir una mejor gestión de los estiércoles, facilita 
tratamientos posteriores y disminuye las emisiones de GEI. 
El almacenamiento de la fracción sólida presenta un factor de conversión en metano (MCF) menor al 
correspondiente al almacenamiento del estiércol líquido, y la fracción líquida obtenida tiene una menor 
cantidad de sólidos volátiles comparada con la original, de forma que se reduce la emisión de metano. 
a.6. Fabricación de compost a partir de la fracción sólida del purín 
La medida propuesta es la fabricación de abono orgánico (compost) a partir de deyecciones de porcino 
y bovino en zonas de alta concentración ganadera. 
En el compostaje, la acción de las bacterias aeróbicas oxida el nitrógeno amoniacal, con lo que se 
reducen las emisiones de NH3. Además, este proceso permite la estabilización de los residuos mediante 
una fermentación aerobia que genera CO2 (que no se tiene en cuenta en el balance final, ya que 
proviene de biomasa) y pequeñas cantidades de CH4 y N2O, en comparación con otras técnicas que 
generan más GEI. 
El compost producido es una enmienda orgánica que mejora la fertilidad y características del suelo, ya 
que ayuda a fijar el carbono en el mismo. 
Asimismo, se adoptarán medidas encaminadas a la reducción de la quema de rastrojos, con el objeto 
de disminuir los efectos nocivos en la salud de la emisión de partículas. 
b) Mecanismos de actuación 
Medidas regulatorias del MAPA y/o intervenciones en el Plan Estratégico de la Política Agrícola Común 
(PAC). 
c) Responsables 
MAPA, conjuntamente con las Comunidades Autónomas de acuerdo con la distribución competencial  s
de España.  e.
  06www.
120

Medida 1.22. Reducción de emisiones de GEI en la gestión de residuos 
a) Descripción 
A continuación, se describen las actuaciones identificadas para el sector residuos, que en su conjunto 
forman una medida adicional para el escenario WAM o Escenario Objetivo del PNIEC, 2021-2030. 
a.1. Compostaje doméstico o comunitario 
Se trata de la separación en origen del biorresiduo o fracción orgánica de los residuos urbanos (FORU) 
para su reciclado in situ, mediante compostaje doméstico o comunitario. La medida va destinada a 
familias, colegios, o comunidades de propietarios, en ámbitos rurales, semiurbanos y urbanos. 
La implementación de la medida conlleva la distribución de compostadores entre la población objetivo, 
así como una campaña de concienciación/formación en los hogares y comunidades implicados para 
asegurar el éxito de la medida. Como resultado se evita el envío de biorresiduo al vertedero, se reduce 
la frecuencia de recogida de la fracción resto y se obtiene compost de buena calidad. 
a.2. Recogida separada de biorresiduo con destino compostaje 
Esta medida tiene como población objetivo los entornos semiurbanos principalmente y parte de 
entornos urbanos. El universo de la medida es la cantidad total de materia orgánica y restos vegetales 
de la población, tanto domésticos como de grandes productores, que son depositados en vertedero. 
La implementación requiere una nueva estrategia en el modelo de recogidas, la renovación de la flota 
según los casos y la construcción o remodelación de plantas de compostaje en función de la población 
atendida. Las reducciones vienen de la detracción de biorresiduos con destino a vertedero y de la 
disminución en la frecuencia de recogida. 
a.3. Recogida separada de biorresiduo con destino a biometanización 
Se trata de la implantación de un sistema de recogida separada del biorresiduo, pero en este caso con 
destino a una planta de biometanización, para su utilización como biocombustible. La población 
objetivo es eminentemente urbana, ya que se estiman plantas con capacidad de más de 40.000 t. 
La mitigación en este caso se realiza en dos vertientes, una de ellas homóloga a las anteriores por 
disminución de la frecuencia de recogida y evitar el biorresiduo en vertedero, y por otra el ahorro que 
supone la utilización de una energía renovable. 
a.4. Reducción de desperdicio alimentario 
La medida propuesta consiste en el desarrollo de la Estrategia nacional “Más alimento, menos 
desperdicio”, a través de 8 áreas de actuación que permitan reducir el desperdicio de alimentos en 
todos los eslabones de la cadena alimentaria, consiguiendo cambios reales en las actitudes, los 
procedimientos  y  sistemas  de  gestión.  Incluye,  entre  otras  actuaciones,  campañas  de 
información/concienciación  para  promocionar  pautas  de  compra,  conservación  y  preparación 
responsable de los alimentos, acuerdos voluntarios, revisión de normativa, elaboración de guías y 
orientaciones y fomento de la I+i+c. 
Esta medida se enmarca en la prevención en la generación de residuos. A nivel internacional se 
contempla en los Objetivos de Desarrollo Sostenible. El ODS 12.3 pretende reducir a la mitad el 
desperdicio de alimentos en las etapas de consumo, y limitar las pérdidas y el desperdicio en 
producción primaria, transformación y distribución. 
La UE ha creado una Plataforma para avanzar en la consecución de este objetivo, y también se 
encuentra recogido en el Plan de Acción para una Economía Circular de la UE. A nivel nacional, el MAPA 
ha cuantificado en 1.229.509 toneladas los alimentos tirados a la basura en 2017, por medio del Panel 
de cuantificación del desperdicio alimentario en hogares. 
a.5. Incremento de la recogida separada de papel en el canal municipal  bo
Esta medida consiste en incrementar la recogida y reciclaje de papel en el canal municipal (hogares,  06ww
ppueqeduee ñcoo ncsoidmeerarcrisoe,  cHoOmRoE fCrAac, ceiódnif iocirogsá,n bicaan dceo slo ys  roefsicidinuaoss) .s óElli dpoasp, edle, baeu ncoqnusei deenr atrésrem seinpoasr agdeanméreincotes 
121

por varias razones: cuenta con un canal de recogida propio, su mayor potencial para recogida selectiva 
y reciclaje y tiene un potencial emisor de metano superior al biorresiduo. 
Las reducciones se consiguen al evitar el depósito en vertedero del papel recogido. De manera 
complementaria se han contabilizado las reducciones derivadas del uso de pasta reciclada en vez de 
virgen. 
La medida contempla la implantación de la recogida selectiva de papel en el canal municipal con 
especial  énfasis  en  colegios,  universidades  y  administraciones,  mediante  la  implantación  de 
contenedores específicos y de refuerzo de la recogida en su caso, con destino al reciclaje del papel. 
a.6. Incremento de la recogida separada de aceite de cocina doméstico usado 
La medida se centra en la recogida separada del aceite de los hogares, ya que en hostelería tiene un 
grado de implantación suficiente. Serían los ayuntamientos los encargados de implementar el modelo 
de recogida que se adapte a su municipio. 
Los aceites de cocina usados son valiosos como materia secundaria para la fabricación de biodiésel. Así, 
esta medida contribuye no solo a la reducción de emisiones derivadas de su inadecuada gestión, sino 
que además aporta otros beneficios como son la contribución a los objetivos de energías renovables y 
biocarburantes avanzados y la reducción del riesgo de contaminación de aguas y acuíferos. 
a.7. Incremento de la recogida separada de textiles 
Aunque ya hay una parte de este flujo de residuos que se recoge de manera separada para su 
reutilización y reciclado, la preocupación por los residuos textiles ha llevado a la UE a establecer un 
objetivo de recogida separada para este material. Los textiles representan el 6% de la fracción resto 
que se deposita en vertedero en España y la mitad son fibras naturales. 
La medida consiste en la recogida separada de ropa y textiles usados mediante contenedores en la calle 
u otras instalaciones para su reutilización y reciclado, evitando su depósito en vertedero, donde las 
fibras naturales emiten metano como consecuencia de su descomposición. En muchas ocasiones la 
implementación de estas medidas se asocia, además, a otros beneficios de interés social. 
El universo se ha estimado en base a la caracterización de la fracción resto del Plan Estatal Marco de 
Gestión de Residuos (PEMAR) 2016-2022. 
a.8. Gestión del biogás fugado en vertederos sellados 
Durante un periodo histórico importante, la gestión de los residuos en España ha sido el depósito en 
vertedero, por lo que existe un importante activo de vertederos sellados de acuerdo a la normativa, 
pero en los que aún hay una cantidad considerable de fugas de biogás. En estos casos se plantea la 
cobertura de la superficie del vertedero con las denominadas cubiertas oxidantes, en las que hay 
bacterias metanotrofas capaces de oxidar el metano que atraviesa la cubierta. Actualmente existen 
diversos métodos que se pueden ajustar a las características del vertedero sobre el que se quiere 
actuar. La medida consiste en aplicar cubiertas oxidantes a la superficie de los vertederos objetivo, 
estimando una ratio de oxidación por superficie, conservador, en base a estudios y proyectos en la 
materia. 
a.9. Utilización de restos de poda de cultivos leñosos como biomasa 
Esta medida consiste en utilizar los residuos de poda como biomasa para su uso por empresas de 
cogeneración (usos eléctricos) o en la producción de pellets (usos térmicos), lo que sustituirá 
combustibles fósiles. 
Se reducen así las emisiones de CH4 y N2O generadas por la quema de residuos de cultivos leñosos. Se 
considera fundamentalmente el olivar y el viñedo, por la mayor superficie de cultivo y poda, en tamaño 
y volumen, que origina. 
Se estudiará, además, la ampliación a otros restos de cultivos teniendo en cuenta sus diferentes usos  s
ya sea alimentario, para mejora del carbono orgánico de suelo, o para uso como biomasa.  e.
EPsrotag rmamedai dnaa ccioonnlalel vdae  aludcehma ácso nutnraa  rlae dcuocnctiaómn inimacpioórnt aantmteo esnfé rciucaan. to a partículas contribuyendo así al  2021-5106n https://www.
122

b) Mecanismos de actuación 
Modificación de la Ley 22/2011, de 28 de julio, de residuos y suelos contaminados para acelerar la 
transposición de la modificación de la Directiva Marco de Residuos y adelantar la obligatoriedad de la 
recogida separada de los biorresiduos para antes del 31 de diciembre de 2020 para los municipios de 
más de cinco mil habitantes, y antes del 31 de diciembre de 2023, para el resto de municipios. 
Proyecto normativo para la regulación de los criterios de fin de la condición de residuo para el compost 
y el digerido, del compostaje doméstico y comunitario, y de los requisitos para la valorización de 
residuos orgánicos en el suelo mediante la utilización de restos de poda de cultivos leñosos. 
Ayudas a Residuos vía Planes de impulso al medio ambiente (PIMA) y Plan estatal marco de gestión de 
residuos (PEMAR). 
Proyecto de Real decreto para incluir la restricción del vertido de las fracciones de residuos recogidas 
separadamente, incorporando la obligatoriedad establecida en la Directiva (UE) 2018/850 del 
Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de mayo de 2018, por la que se modifica la Directiva 
1999/31/CE relativa al vertido de residuos. 
Estrategia  nacional  “Más  alimento,  menos  desperdicio”  2017-2020  disponible  en 
www.menosdesperdicio.es. 
Fortalecimiento de la obligatoriedad de recogida separada de los materiales para los que era 
obligatorio en la Ley 22/2011, de 28 de julio (papel, plástico, virio y metales) en otros entornos 
diferentes a los hogares, en revisión de la Ley 22/2011, de 28 de julio, para transponer la Directiva 
2018/851/UE por la que se modifica la Directiva 2008/98/CE. 
Orden Ministerial para el desarrollo de los criterios de fin de condición de residuo para los residuos de 
papel recogido separadamente, y aprobación de los mismos. 
Orden Ministerial para el desarrollo de los criterios para determinar cuándo los ésteres metílicos de 
ácidos grasos (biodiesel), producidos a partir de aceites de cocina usados o de grasas animales para su 
uso como biocarburante en automoción o como biocombustible en equipos de calefacción, dejan de 
ser residuos. 
Otras medidas regulatorias del MAPA y/o intervenciones en el Plan estratégico de la PAC. 
c) Responsables 
MAPA y MITECO conjuntamente con las Comunidades Autónomas de acuerdo con la distribución 
competencial de España. 
 
   
123

Medida 1.23. Reducción de emisiones de GEI relacionadas con gases fluorados 
a) Descripción 
a.1. Sustitución de instalaciones que utilizan gases fluorados de alto potencial de calentamiento 
(PCA) por otras instalaciones que utilizan gases de bajo o nulo PCA 
Consiste en la sustitución de equipos que utilizan HFC de alto potencial de calentamiento (sobre todo 
equipos de refrigeración/climatización) por equipos alternativos que utilicen gases refrigerantes de 
nulo o bajo potencial de calentamiento (CO2, NH3, Hidrocarburos o gases fluorados de bajo potencial 
de calentamiento como el R32 o los HFO). Es una medida que actúa sobre el banco total de HFC 
existente. 
a.2. Reducción de emisiones de HFC mediante actuaciones en instalaciones existentes que utilizan 
HFC 
Consiste en la reducción de las emisiones de instalación existentes a través de medidas que reducen 
las emisiones de HFC asociadas a fugas de estos equipos. Las medidas son la implementación de 
controles periódicos, sistemas de control automático de fugas, “retrofit”, reconversión de instalaciones 
existentes de gases fluorados de alto potencial de calentamiento a otros gases fluorados de bajo PCA 
compatibles con la instalación, así como cierre de muebles frigoríficos en establecimientos de 
refrigeración comercial que reducen la carga de gases fluorados utilizados. 
a.3. Recuperación y gestión de los gases fluorados al final de la vida útil de los equipos 
Consiste en la recuperación y gestión posterior de los gases fluorados al final de la vida útil de los 
equipos que los utilizan, priorizando la regeneración y reciclado sobre otras opciones de gestión. 
Recuperando el gas refrigerante y gestionándolo de manera apropiada se evita que la carga en su 
totalidad sea emitida a la atmósfera. 
a.4. Fomento del uso de refrigerantes ligeramente inflamables de bajo potencial de calentamiento 
Consiste en la revisión de los estándares de seguridad en refrigeración y climatización que va posibilitar 
un mayor uso de los refrigerantes A2L ligeramente inflamables de bajo PCA (como el R32 y los HFO) 
especialmente en el sector de la climatización doméstica. El universo de la medida lo constituyen las 
ventas de equipos climatizados domésticos en España. 
b) Mecanismos de actuación 
Impuesto sobre los gases fluorados de efecto invernadero (Ley 16/2013, de 29 de octubre, 
por la que se establecen determinadas medidas en materia de fiscalidad medioambiental y se 
adoptan otras medidas tributarias y financieras). 
Reducción gradual mediante sistema de cuotas conforme al Reglamento (UE) nº 517/2014 
del Parlamento Europeo y del Consejo de 16 de abril de 2014 sobre los gases fluorados de 
efecto invernadero y por el que se deroga el Reglamento (CE) nº 842/2006. 
Real Decreto 115/2017, de 17 de febrero, por el que se regula la comercialización y 
manipulación de gases fluorados y equipos basados en los mismos, así como la certificación 
de los profesionales que los utilizan y por el que se establecen los requisitos técnicos para las 
instalaciones que desarrollen actividades que emitan gases fluorados. 
Acuerdo voluntario para una gestión integral del uso del SF6 en la industria eléctrica más 
respetuosa con el medio ambiente. 
Modificación del Real Decreto 138/2011, de 4 de febrero, por el que se aprueban el 
Reglamento  de  seguridad  para  instalaciones  frigoríficas  y  sus  instrucciones  técnicas 
complementarias. 
c) Responsables  s
MITECO y MINCOTUR.  o
  
124

3.1.5 LULUCF (Reglamento 2018/841) 
En el sector LULUCF las previsiones en el escenario tendencial apuntan a una saturación en la 
capacidad de absorción de CO por los sumideros naturales, atribuible a un conjunto de causas 
2
diversas entre las que cabe destacar los impactos del cambio climático en el sector forestal 
español (aumento de temperatura y menor disponibilidad hídrica, especialmente), la escasez de 
superficie  con  instrumentos  de  gestión  específicos  para  aumentar  la  capacidad  de 
almacenamiento de CO, una baja tasa de repoblaciones forestales en la actualidad o el 
2
incremento generalizado del riesgo de desertificación en todo el territorio. 
Las medidas propuestas en sumideros forestales y agrícolas tratan de revertir esta tendencia, 
aunque debido a la propia cualidad de los sumideros naturales estas medidas requieren tiempo 
para mejorar las absorciones generadas, al tiempo que se asegura el mantenimiento de las 
funciones sociales, ecológicas y económicas de los ecosistemas terrestres, como se muestra en 
la figura 3.2, por lo que es importante considerar el efecto de estas medidas a largo plazo, más 
allá del año 2030. 
Figura 3.2. Evolución de emisiones/absorciones de CO2eq en el sector LULUCF. 
Histórico y proyección a 2030 y 2050 (kt) 
0246802468024680246802468024680
9999900000111112222233333444445
9999900000000000000000000000000
1111122222222222222222222222222
0,00
-5.000,00
-10.000,00
-15.000,00
-20.000,00
-25.000,00
-30.000,00
-35.000,00
-40.000,00
-45.000,00
Histórico Tendencial 2021-2030 Tendencial 2031-2050
Objetivo 2021-2030 Objetivo 2031-2050
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Las medidas propuestas en sumideros forestales y agrícolas generarían unas absorciones 
adicionales de 0,96 MtCO2eq en 2030 respecto al escenario tendencial (0,78 MtCO2eq en 
sumideros forestales y 0,18 MtCOeq en sumideros agrícolas), si bien, como se ha reseñado, el 
2
efecto de estas medidas es más efectivo cuanto mayor sea el plazo considerado. Además, es 
necesario destacar su beneficio en otros aspectos clave como el mantenimiento y mejora de las 
funciones ecosistémicas o la creación de empleo rural. 
Atendiendo a las normas de contabilidad establecidas en el Reglamento (UE) 2018/841 para las 
emisiones y absorciones en las categorías de tierras forestadas, tierras deforestadas, tierras 
forestales gestionadas, tierras agrícolas gestionadas y pastizales gestionados (con la inclusión de  e.
humedales gestionados a partir de 2026, para los que se prevé incluir medidas a largo plazo  w.
daléinbeitaod”a, sp coor nla l aq uEset rsaet geagriaa nat Lizaar gqou eP llaazso e 2m0i5s0io),n Eessp naoñ ae xpcreedvaén e lla csu ambpsolimrciieonnteos ,d cea llacu rleagdlaas d ceo “mnoo   2021-5106n https://ww
125

la suma del total de las emisiones y del total de las absorciones de su territorio en las categorías 
contables mencionadas. 
Asimismo, con estas mismas normas de contabilidad, España espera superar los 29,1 MtCO a 
2
lo largo del periodo 2021-2030 establecidos en el Reglamento (UE) 2018/842 como flexibilidad 
para conseguir las reducciones anuales vinculantes de las emisiones de GEI. 
No obstante, no se prevé hacer uso de esta flexibilidad para lograr los compromisos adquiridos 
por España a 2030 en el presente plan. 
Tabla 3.2. Proyección de la contabilidad LULUCF según Reglamento (UE) 2018/841 de las 
emisiones/absorciones de CO2eq acumuladas en el periodo 2021-2030 
Estimación 2021-2030  Principio de contabilidad  Contabilidad 2021-
Categoría 
(ktCO2eq)  2021-2030  2030 (ktCO2eq ) 
Tierras deforestadas  4.104  KP2 gross-net  4.104 
Tierras forestadas  -23.479  KP2 gross-net  -23.479 
Tierras forestales gestionadas  -298.214  FRL (-296.903 ktCO2eq)  -1.311 
Net-net media 2005-2009 
Tierras agrícolas gestionadas  -18.324  -33.834 
(15.510  ktCO2eq) 
Net-net media 2005-2009 (-
Pastizales gestionados  2.254  15.284 
13.030  ktCO2eq) 
Net-net media 2005-2009 
Humedales gestionados  341  71 
(270 ktCO2eq) 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
   
126

Medida 1.24. Sumideros forestales 
a) Descripción 
A continuación, se describen las actuaciones identificadas para los sumideros forestales que en su 
conjunto forman una medida adicional para el escenario WAM o Escenario Objetivo del PNIEC 2021-
2030. 
a.1. Regeneración de sistemas adehesados 
El principal problema en la actualidad en la conservación de las dehesas es la ausencia de regeneración 
del arbolado dominante. Esto se debe a diversas causas como el sobrepastoreo, la falta de planificación 
de la gestión silvopastoral, el excesivo aprovechamiento de leñas, la excesiva carga cinegética, los 
incendios forestales o la incidencia, en los últimos años, de la podredumbre radical y otros factores que 
provocan decaimientos que coloquialmente se encuadran bajo la denominación de seca. Estos factores 
han provocado un estado de conservación desfavorable en las dehesas españolas y otros sistemas 
adehesados, con densidades de arbolado inadecuadas. 
Esta medida tiene por objetivo regenerar las dehesas y otros montes abiertos para que sean 
considerados sistemas silvopastorales y contabilicen plenamente el efecto sumidero, con el doble fin 
de perpetuar estos ecosistemas, uno de los principales activos naturales de España desde el punto de 
vista social, económico y ambiental, y evitar costes y pérdidas de CO2, tanto en la biomasa arbórea 
como en el suelo. 
a.2. Fomento de choperas y especies autóctonas en sustitución de cultivos agrícolas en zonas 
inundables 
Esta medida tiene por objeto fomentar, en ocasiones, el cultivo racionalizado de chopos, teniendo en 
cuenta su importancia para la economía nacional y su contribución ambiental en términos de absorción 
de CO2 junto con su potencial de cara a la estabilización de riberas y compatibilidad con inundaciones 
y encharcamientos regulares. Esto último le hace ser un cultivo adecuado para zonas de inundación. 
Además, al situarse en terrenos de transición entre terrenos agrícolas y las riberas de los ríos, actúa 
como filtro natural de las aguas de escorrentía y excedentes de riego con abonos y productos 
fitosanitarios. 
Al mismo tiempo, esta medida tiene por objeto impulsar el efecto de sumidero forestal mediante el 
desarrollo preferente de formaciones y especies autóctonas y estructuralmente complejas, evitando 
en la medida de lo posible la orientación hacia los monocultivos. Además, en aquellas actuaciones de 
recuperación de vegetación de ribera y estabilización de cauces para crear sumideros forestales, se 
respetará el objetivo de la Directiva Marco del Agua en relación al mantenimiento y consecución del 
buen estado de las masas de agua, indicadores hidromorfológicos y de vegetación de ribera. Es decir, 
siempre que sea posible se buscará recuperar los ecosistemas ribereños autóctonos. 
Para esta medida se implantarán especies autóctonas estructuralmente complejas (y en ocasiones 
nuevas choperas), en zonas inundables con un periodo de retorno de 10 años, según el mapa de riesgo 
de inundación de origen fluvial a la actividad económica (Sistema Nacional de Cartografía de Zonas 
Inundables, SNCZI). 
a.3. Creación de superficies forestadas arboladas 
Los bosques desempeñan un papel central en el ciclo global del carbono, pues lo capturan de la 
atmósfera a medida que crecen y lo almacenan en sus tejidos. Debido a su enorme biomasa, los 
bosques constituyen uno de los más grandes sumideros de carbono. Asimismo, generan bienes y 
productos de gran importancia para la sociedad (biodiversidad, protección del ciclo hidrológico, 
empleo, productos…). 
En esta medida se consideran el fomento de las actividades de forestación (conversión, por actividad 
humana directa, de tierras que carecían de bosque, durante un período de al menos 50 años, en tierras 
forestales  mediante  plantación,  siembra  o  fomento  antrópico  de  la  regeneración  natural)  y  e.
reforestación (conversión por actividad humana directa de tierras no boscosas en boscosas mediante  b
plantación, siembra o fomento antrópico de la regeneración natural, en tierras que estuvieron  06ww
forestadas pero que actualmente están deforestadas).
127

a.4. Ejecución de labores silvícolas para prevención de incendios forestales 
En la actualidad nos encontramos con un entorno forestal muy propenso a los incendios, en el que los 
medios de extinción están alcanzando techos de efectividad. Resulta, por tanto, indispensable 
incrementar la atención hacia aquellas labores preventivas que contribuyan a disminuir los riesgos y a 
facilitar las tareas de extinción. 
Esta medida considera los trabajos necesarios para la reducción y control de combustibles forestales, 
haciendo más resistentes los montes al inicio y propagación del fuego y facilitando la extinción en caso 
de producirse un incendio. El control del combustible se consigue por la ruptura de la continuidad 
espacial de vegetación, mediante desbroces, podas, aclareos, etc., en especial en zonas de difícil 
mecanización. 
Son varios los peligros que conllevan los incendios forestales, además de la pérdida de carbono fijado 
en la biomasa y la generación de emisiones de gases adicionales (CH4, N2O, NOx y CO) por combustión 
incompleta, como son la pérdida de carbono orgánico del suelo y la consecuente erosión, o el gasto 
público que supone actuar en la extinción. 
El método de trabajo se basa en la aplicación de técnicas por personal especializado, proponiendo y 
aplicando medidas específicas y equilibradas que sirvan de control y mejora de la vegetación teniendo 
en cuenta la conciliación de intereses de los distintos colectivos presentes en el territorio. 
a.5. Pastoreo controlado en áreas estratégicas para la prevención de incendios forestales 
Esta medida se centra también en la prevención de incendios forestales, pero proponiendo la 
integración de actividades planificadas de pastoreo en la prevención de los incendios, como una 
herramienta complementaria más. 
El pastoreo controlado en áreas pasto-cortafuegos constituye una práctica agraria sostenible, en la que 
el ganado colabora a reducir los riesgos de incendio y cumple una función ecológica importante en el 
monte mediterráneo. Además, su incorporación al conjunto de herramientas de manejo del monte 
estimula la vigilancia y el interés de la población local por la conservación del mismo, fomentando el 
trabajo coordinado entre técnicos y ganaderos, lo que refuerza la prevención social de los incendios. 
El pastoreo en áreas cortafuegos se muestra, por tanto, como una herramienta útil en la prevención de 
incendios, al tiempo que ofrece externalidades ambientales y sociales muy positivas, lo que lo 
convierte, en definitiva, en un valioso sistema de gestión del territorio. 
a.6. Fomento de gestión forestal sostenible en coníferas, aplicación de régimen de claras para 
incrementar el carbono absorbido 
Además del aumento de la superficie forestal mediante plantación y cambios de uso del suelo, es 
posible aumentar la capacidad de acumulación de biomasa de los sistemas forestales ya establecidos 
mediante la aplicación de distintas propuestas de gestión. 
Las claras, entendidas como reducción de la densidad de individuos de una misma especie, son la 
intervención silvícola intermedia fundamental en la gestión de los sistemas forestales. Entre sus 
objetivos están reducir la competencia, mejorar el vigor individual de los árboles, regular la 
composición específica, anticipar y maximizar la producción a final del turno, y aumentar el valor y 
dimensiones de los productos. 
Desde el punto de vista de la fijación de CO2 existen numerosas evidencias científicas de que, aunque 
la clara supone una reducción del arbolado existente en el bosque, la aplicación de determinados 
esquemas puede incrementar el total del CO2 absorbido por el bosque a lo largo del ciclo productivo. 
Esta medida fomenta el establecimiento de planes de gestión que aseguren la ejecución de un plan de 
claras adecuado, cuantificando la mejora que supondría en términos de absorción de CO2, sin 
cuantificar otros beneficios asociados (mejora de sanidad forestal, reducción de incendios forestales…). 
a.7. Restauración hidrológico-forestal en zonas con alto riesgo de erosión 
La restauración hidrológico-forestal comprende el  conjunto de actuaciones necesarias para la  s
conservación, defensa y recuperación de la estabilidad y fertilidad de los suelos, la regulación de  oe.
escorrentías, la consolidación de cauces y laderas, la contención de sedimentos y, en general, la defensa  w.
del suelo contra la erosión, actuaciones que consiguen retener el carbono orgánico de los suelos así  06ww
clao cmoon soetrrvoasc eiófenc yto rse csuinpéerrgaiccoiósn t adlee sla c boimodoi vlae rdseidfeands ya  eclo enntrraiq luae dceimseiertniftioc adceiól pna, isseaqjeu.í as e inundaciones,
128

La medida consiste en la realización de estructuras destinadas a la corrección y a la estabilización de 
cauces en zonas de alto riesgo de erosión (según el mapa de riesgo de desertificación del Plan de acción 
nacional contra la desertificación), sin considerar la repoblación forestal de esos terrenos por estar 
esas actuaciones consideradas en una medida aparte. 
b) Mecanismos de actuación 
Posibles intervenciones a desarrollar en el marco del futuro Plan Estratégico de la PAC en 
España. 
Inclusión, en su caso, de algunas intervenciones en los Planes Hidrológicos de Cuenca de tercera 
generación y en los planes de gestión del riesgo de inundaciones. 
Armonización de los cánones de utilización del dominio público hidráulico para incentivar en 
zonas habilitadas la plantación de choperas. 
Impulso de instrumentos de financiación público-privada orientados a promover la creación de 
contratos territoriales que desarrollen medidas de prevención de incendios forestales. 
Análisis y estudio de la fiscalidad forestal para promover la gestión activa de las masas 
forestales y reducir así el riesgo de incendios forestales. 
Impulso de instrumentos de financiación público-privada orientados a promover la creación de 
contratos territoriales que desarrollen medidas para facilitar el pastoreo en terrenos forestales. 
Fomento de tratamientos silvícolas intermedios para la mejora en la obtención de productos 
forestales de mayor valor añadido y la valorización energética de residuos forestales. 
Desarrollo y ejecución del Plan de actuaciones prioritarias de restauración hidrológica 
forestal. 
Desarrollo y ejecución del Inventario Nacional de Suelos. 
c) Responsables 
MAPA y MITECO, conjuntamente con las Comunidades Autónomas, de acuerdo con la distribución 
competencial de España. 
 
   
129

Medida 1.25. Sumideros agrícolas 
a) Descripción 
A continuación, se describen las actuaciones identificadas para los sumideros agrícolas que en su 
conjunto forman una medida adicional para el escenario WAM o Escenario Objetivo del PNIEC 2021-
2030. Son además relevantes por las sinergias que presentan para una mejor adaptación del sector 
agrario a los impactos del cambio climático y están por tanto alineadas con el Plan Nacional de 
Adaptación al Cambio Climático. 
a.1. Fomento de la agricultura de conservación (siembra directa) 
Esta medida consiste en la aplicación de técnicas de agricultura de conservación, con lo que se logra un 
incremento de las absorciones de CO2 por los suelos agrícolas y una reducción de las emisiones 
derivadas de la utilización de gasóleo por la maquinaria agrícola. La medida es adecuada tanto desde 
el punto de vista de la mitigación, como de la adaptación al cambio climático, ya que favorece que el 
suelo ejerza como sumidero de carbono y además mejora su resiliencia. Para su implementación se 
requiere formar a los agricultores. 
a.2. Mantenimiento de cubiertas vegetales e incorporación de restos de poda al suelo en cultivos 
leñosos 
Esta medida contempla el mantenimiento de cubiertas vegetales vivas entre las calles del cultivo y la 
incorporación de restos de poda de cultivos leñosos al suelo. Estas dos prácticas agronómicas son 
compatibles y sinérgicas. 
La reducción de gases de efecto invernado se obtiene, por un lado, prescindiendo del tradicional 
laboreo del suelo, y por otro, evitando la quema incontrolada de los restos de poda. Además de minorar 
las emisiones, se obtienen beneficios agronómicos (por la mejora de la estructura del suelo y su 
productividad), medioambientales (al aumentar el carbono orgánico del suelo, la biodiversidad 
asociada y proteger al suelo de la erosión) y económicos (evitando parte de la fertilización necesaria). 
b) Mecanismos de actuación 
Medidas regulatorias del MAPA y/o intervenciones en el Plan Estratégico de la PAC. 
c) Responsables 
MAPA conjuntamente con las Comunidades Autónomas, de acuerdo con la distribución competencial 
de España. 
 
   
130

3.1.6 Fiscalidad 
Medida 1.26. Fiscalidad 
a) Descripción 
En línea con la Agenda del Cambio aprobada por Consejo de Ministros el pasado 8 de febrero de 2019, 
donde se plasma la necesidad de "adaptar el sistema impositivo a la economía del siglo XXI", así como 
de una "nueva fiscalidad verde - alineamiento de fiscalidad con impacto medioambiental"-, el 
Ministerio de Hacienda liderará el estudio en profundidad y en su caso el despliegue correspondiente 
de la actualización de aquellos elementos del sistema tributario que incentiven de manera sistemática 
una economía baja en carbono y resiliente al clima, mediante la internalización progresiva y 
generalizada de las externalidades medioambientales que tienen lugar en la generación y el uso de la 
energía, así como en el desempeño de aquellas principales actividades económicas que generan 
emisiones de gases de efecto invernadero y aumentan la vulnerabilidad de la economía española ante 
los previsibles impactos del cambio climático. 
 
   
131

3.2 DIMENSIÓN DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA 
3.2.1 Medidas para el cumplimiento de la obligación de ahorro de energía. 
Enfoque sectorial 
La Directiva de Eficiencia Energética (Directivas 2012/27/UE y 2018/2002/UE) establece en el 
artículo 7 la obligación de acreditar ahorros de energía final acumulados hasta 2020 y 2030, 
contabilizados estos últimos desde el 1 de enero de 2021 hasta el 31 de diciembre de 2030, de 
acuerdo con el mismo esquema acumulativo aplicado en el primer período de aplicación de la 
Directiva, desde el 1 de enero de 2014 hasta el 31 de diciembre de 2020. 
Este objetivo de ahorro acumulado debe alcanzarse mediante la puesta en marcha de un sistema 
de obligaciones de eficiencia energética sobre las compañías comercializadoras de energía o 
mediante la aplicación de medidas alternativas de tipo regulatorio, fiscal, económico o de 
información y comunicación que habrán de ser ejecutadas por los poderes públicos. 
En este apartado del PNIEC, se presentan las diez medidas principales de eficiencia energética 
diseñadas para el cumplimiento de la obligación de ahorro de energía final derivada de la 
aplicación del artículo 7 de la Directiva de Eficiencia Energética. 
España asume el compromiso de cumplimiento de este objetivo de ahorro y propone medidas 
para asegurar un esfuerzo anual uniforme durante todo el periodo comprendido entre el 1 de 
enero de 2021 y el 31 de diciembre de 2030, de manera que los mecanismos de actuación 
incluidos en este Plan, así como los apoyos públicos que se han identificado como necesarios, 
tienen por objetivo asegurar la acreditación de ahorros nuevos y adicionales de energía final 
equivalentes a 669 ktep/año. 
El sistema de obligaciones de eficiencia energética queda regulado en España mediante la Ley 
18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la 
competitividad y la eficiencia. Esta Ley creó también el Fondo Nacional de Eficiencia Energética, 
sin personalidad jurídica, como instrumento para la puesta en marcha de mecanismos de apoyo 
económico  y  financiero,  asistencia  técnica,  formación  e  información  u  otras  medidas 
encaminadas a aumentar la eficiencia energética en todos los sectores. El FNEE extenderá su 
vigencia hasta el 31 de diciembre de 2030, de conformidad con la revisión de la Directiva de 
Eficiencia Energética aprobada. 
De manera adicional a los mecanismos que podrán articularse con los recursos del FNEE, este 
Plan considera mecanismos regulatorios y fiscales para hacer posible la mayor y más rápida 
penetración de tecnologías eficientes en el mercado, la mayor electrificación del transporte y 
de la demanda energética en la edificación, la participación activa de la demanda en la gestión 
del sistema energético, el autoconsumo y la generación distribuida, así como la mayor 
participación de las energías renovables térmicas para la cobertura de la demanda de energía 
final. 
De manera particular, destacan las medidas de ahorro y eficiencia energética en los sectores 
ferroviario, marítimo y aéreo, no contempladas entre las medidas articuladas con los recursos  e
del FNEE. Como resultado de las inversiones contempladas en el Plan de Infraestructuras, b
Transporte y Vivienda (PITVI) 2012 – 2024 y sucesivos, del Ministerio de Fomento (actual  06ww
cMoInTvMenAc),i onsael , phraocmiéonvdeorláo  mlaá s mefeijcoieran ted ey  cloam  pefeitciiteivnoc iay  peenremrigtéiétnicdao led eol riesinsttaermsea  a fecurrborviria, reion 
132

mayor medida, las necesidades de movilidad metropolitana cotidiana y de mercancías. De 
manera paralela, se promoverán medidas de eficiencia energética en el transporte aéreo y 
marítimo. 
Asimismo, el Ministerio de Hacienda liderará el análisis exhaustivo acerca de la posible revisión 
completa de la fiscalidad ambiental de nuestro país, elemento sobre el que existe un consenso 
generalizado de que sería un instrumento de gran potencial para facilitar una transición hacia 
una  economía  baja  en  carbono.  El  objetivo  fundamental  sería  la  internalización  de  las 
externalidades negativas derivadas del uso de determinados combustibles o tecnologías, a fin 
de que, en el proceso de decisión, se opte por aquellas energías o tecnologías de menor impacto 
ambiental. Esta revisión de la fiscalidad ambiental permitirá a España avanzar hacia un modelo 
económico ambientalmente sostenible de manera rigurosa y eficiente. 
El presente Plan, en la Dimensión de Eficiencia Energética, presenta 17 medidas, de las cuales 
10 se han diseñado, bajo un enfoque sectorial, con el objetivo de cumplir con la obligación de 
ahorro que se deriva del artículo 7 de la Directiva de Eficiencia Energética. Destaca el sector 
transporte, con 4 medidas, que contribuirá en mayor medida al objetivo de ahorro de energía 
final acumulado para el periodo 2021-2030, con casi 14 Mtep de ahorro. Al sector transporte le 
siguen el sector industrial y el sector residencial, con 10,3 Mtep y 6,7 Mtep de ahorro, 
respectivamente. Siendo los sectores terciario y agricultura y pesca los que representan una 
menor contribución con 4,7 Mtep y 1,2 Mtep respectivamente: 
Figura 3.3. Ahorro de energía final acumulada por sectores en España 2021-2030 (ktep)44 
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019   
                                                           
44 La cuantificación de los ahorros que se incluye en este capítulo recoge aquéllos necesarios para asegurar el 
cumplimiento del objetivo de ahorro vinculante del artículo 7 de la Directiva de Eficiencia Energética, formulado en 
términos de ahorro de energía final acumulado desde el 1 de enero de 2021 hasta el 31 de diciembre de 2030.  es
España asume el cumplimiento de este objetivo de ahorro acumulado, que se traducirá en un mayor o menor  oe.
volumen de ahorro anual en cada uno de los ejercicios dependiendo de que las medidas de ahorro y eficiencia  w.
energética se concentren en la primera o segunda mitad de la década. El objetivo de descarbonización de la  06ww
eerecsspopenecocimatolmía a el enostbpeja,e ñteiovnlo am  deean tae h2rio0ar5 rd0oe  a llcmeuvomavruiálli adada oda  duyem lr eeandrttuíaccruc ilóeoln  7 e.d sefu leorsz ot ráefnic omse ednid aesn tdoern oahs ourrrboa nyo es fiec ieinntceirau rebnaenrogsé tcicoan, 
133
Figura 3.4. Ahorro de energía final acumulada por medidas en España 2021-2030 (ktep) 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
En el Anexo F, se proporciona mayor detalle de estas políticas y medidas que permitirán 
afrontar el desafío que supone para España, un salto tan cuantitativo en la consecución de 
ahorros energéticos. 
Las diez medidas mencionadas se subdividen en instrumentos, algunos de los cuales ya fueron 
planificados y ejecutados en el periodo anterior y se ha aprendido de la experiencia. Otros se 
implantarán por primera vez en el periodo 2021-2030, como la reforma fiscal verde, la nueva 
Ley de cambio climático y transición energética, la nueva Ley de Movilidad Sostenible y 
Financiación del Transporte Público, el estudio de la modificación de la legislación que afecta a 
la masa máxima y longitud del transporte de mercancías por carretera, las nuevas ordenanzas 
municipales para restringir los accesos al centro de las ciudades a los vehículos más emisores y 
contaminantes y el impulso a la renovación de las flotas de reparto, entre otras. 
Respecto a los instrumentos que ya habían sido utilizados con anterioridad, como las líneas de 
apoyo  a  la  electrificación  del  transporte o  la  rehabilitación energética  de  viviendas,  se 
intensifican los presupuestos para lograr el salto de escala que se precisa para la consecución de 
los objetivos. 
Adicionalmente, estas medidas sectoriales se complementan con las medidas horizontales y 
financieras definidas en los siguientes apartados 3.2.2 y 3.2.4. 
   
134
Sector transporte 
Medida 2.1. Zonas de bajas emisiones y medidas de cambio modal 
a) Descripción 
El objetivo de esta medida es reducir el consumo de energía final y las emisiones de dióxido de carbono 
actuando sobre la movilidad urbana y metropolitana por medio de cambios importantes en el reparto 
modal, con una mayor participación de los modos más eficientes, en detrimento de la utilización del 
vehículo privado con baja ocupación, fomentando el uso compartido, así como el uso de modos no 
consumidores de energía, como la marcha a pie y la bicicleta. En ese sentido, es importante insistir en 
la importancia que tiene, a efectos de favorecer los modos menos emisores y contaminantes, disponer 
de un buen diseño urbano. Es especialmente relevante en el momento de acometerse nuevos 
desarrollos al objeto de que la variable de movilidad sostenible quede incorporada desde el inicio 
mismo de la modificación del diseño. 
La medida pretende reducir el uso del vehículo privado, de manera que este PNIEC considera factible 
la reducción de los tráficos de pasajeros (pasajeros-km) en entornos urbanos en un 35% hasta 2030 y 
de los tráficos interurbanos del orden de un 1,5% anual; el teletrabajo, el vehículo compartido, el uso 
de los medios no motorizados y del transporte público colectivo posibilitarán el cumplimiento de estos 
objetivos, siendo de gran importancia posibilitar una financiación adecuada del transporte público que 
permita mejorar la calidad y el servicio, atraer más usuarios y de esta manera contribuir a la mejora de 
la calidad del aire de los entornos urbanos. 
Para favorecer los cambios en la demanda de transporte es preciso aprovechar al máximo las 
oportunidades que brinda la digitalización que llega de la mano de las tecnologías de la información y 
la comunicación (TIC), aplicadas a la gestión de la movilidad (gestión de flotas, aparcamientos, 
restricciones al tráfico, vehículos autónomos…), así como al concepto de movilidad como servicio 
(Mobility as a Service, MaaS), frente al pago por propiedad. Las nuevas generaciones, usuarios y 
empresas del futuro, están creciendo en este entorno. 
La principal fuerza motriz impulsora del cambio modal es el establecimiento a partir de 2023 en todas 
las ciudades de más de 50.000 habitantes del territorio nacional de zonas de bajas emisiones, esto 
es, delimitación de zonas con acceso limitado a los vehículos más emisores y contaminantes. Esta 
medida, una de las más relevantes de este Plan, pretende la transformación de las ciudades para 
garantizar la mejora de la calidad de vida a través de la mejora de la calidad del aire. La medida 
comprende un amplio abanico de actuaciones de diferente tipología para hacer posibles las inversiones 
en infraestructuras que posibiliten el cambio modal necesario. En esta medida la implicación proactiva 
de las autoridades locales resultará decisiva. 
En este sentido, esta medida se define con un enfoque amplio que supera el alcance de las actuaciones 
que se han puesto en marcha desde 2015 con cargo al FNEE. En este Plan, la participación y 
coordinación de todas las Administraciones territoriales, así como el concurso de la iniciativa privada 
y, particularmente, de las entidades financieras, resultan fundamentales para movilizar inversiones. 
Por esta razón, el impulso al desarrollo de legislación autonómica en materia de movilidad, de manera 
coordinada con las bases que se establezcan a nivel nacional, será una de las prioridades. 
Es importante, asimismo, prestar la debida atención a los Planes de Ordenación del Territorio y a los 
Planes Sectoriales, ya que es en ese nivel de planificación más elevada cuando se adoptan disposiciones 
y criterios que, después, se concretan en proyectos de infraestructuras y de desarrollo urbano en los 
que los modos de movilidad y transporte han quedado muy condicionados.Todo ello es coherente con 
la Agenda Urbana Española del MITMA. 
De manera concreta, se promoverá la ejecución a través de programas de apoyo público de las medidas 
contenidas en los Planes de Movilidad Urbana Sostenible, que habrán de llevar a cabo las Entidades 
Locales (con el apoyo de otras Administraciones territoriales, y en su caso, de la Administración General 
del Estado), y de Planes de Transporte al Trabajo, puestos en marcha por las empresas.  es
Esta medida es consistente con las prioridades establecidas en los artículos 102 y 103 en materia de  w.b
movilidad sostenible de la Ley 2/2011, de Economía Sostenible.  06ww
135

b) Ahorros esperados acumulados y anuales por cada medida y/o la cantidad de ahorros en relación 
con cualquier período intermedio 
El ahorro estimado de la medida es de cerca de 5.622,9 ktep de ahorro de energía final acumulado 
durante el periodo 2021–2030, de un total de 13.888 ktep que representa el total del sector transporte. 
c) Responsables 
Las autoridades públicas responsables de la ejecución y seguimiento de la medida son el MITECO/IDAE 
y  MITMA  (de  manera  coordinada  con  otros  Departamentos  ministeriales  con  competencias 
transversales  en  materia  de  transporte),  conjuntamente  con  las  Comunidades  Autónomas  y, 
especialmente, las Entidades Locales. 
d) Sectores abordados 
Esta medida se dirige a ayuntamientos, diputaciones, cabildos y otras entidades de representación 
territorial supramunicipal, además de a los centros de trabajo de titularidad pública o privada y 
empresas o centros de actividad (aeropuertos, estaciones ferroviarias, polígonos industriales, centros 
educativos o sanitarios, universidades, parques de ocio, centros comerciales, etc.). Igualmente, 
autoridades y empresas de transporte, así como centros logísticos. 
e) Acciones elegibles 
Las acciones elegibles serán aquellas que consigan una reducción de las emisiones de CO2 y del 
consumo de energía final, mediante cambios importantes en el reparto modal a través de: 
Implantación y desarrollo de Planes de Movilidad Urbana Sostenible (PMUS): con medidas como 
la generalización a partir de 2023 en todas las ciudades de más de 50.000 habitantes de España, de 
la delimitación de zonas centrales con acceso restringido a los vehículos más emisores y 
contaminantes (medida recogida también en el Anteproyecto de Ley de Cambio Climático y 
Transición Energética). 
Asimismo, se promoverála regulación de la ocupación del suelo público con criterios de movilidad 
sostenible, las restricciones de tráfico en momentos de mayor contaminación, el impulso del 
vehículo compartido, la regulación del aparcamiento, promoción del uso de la bicicleta, la mejora y 
promoción del transporte público, etc. 
La implantación y desarrollo de Planes de Transporte al Trabajo (PTT): con medidas tales como 
servicios de movilidad compartida en las empresas, promoción de la bicicleta, promoción del 
transporte público, teletrabajo, etc. 
f) Mecanismos de actuación 
Los mecanismos de actuación que harán posible la consecución de los objetivos de ahorro previstos 
serán los siguientes: 
Medidas legislativas: futura Ley de Cambio Climático y Transición Energética. Modificación del 
artículo 103 de la Ley 2/2011 de Economía Sostenible («Elaboración de los planes de transporte en 
empresas»), exigiendo su implementación para las empresas con más de 250 trabajadores (grandes 
empresas) y creación para dichas empresas de la figura del coordinador de movilidad, con el fin de 
incrementar el número de empresas que disponen de un PTT. 
Otras medidas de tipo legislativo serán aquellas que implementen las correspondientes leyes 
autonómicas de movilidad en su correspondiente ámbito competencial, así como en las ordenanzas 
municipales especialmente en poblaciones de más de 50.000 habitantes relativas a restricciones al 
tráfico privado, gestión del aparcamiento, vehículo compartido, calmado de tráfico y reserva de 
carriles para transporte público y otras medidas dirigidas hacia una movilidad sostenible. 
Finalmente, se elaborará a nivel nacional la Ley de Movilidad Sostenible y Financiación del 
Transporte Público, con el que se abordará de manera integral las necesidades de las sociedad ante  s
los nuevos modelos y requerimientos relacionados con la movilidad y se prestará una especial  e.
atención a la generación de recursos económicos suficientes para dotar al transporte público, en  w.b
especial de las áreas metropolitanas, de recursos financieros para ofrecer un servicio de alta calidad  06ww
y facilitar el cambio modal urbano por el que ha apostado este Plan.
136

Programas de apoyo público: programas que promuevan la implantación de las medidas y 
actuaciones contenidas en los Planes de Movilidad Urbana Sostenible y en los Planes de Transporte 
al Trabajo; diseño de instrumentos financieros que permitan movilizar las inversiones necesarias en 
infraestructuras ferroviarias para aumentar la cuota de transporte de mercancías por ferrocarril. 
Esta medida es coherente con los objetivos de la planificación del MITMA, que busca la mejora de 
la eficiencia energética del sistema ferroviario convencional. 
Ejemplo de ello es el Plan Estratégico de Apoyo Integral al Sector de la Automoción, 2019-2025, 
que ha presentado el MINCOTUR, tras conversaciones con el sector, y que busca ayudar al mismo 
durante la transición energética. 
Información:  elaboración  y  actualización  de  las  guías  y  manuales  sobre  movilidad  urbana 
sostenible; mantenimiento, en la web del IDAE, de una plataforma dirigida a los ciudadanos y 
gestores de movilidad, en la que se incluyan dichas guías, así como información útil para promover 
la implementación de los Planes de Movilidad Urbana Sostenible y los Planes de Transporte al 
Trabajo; apoyo a la creación de Observatorios de movilidad en distintos ámbitos de actuación, foros 
y mesas de trabajo sobre movilidad sostenible. 
Comunicación: realización de campañas específicas de comunicación e información para favorecer 
el cambio modal y el uso racional del vehículo privado en los desplazamientos urbanos; desarrollo 
y promoción de campañas institucionales de promoción del transporte público y de apoyo a una 
nueva movilidad sostenible, incluyendo el otorgamiento de premios y distinciones a proyectos 
ejemplares. 
g) Necesidades financieras y apoyo público 
Las necesidades financieras de esta medida son elevadas. Se estima una inversión pública de 3.140 M€ 
en el período de diez años del Plan, suponiendo que todos los municipios implantan un PMUS en el 
período 2021-2030, priorizando las medidas menos intensivas en inversión. 
Esta inversión podría ser cofinanciada con los Fondos FEDER en el marco del Programa Operativo 
correspondiente al período 2021-2030. A esta inversión, necesaria para posibilitar el cambio modal 
efectivo y la transformación del modelo de ciudad, habría que añadir una cifra notablemente inferior - 
del orden de 265 M€ para promover, a través de ayudas públicas, la implantación de Planes de 
Transporte al Trabajo en las empresas. 
Las  actuaciones  contenidas  en  los  Planes  de  Movilidad  Urbana  Sostenible,  se  realizarán  con 
presupuesto público de las administraciones competentes (en su caso, teniendo en cuenta el marco de 
programas nacional o europeo) y en el caso de las actuaciones de los PTT, se estima un apoyo público 
del 50% de la inversión, lo que supone 132,5 M€. 
 
   
137

Medida 2.2. Uso más eficiente de los medios de transporte 
a) Descripción 
El objetivo es reducir el consumo de energía final y las emisiones de dióxido de carbono impulsando 
actuaciones que permitan un uso más racional de los medios de transporte, actuando en la mejora de 
la gestión de flotas por carretera, implantando técnicas de conducción eficiente para conductores 
profesionales (con ahorros potenciales de carburante del orden del 10%) y equiparando las cargas y 
dimensiones del transporte de mercancías por carretera a los países del entorno. 
En ese sentido, es importante destacar el notable incremento de la distribución urbana de mercancías 
dentro de las ciudades, motivado por el auge de un comercio electrónico que genera un gran número 
de entregas de pequeñas cargas que requieren de un elevado número de desplazamientos y multitud 
de vehículos de reparto, lo que repercute en la congestión del tráfico, el consumo energético, la 
contaminación y las emisiones de GEI. 
Asimismo, se considera que un porcentaje significativo del parque de vehículos en 2030 se utilice a 
través de los servicios de movilidad compartida, lo que redundará en un menor número de vehículos 
en el parque, así como transitar desde una cultura de la propiedad del vehículo hacia otra de servicio 
compartido. 
Esta medida es coherente con el Plan de infraestructuras, transporte y vivienda 2012 – 2024, del 
Ministerio de Fomento (actual MITMA), que busca la mejora de la eficiencia energética del sistema 
ferroviario convencional motivada por las mejoras tecnológicas y por un mejor aprovechamiento 
energético, así como la promoción de medidas de eficiencia energética en el transporte aéreo y 
marítimo. 
b) Ahorros esperados acumulados y anuales por cada medida y/o la cantidad de ahorros en relación 
con cualquier período intermedio 
La medida tiene por objetivo de ahorro acumulado de energía final durante el periodo 2021 – 2030 la 
cantidad de 2.221,4 ktep, de un total de 13.888 ktep que representa el total del sector transporte. 
c) Responsables 
Las autoridades públicas responsables de la ejecución y seguimiento de la medida seguirán siendo el 
MITECO/IDAE, MITMA, conjuntamente con las Comunidades Autónomas, de acuerdo con un modelo 
de cogestión y cofinanciación de las medidas y actuaciones en materia de eficiencia energética que 
respete la distribución competencial de España. 
d) Sectores abordados 
Esta medida va dirigida a empresas y entidades, públicas y privadas, con flotas de vehículos de 
transporte por carretera o ferrocarril, de pasajeros o mercancías o de vehículos de obras y servicios. 
e) Acciones elegibles 
Las acciones elegibles incluyen la realización de auditorías energéticas a las flotas de vehículos, la 
instalación de sistemas tecnológicos centralizados y aplicaciones orientadas a la mejora de la eficiencia 
y la realización de cursos de gestión de flotas para el personal, además de la formación de conductores 
profesionales en las técnicas de conducción eficiente de vehículos industriales, como de transporte 
ferroviario. 
Medidas legislativas: estudio de la normativa necesaria para equiparar las masas y dimensiones de 
los camiones nacionales a la existente en los países de nuestro entorno. Un aumento de la carga 
media de dichos vehículos a partir de 2021, implicará la consiguiente reducción del número de 
vehículos por kilómetro y consumo para una misma masa transportada. 
Con carácter previo a la adopción de dicha medida, el MITMA, junto con los actores implicados,  e.e
analizará la repercusión de los límites en masas y dimensiones máximos permitidos en los costes  bo
ddeel  ltar annosprmoratteiv dae  vmigeernctaen. cAíassi mpoisrm coa,r reelt eMraIT, MincAlu ayneanldizoa rloá s laco isntfelus eenxcteiar ndoes , etsotdao m elelod iedna  eslo mbraer cloa   2021-5106n https://www.
138

funcionalidad de la red viaria y durabilidad de los firmes, y en especial sobre la capacidad estructural 
de las obras de paso que la componen (puentes y viaductos). 
Incorporación en las Ordenanzas Municipales de aspectos que faciliten la racionalización del reparto 
de última milla, incluyendo la progresiva incorporación de vehículos más eficientes y menos 
contaminantes para realizar dicha distribución. 
f) Mecanismos de actuación 
Programas de apoyo público: programas de ayudas a fondo perdido dirigidos a las empresas. 
Acuerdos voluntarios: firma de acuerdos con las asociaciones sectoriales y acreditación de 
empresas con sistemas eficientes de gestión de flotas. 
Comunicación: desarrollo de actuaciones de demostración y promoción dirigidas a las empresas. 
g) Necesidades financieras y apoyo público 
La medida pretende movilizar inversiones totales por importe de 73 M€, con unos apoyos públicos de 
22 M€. 
 
Medida 2.3. Renovación del parque automovilístico  
a) Descripción 
El objetivo de esta medida es mejorar la eficiencia energética del parque automovilístico promoviendo 
su renovación por vehículos más eficientes. La edad media del parque se sitúa en torno a los 12 años. 
Los nuevos vehículos puestos a la venta, independientemente de la motorización que utilicen, son más 
eficientes  y,  por  tanto,  su  penetración  en  el  parque  disminuye  los  consumos  del  conjunto 
gradualmente. Al fomentar la adquisición de los vehículos más eficientes, se conseguirán ahorros 
adicionales a los obtenidos por la renovación natural del parque. Se debe hacer especial hincapié en la 
renovación de los vehículos en las flotas de reparto urbano, así como los servicios de taxi, por ser los 
que, con diferencia, más kilometraje realizan en los centros urbanos. 
b) Ahorros esperados acumulados y anuales por cada medida y/o la cantidad de ahorros en relación 
con cualquier período intermedio 
El objetivo de la medida es un ahorro adicional al derivado de la renovación natural del parque 
(considerada en las proyecciones del Escenario Tendencial incluidas en este PNIEC) equivalente a 
2.519,6 ktep de ahorro de energía final acumulado durante el periodo 2021 – 2030, de un total de 
13.888 ktep que representa el total del sector transporte, promoviendo la renovación del parque hacia 
vehículos más eficientes. 
En el caso de turismos, se promoverán de forma especial los vehículos clasificados como A o B según la 
clasificación energética del IDAE (sin menoscabo de que se promueva una clasificación alternativa 
basada en tecnologías, según los criterios de la DGT). En el resto de categorías se tratará de que solo 
se beneficien de las medidas aquellos vehículos que consigan una reducción mínima demostrada sobre 
las emisiones medias anuales de CO2 del 25%. 
c) Responsables 
Las autoridades públicas responsables de la ejecución y seguimiento de la medida son el Ministerio de 
Hacienda, responsable de la reforma fiscal de la Administración General del Estado, las Entidades 
Locales y las Autoridades Autonómicas, responsables de ciertos impuestos que afectan al automóvil, 
como son el Impuesto sobre Vehículos de Tracción Mecánica (IVTM) y el Impuesto Especial sobre 
Determinados Medios de Transporte (IEDMT) o impuesto de matriculación. 
d) Sectores abordados  e.
Esta medida se dirige al público en general y las empresas con flotas de vehículos.  w.
e) Acciones elegibles
139

Adquisiciones de vehículos más eficientes. 
f) Mecanismos de actuación 
Fiscalidad: El Ministerio de Hacienda, en colaboración con las Entidades Locales, en la línea iniciada 
ya por la Dirección General de Tributos, analizará la conveniencia, viabilidad y plazos de una reforma 
del actual IVTM, recaudado por las Entidades Locales, que grava la titularidad de los vehículos aptos 
para circular, atendiendo al tipo de motor o tipo de carburante. 
Este Plan considera necesario reorientar la ponderación de las tasas actuales con criterios basados 
en la emisión de contaminantes, lo que podría hacerse sobre la base de la Norma Euro o de la 
etiqueta medioambiental de la Dirección General de Tráfico, penalizando así a los vehículos más 
antiguos, generadores de más emisiones contaminantes, pero también de mayor consumo y por 
tanto emisiones de CO2. 
Al mismo tiempo, el Ministerio de Hacienda analizará una reforma fiscal verde del sector del 
automóvil, de manera que las decisiones de compra del consumidor se orienten hacia vehículos de 
menores emisiones contaminantes y menores emisiones de GEI. 
Medidas legislativas: En coordinación con las Autoridades Locales se promoverá la aplicación de 
medidas de restricción del tráfico y gestión del aparcamiento en vía pública por parte de los 
Ayuntamientos de manera que se penalice a los vehículos más antiguos y por tanto de mayor 
consumo y emisiones contaminantes. 
Programas de financiación: Creación de instrumentos de financiación, a través de acuerdos de 
colaboración con entidades financieras, dirigidos a pymes y autónomos del sector del transporte de 
mercancías y servicios de taxi, para favorecer la renovación de sus vehículos ya que pueden tener 
dificultades  para  encontrar  financiación  en  los  canales  ordinarios,  incentivando  que  dicha 
renovación se dirija hacia tecnologías de bajas emisiones. 
g) Necesidades financieras y apoyo público 
La inversión total asociada, por parte de particulares y empresas, se estima en 76.680 M€45 para el 
periodo 2021-2030. 
 
Medida 2.4. Impulso del vehículo eléctrico 
a) Descripción 
El objetivo de esta medida es reducir el consumo de energía del parque automovilístico, a través de la 
electrificación del parque, que se hará principalmente con vehículos eléctricos (entendiendo por 
vehículo eléctrico tanto los vehículos con baterías como los de hidrógeno con pila de combustible), 
posibilitando una mayor penetración de energías renovables en el sector transporte. 
La penetración actual de los vehículos eléctricos en el parque es muy baja (54.079 vehículos en 2018, 
incluyendo vehículo eléctrico de batería, vehículo híbrido eléctrico enchufable y vehículos eléctricos de 
rango extendido) y apenas apreciable de vehículos de pila de combustible. Aumentar su número 
comportará una serie de ventajas en cuanto al cumplimiento por parte de los fabricantes, de los 
objetivos de reducción de CO2 según Reglamentos (CE), el cumplimiento de los requisitos de calidad 
del aire en las ciudades señalados por la Directiva 2008/50/CEE, la reducción de la dependencia de los 
derivados del petróleo y la mejor gestión de la demanda al actuar sobre la curva de carga del sistema 
eléctrico, siempre que se promueva una recarga inteligente. 
La electrificación masiva del parque de vehículos solo se conseguirá cuando se alcance la paridad de 
precio entre vehículos eléctricos y vehículos de combustión. Según estimaciones de los fabricantes, 
esta paridad se podrá alcanzar hacia el año 2025, debido al descenso esperado en el precio de las  e
baterías. Esta medida y la 2.3, sientan las bases para que, de acuerdo con la normativa europea, los  bo
turismos y vehículos comerciales ligeros nuevos, excluidos los matriculados como vehículos históricos,  06www.
 4 5  L  a   i n  v  e r  s i ó  n   t  o  t a l   a  s o  c  ia  d  a   s  e   h  a    c a  l c u   lado considerando el importe total del nuevo vehículo.
140

no destinados a usos no comerciales, reduzcan paulatinamente sus emisiones, de modo que no más 
tarde de 2040 sean vehículos con emisiones de 0 gCO2/km. 
Por otro lado, se estima que un porcentaje significativo del parque de vehículos eléctricos en 2030 se 
utilice a través de servicios de Movilidad Compartida (MaaS por sus siglas en inglés), lo que favorecerá 
que se alcancen porcentajes significativos de vehículos eléctricos en las flotas. 
Un aspecto clave para la progresiva incorporación de vehículos eléctricos será el despliegue de la 
infraestructura de recarga pública. En ese sentido, el 9 de diciembre de 2016 se aprobó el Marco de 
Acción Nacional (MAN) como respuesta a la transposición de la Directiva 94/2014, de 29 de septiembre 
de 2014, relativa al despliegue de infraestructura transeuropea de combustibles alternativos. En el 
MAN se responde al objetivo indicativo de la mencionada Directiva de disponer de al menos un punto 
de recarga por cada diez vehículos eléctricos. En la actualidad el servicio de recarga pública de vehículos 
eléctricos en España se encuentra liberalizado y son las propias empresas (y desde la promulgación del 
Real Decreto-ley 15/2018, del 5 de octubre, cualquier consumidor), las responsables de ir desplegando 
el servicio de recarga pública según demanda e intereses del sector. 
No obstante, las diferentes administraciones públicas, cada una en su ámbito de actuación, deben velar 
porque el despliegue se realice de una manera ordenada y respondiendo a la demanda existente, para 
lo que se pondrán en marcha medidas económicas, regulatorias e informativas dirigidas a facilitar el 
desarrollo de dicha infraestructura. En ese sentido, el Anteproyecto de Ley de Cambio Climático y 
Transición Energética contempla establecer la obligación de instalar al menos un punto de recarga 
público en las estaciones de servicio que tengan unas ventas de gasolina y gasóleo superior o igual a 5 
millones de litros al año, lo que (una vez aprobado) proporcionará un importante impulso a la red de 
recarga pública de vehículos eléctricos. Al mismo tiempo, las Administraciones Autonómicas están 
elaborando sus propios planes de desarrollo del vehículo eléctrico en los que también promueven la 
creación de una red de recarga accesible a todos los usuarios. 
El desarrollo del vehículo eléctrico y su infraestructura de recarga tiene también incidencia en la 
dimensión de la seguridad energética (ver Medida 3.4), así como en la aportación de servicios al sistema 
eléctrico mediante la agregación que permitan una mayor integración de renovables (ver Medidas 1.2 
y 4.4). 
b) Ahorros esperados acumulados y anuales por cada medida y/o la cantidad de ahorros en relación 
con cualquier período intermedio 
La medida proporcionará ahorros anuales proporcionales al número de vehículos eléctricos que se 
introduzcan en el parque, lo cual se producirá progresivamente. Este PNIEC considera que se alcanzará 
un parque de vehículos de 5.000.000 en 2030 (turismos, furgonetas, autobuses y motos), por lo que 
se estiman ahorros acumulados de energía final durante el periodo 2021- 2030, de 3.524,2 ktep/año, 
de un total de 13.888 ktep que representa el total del sector transporte. 
c) Responsables 
Las autoridades públicas responsables de la ejecución y seguimiento de la medida seguirán siendo el 
MITECO/IDAE (de manera coordinada con otros Departamentos ministeriales y, particularmente, con 
el MINCOTUR y el Ministerio de Hacienda), conjuntamente con las Comunidades Autónomas, de 
acuerdo con un modelo de cogestión y cofinanciación de las medidas y actuaciones en materia de 
eficiencia energética que respete la distribución competencial de España. Las Entidades Locales serán 
administraciones coadyuvantes de la medida como consecuencia del ejercicio de las competencias que 
les corresponden en materia de control de la calidad del aire en las ciudades. 
d) Sectores abordados 
Esta medida se dirige al público en general y empresas con flotas de vehículos. 
e) Acciones elegibles 
Las actuaciones elegibles en la medida comprenden:  e.e
La adquisición de nuevos vehículos eléctricos.  w.
El despliegue de la infraestructura de recarga de vehículos eléctricos.  2021-5106n https://ww
141

f) Mecanismos de actuación 
Los mecanismos de actuación que harán posible la consecución de los objetivos de ahorro previstos 
serán los siguientes: 
Medidas legislativas: adaptar la normativa de requisitos de construcción de nuevos edificios, en 
concreto el Código Técnico de la Edificación, a lo dispuesto en los artículos 8.2, 8.3 y 8.5 de la 
Directiva (UE) 2018/844 del Parlamento Europeo y del Consejo, por la que se modifica la Directiva 
2010/31/UE relativa a la eficiencia de los edificios y la Directiva 2012/27/UE relativa a la eficiencia 
energética, que establece las condiciones para desarrollar las infraestructuras mínimas necesarias 
para la recarga inteligente de los vehículos eléctricos en los aparcamientos de los edificios. Dicha 
adaptación debe realizarse en consonancia con las modificaciones de la normativa y planes de 
fomento necesarios para permitir que, tanto la recarga vinculada en los edificios, como la no 
vinculada, en vías y edificios del sector terciario, posibiliten el desarrollo del vehículo eléctrico 
acorde con los 5 millones que establece este PNIEC para el año 2030. 
Programas de apoyo público: diseño de programas de ayudas a fondo perdido que multipliquen el 
presupuesto puesto a disposición de los particulares y empresas para la adquisición de vehículos 
eléctricos en los anteriores programas (MOVELE, MOVEA, MOVALT, MOVES), así como la instalación 
de puntos de recarga. 
Los Presupuestos Generales del Estado para el año 2017, en su disposición adicional décimo séptima 
(«financiación de actuaciones de apoyo a la movilidad eficiente energéticamente y sostenible») 
señalan que, con efectos desde el año 2017 y vigencia indefinida, se habilita al Gobierno para 
establecer un sistema de ayudas a las actuaciones de apoyo a la movilidad basado en criterios de 
eficiencia energética, sostenibilidad e impulso del uso de energías alternativas, incluida la 
constitución de las infraestructuras energéticas adecuadas; esta habilitación ha permitido contar, 
tanto para el año 2017 como para el año 2018, con 50 M€ anuales dedicados a la incentivación de 
medidas relacionadas con una movilidad más sostenible, entre ellas, la adquisición de vehículos 
eléctricos y la infraestructura de recarga tanto privada como pública necesaria. 
A este presupuesto general se suman los presupuestos habilitados por las Comunidades Autónomas 
y Entidades Locales con el objetivo de incentivar la adquisición de vehículos menos contaminantes 
y el despliegue de infraestructuras de recarga. 
Fiscalidad: el Ministerio de Hacienda analizará la conveniencia y viabilidad de una reforma fiscal en 
el sector del automóvil, dirigida a internalizar las externalidades ambientales de los combustibles 
fósiles, en la que se podría considerar entre otros la reforma del Impuesto Especial sobre 
Determinados Medios de Transporte (IEDMT) o impuesto de matriculación para actualizar los 
umbrales de emisiones de CO2 a partir de los cuales se abona el impuesto46 u otros impuestos a la 
compra o el uso del vehículo. 
La reforma permitiría adelantar la paridad de precio entre vehículos térmicos y vehículos eléctricos, 
lo que contribuiría a acelerar la penetración de estos últimos por encima de las exigencias del nuevo 
Reglamento de emisiones de CO2 para turismos y furgonetas ligeras, orientando al ciudadano hacia 
la compra de vehículos de cero emisiones. 
Comunicación: diseño de una estrategia de comunicación ad hoc centrada en facilitar información 
sobre el vehículo eléctrico, el precio y la localización de los puntos de recarga, la oferta y 
prestaciones de los vehículos, etc. 
Es importante mencionar los proyectos europeos en curso en los que participa España: PSA “Data 
collection related to recharging/ refuelling points for alternative fuels and the unique identification 
codes related to e-Mobility actors” y PSA “Fuel price comparison”, ambos financiados por la 
convocatoria europea CEF en la que participan 16 países europeos. El primer proyecto facilitará 
disponer de un punto de acceso nacional a la red de puntos de recarga, tanto eléctricos como de 
hidrógeno, habilitándose en el geoportal de la página web del MITECO un mapa visual de dichos 
puntos, así como su identificación con código único, facilitando sus coordenadas y otra información 
relevante para los ciudadanos. El segundo permitirá que la ciudadanía disponga de información que  e.e
 4 6      gE  Cl   O7  42 / % k  m  d . e     lo  s    v  e  h í c  u  lo  s    m   a  t r i c u  l a  d  os actualmente 1n4o2  abona este impuesto por no superar el límite de 120  OE-A-2021-51able en https://

le permita comparar los costes de repostaje de los diferentes tipos de vehículos, dando así 
respuesta a los requerimientos de la Directiva 2014/94/UE. 
En la estrategia de comunicación se utilizarán los canales de mayor impacto especializados y no 
especializados: Geoportal del MITECO, plataformas web, aplicaciones para teléfonos inteligentes, 
redes sociales, jornadas y eventos. 
g) Necesidades financieras y apoyo público 
La inversión total asociada a la penetración del vehículo eléctrico será del orden 132.403 M€47. El apoyo 
económico público estimado para el desarrollo de esta medida en el periodo 2021-2025, suponiendo 
una línea de ayudas de 200 M€/año en el periodo 2021-2025 (con fondos de los Presupuestos 
Generales del Estado y de las CCAA), asciende a 1.000 M€. En el periodo 2025-2030 se estima que se 
habrá alcanzado la paridad de precio y no será necesario apoyo público. 
 
Sector industrial 
Medida 2.5. Mejoras en la tecnología y sistemas de gestión de procesos industriales 
a) Descripción 
La medida pretende facilitar la penetración de tecnologías de ahorro de energía final, principalmente, 
en las pequeñas y medianas empresas (pyme) y en las grandes empresas del sector industrial, especial- 
mente, en aquellas instalaciones no incluidas en el régimen de comercio de derechos de emisión de la 
UE (RCDE UE). Esta medida permitirá mejorar la eficiencia energética de los procesos industriales y 
garantizará ahorros de energía final (y, por consiguiente, reducciones significativas de las emisiones de 
GEI) gracias también a la implantación de sistemas de gestión energética. 
La medida promueve, por un lado, la realización de un mayor volumen de inversiones en sustitución 
de equipos e instalaciones industriales con peor rendimiento energético por otros que utilicen 
tecnologías de alta eficiencia energética o, directamente, las mejores técnicas disponibles (MTD); 
asimismo, contempla la sustitución de sistemas auxiliares consumidores de energía. Por otro lado, 
promueve también la realización de un mayor número de inversiones para la implantación de sistemas 
de gestión energética en la industria; estos sistemas deben comprender actuaciones de medición de 
las variables de consumo de energía y la instalación de elementos de regulación y control de los 
parámetros de proceso e implantación de los sistemas informáticos y digitales para el análisis, 
regulación y control, con el fin de poder realizar un funcionamiento óptimo de las instalaciones, reducir 
los consumos energéticos y los costes y proporcionar la información de forma rápida y precisa, lo que 
resulta necesario para la mejora de la gestión energética de las instalaciones industriales. En todos los 
casos, los sistemas de gestión energética deberán cumplir con la Norma UNE-EN ISO 50001 relativa a 
los sistemas de gestión energética o la que en su lugar la sustituya. 
Esta medida se ha diseñado de manera análoga a los programas de promoción de la eficiencia 
energética en el sector industrial puestos en marcha en España con cargo al FNEE, desde mayo de 2015 
hasta 2019. 
La mejora de la eficiencia energética de los equipos, sistemas y procesos industriales es un objetivo 
complementario de otros objetivos incorporados en este PNIEC que pretende asegurar la transición 
energética garantizando la mejora de la competitividad y el empleo. Los programas de fomento de la 
competitividad industrial que se han puesto en marcha durante el anterior periodo de aplicación de la 
Directiva 2012/27/UE, bajo la modalidad de préstamos reembolsables, por parte de los Departamentos 
ministeriales con competencias en materia de política industrial, han orientado los apoyos públicos 
hacia procesos de producción avanzados, eficientes y respetuosos con el medio ambiente de manera 
                                                            es
47   La inversión total asociada se ha calculado considerando el importe total del nuevo vehículo. Este concepto no  oe.
es el utilizado en la evaluación del impacto económico del PNIEC (ver capítulo 4). En la mencionada evaluación  w.
se considera exclusivamente la diferencia entre la inversión que se realizaría en un vehículo convencional al  06ww
yrve eonhboícvvuiaalrom  eeelln évtceeth reiíccso uu l(noma ( áEcsas cnceatinrdoaa rqdiou m eT ueeyln  adinneftneecrriiioaorlr)  )a.y  l Ealsa aq  qudueif eer erseseun lrcteiaaa  dleiezsa  cl aoe nqnsu ieedl e sEresa ccreo ennl asimirdioep roOar bt“ejiem ttoipvtaoacl  tddoee ell  cnPoulanenóv moa liv caeodh dqíceuuli lrPoirl.a  unn” 
143

coherente con la estrategia en materia de energía y clima y de manera sinérgica con las medidas de 
promoción del uso de fuentes de energía renovable en la industria. 
Los ahorros de energía final nuevos y adicionales en el sector industrial durante el nuevo periodo de 
aplicación de la Directiva de Eficiencia Energética, que coincide con el periodo cubierto por este PNIEC, 
resultarán de la movilización de nuevas inversiones en equipos, sistemas y procesos y de la 
implantación de sistemas de gestión energética en la forma descrita y como consecuencia de fondos 
públicos habilitados, bien del FNEE, de Presupuestos Generales del Estado o fondos europeos. En este 
último caso, estos presupuestos públicos pueden canalizarse directamente hacia los promotores o 
industriales mediante programas ad hoc o a través del FNEE, que puede utilizarse como herramienta 
prioritaria de intervención del sector público para la movilización de inversiones en materia de 
eficiencia energética. 
Por otra parte, la incorporación de energías renovables en el ámbito industrial se aborda de forma 
específica en la Medida 1.5. 
b) Ahorros esperados acumulados y anuales por cada medida y/o la cantidad de ahorros en relación 
con cualquier período intermedio 
La medida busca alcanzar 10.256 ktep de ahorro de energía final acumulado durante el periodo 2021–
2030. 
c) Responsables 
Las autoridades públicas responsables de la ejecución y seguimiento de la medida seguirán siendo el 
MITECO/IDAE (de manera coordinada con otros Departamentos ministeriales con competencias en 
materia de política industrial), conjuntamente con las Comunidades Autónomas y los Ayuntamientos, 
de acuerdo con un modelo de cogestión y cofinanciación de las medidas y actuaciones en materia de 
eficiencia energética que respete la distribución competencial de España. 
d) Sectores abordados 
Esta medida se dirige a las empresas del sector industrial, preferentemente manufacturero, así como 
a las empresas de servicios energéticos que realicen inversiones por cuenta de clientes en ese mismo 
sector. 
e) Actuaciones elegibles 
Las actuaciones elegibles serán aquellas que consigan una reducción de las emisiones de CO2 y del 
consumo de energía final, mediante la mejora de la tecnología en equipos y procesos industriales y en 
la implantación de sistemas de gestión. 
Por analogía con los programas de aplicación durante el primer periodo de la Directiva de Eficiencia 
Energética,  no  serán  elegibles  aquellas  actuaciones  consideradas  no  viables  económicamente, 
entendiendo como «no viable» aquella actuación cuyo periodo de recuperación simple de la inversión 
elegible supere la vida útil de la instalación ejecutada. 
f) Mecanismos de actuación 
Los mecanismos de actuación que harán posible la consecución de los objetivos de ahorro previstos 
serán los siguientes: 
Programas de apoyo público: programas de ayudas a fondo perdido o de préstamos reembolsables 
a bajo interés dentro del marco de la normativa comunitaria en materia de ayudas de Estado. 
Acuerdos voluntarios: la firma de acuerdos voluntarios con las asociaciones representativas de 
aquellos subsectores más intensivos en energía puede inducir la adopción más rápida de 
tecnologías eficientes en el sector industrial. 
g) Necesidades financieras y apoyo público  e.e
La inversión total asociada se estima en 7.370 M€, con un apoyo público de 1.647 M€.  w.b
  
144

Sector residencial 
Medida 2.6. Eficiencia energética en edificios existentes del sector residencial 
a) Descripción 
La medida pretende reducir el consumo de energía de los edificios existentes residenciales de uso 
vivienda mediante actuaciones de rehabilitación energética. La rehabilitación deberá permitir la mejora 
de la calificación energética del edificio. Esta medida ha de ser plenamente coherente con la Estrategia 
a largo plazo de renovación de los edificios, elaborada por el MITMA y que será actualizada en 2020, 
de conformidad con el artículo 2 bis de la Directiva 2010/31/UE y del Plan estatal de vivienda, que es 
la herramienta básica para el fomento de la regeneración y renovación urbana y rural y que se ha venido 
ejecutando en colaboración con las Comunidades Autónomas. 
Este PNIEC considera que la certificación de la eficiencia energética de los edificios (RD 253/2013, de 5 
de abril) constituye una herramienta muy valiosa para los promotores de actuaciones de rehabilitación 
a la hora de realizar nuevas inversiones en edificios existentes, sea cual sea su uso. No obstante, y en 
la medida en que la mejora de la calificación energética del edificio podrá obtenerse mediante 
actuaciones sobre la envolvente térmica de los mismos o sobre las instalaciones térmicas de calefacción 
y/o climatización y de agua caliente sanitaria (ACS), este Plan prioriza las inversiones sobre la 
envolvente térmica (fachadas, cubiertas y cerramientos) respecto a las mejoras en las instalaciones 
térmicas, considerando que la reducción de la demanda térmica debe abordarse en primer lugar para 
evitar el sobredimensionamiento de los equipos de calefacción y/o climatización que deben satisfacer 
dicha demanda. 
La descripción que se hace de la medida toma como referencia el Programa de ayudas para la re- 
habilitación energética de edificios existentes iniciado en España en octubre de 2013 bajo la de- 
nominación de Programa PAREER, ampliado en mayo de 2015 como PAREER-CRECE y vigente hasta 
diciembre de 2018 bajo la denominación de PAREER II. Este programa ha sido considerado una 
experiencia de éxito precisamente por el hecho de que más del 85% de los fondos canalizados a 
proyectos de rehabilitación energética lo han sido para actuaciones de mejora de la eficiencia 
energética de la envolvente térmica (PAREER-CRECE). Este programa puede verse favorecido en el 
nuevo periodo de aplicación de la Directiva de Eficiencia Energética por la existencia de oficinas de 
rehabilitación en determinados territorios que identifiquen proyectos y presten asesoramiento técnico 
a las comunidades de propietarios para la elaboración de las propuestas, a las que se destinarán ayudas 
públicas a fondo perdido y financiación en la parte no cubierta por la subvención. 
La base del apoyo público será el certificado de eficiencia energética del edificio, que debe contener 
una descripción de las características energéticas del mismo como punto de partida para realizar un 
diagnóstico energético. Este certificado contendrá información sobre todos los elementos susceptibles 
de intervención desde un punto de vista energético (envolvente térmica, instalaciones térmicas de 
calefacción, climatización y producción de agua caliente sanitaria, iluminación y sistemas de control y 
gestión), además de información sobre las condiciones normales de funcionamiento y ocupación, las 
condiciones de confort térmico y la calidad de aire interior, entre otras. 
El propio certificado deberá incluir recomendaciones para la mejora de los niveles óptimos o rentables 
de la eficiencia energética del edificio o de una parte de éste y puede incluir una estimación de los 
plazos de recuperación de la inversión durante su vida útil. 
b) Ahorros esperados acumulados y anuales por cada medida y/o la cantidad de ahorros en relación 
con cualquier período intermedio 
La medida busca alcanzar 4.755,9 ktep de ahorro de energía final acumulado durante el periodo 2021 
– 2030. Estos ahorros serán el resultado, por un lado, de la intervención sobre la envolvente térmica 
de 1.200.000 viviendas en el conjunto del período, comenzando con 30.000 viviendas/año en 2021 y 
finalizando con 300.000 viviendas/año en 2030. 
Esta planificación cuantitativa es indicativa y lo decisivo para los objetivos de este Plan son los totales  es
de ahorro energético conseguidos. Las ratios precisas de rehabilitación de viviendas que se acometerán  o
para cada año quedarán definidas de manera precisa en la futura Estrategia a largo plazo para la  w.
rehabilitación energética en el sector de la edificación en España, responsabilidad del MITMA.  06ww
P30o0r .o0t0r0o  vlaivdioe,n ddea sla/ arñenoo. vación de las instalaciones térmicas (centralizadas e individuales) en más de
145

Figura 3.5. Previsión indicativa anual de viviendas rehabilitadas energéticamente 2021-2030 
350.000
300.000
300.000
Total:1.200.000viviendas rehabilitadas 2021-2030
250.000
ño 250.000
a
as/ 200.000
nd 200.000
vi 150.000
vivi 150.000
Nº  100.000
100.000
50.000 30.000 35.000 40.000 45.000 50.000
0
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
c) Responsables 
Las autoridades públicas responsables de la ejecución y seguimiento de la medida seguirán siendo el 
MITMA, el Ministerio de Hacienda y el MITECO/IDAE, conjuntamente con las Comunidades Autónomas, 
de acuerdo con un modelo de cogestión y cofinanciación de las medidas y actuaciones en materia de 
eficiencia energética que respete la distribución competencial de España. 
d) Sectores abordados 
Los beneficiarios de esta medida serán los propietarios de edificios existentes destinados a vivienda, ya 
sean personas físicas o jurídicas, tanto de naturaleza pública como privada, las comunidades de 
propietarios o las agrupaciones de comunidades de propietarios de edificios residenciales de uso 
vivienda, las empresas explotadoras, arrendatarias o concesionarias de edificios residenciales de uso 
vivienda y, en todo caso, las empresas de servicios energéticos. 
e) Acciones elegibles 
Las acciones elegibles serán aquellas que consigan una reducción de las emisiones de CO2 y del 
consumo de energía final, mediante la mejora de aquellos servicios que tengan un mayor peso en el 
consumo energético de los edificios, como la calefacción, refrigeración y producción de agua caliente 
sanitaria, en las que el uso de las tecnologías de la información y la comunicación (TIC) se muestra como 
una herramienta importante para la gestión de la energía y la mejora de la eficiencia energética: 
Envolvente térmica: se actuará sobre la envolvente térmica del edificio para conseguir una 
reducción de la demanda de calefacción y refrigeración del edificio. Las actuaciones de eficiencia 
energética podrán ser, entre otras, sobre fachadas, cubiertas, suelos, carpinterías exteriores, vidrios 
y protecciones solares. 
Instalaciones térmicas: se actuará sobre las instalaciones térmicas de calefacción, climatización, 
producción de agua caliente sanitaria y ventilación, reguladas por el RITE. La medida contempla la 
incorporación de fuentes de energía renovable para la cobertura de la demanda de acuerdo con los 
objetivos de consumo de energía final renovable considerados en este Plan. 
Las actuaciones podrán ser, con carácter orientativo y no limitativo, las siguientes: 
o Sustitución de equipos de producción de calor y frío, de movimiento de los fluidos caloportadores, 
incluyendo la mejora del aislamiento térmico de las redes de tuberías y aparatos para disminuir las 
pérdidas en el transporte de los fluidos. 
o Instalación de sistemas de enfriamiento gratuito por aire exterior y de recuperación de calor del 
aire de extracción. 
o Sistemas domóticos y/o de control y regulación de equipos y/o instalaciones con el objetivo de 
ahorro de energía, así como sistemas de contabilización, telegestión y digitalización del consumo 
de energía.  e
o Nuevas instalaciones de sistemas centralizados de calefacción y refrigeración urbana o de distrito  bo
o que den servicio a varios edificios, así como la reforma y ampliación de las existentes.  06ww
146

f) Mecanismos de actuación 
Los mecanismos de actuación que harán posible la consecución de los objetivos de ahorro previstos 
son los siguientes: 
Fiscalidad: el Ministerio de Hacienda liderará un análisis exhaustivo en materia de fiscalidad en el 
sector residencial con el fin de internalizar las externalidades positivas que supone la mejora de la 
 
eficiencia energética de los edificios relativos a este sector.
Medidas legislativas: la transposición a la legislación nacional de las nuevas exigencias en eficiencia 
energética y energías renovables, establecidas por las nuevas Directivas europeas para los edificios 
nuevos y existentes del sector residencial, será condición necesaria para el éxito de los programas 
de financiación y apoyo que se prevén para el fomento de la rehabilitación de viviendas. 
De manera adicional, se propone la revisión de la Ley de Propiedad Horizontal con el fin de dotar 
a la comunidad de propietarios de una forma jurídica que le permita acceder a la financiación 
privada disponible en el mercado. Serán también relevantes las medidas legislativas que planteen 
las Comunidades Autónomas en el ámbito de sus competencias en vivienda u otros. 
Programas de apoyo público: programas de ayudas a fondo perdido y de financiación para edificios 
de viviendas existentes que se rehabiliten energéticamente, mejorando la calificación energética. 
Los programas priorizarán las actuaciones que afecten a un número elevado de edificios: 
actuaciones de rehabilitación y regeneración urbana que afecten a áreas identificadas como 
prioritarias (barrios) en el marco de la política de vivienda. 
Dentro de estos programas, caben programas (“Planes Renove”) dirigidos a actuaciones o 
intervenciones que no afecten al conjunto del edificio sino a viviendas individuales de propietarios 
particulares para la renovación de cerramientos de huecos (ventanas y carpinterías), cubiertas y 
fachadas de forma independiente, calderas y calentadores, entre otros. 
En todo caso, los apoyos públicos se vincularán al cumplimiento de criterios sociales, la obtención 
de elevados niveles de calificación energética o mejoras de 2 o más letras y a la realización de 
actuaciones integrales que actúen, simultáneamente, sobre la envolvente y sobre las instalaciones 
térmicas del edificio. 
Programas de financiación: Creación de instrumentos de financiación, a través de acuerdos de 
colaboración con entidades financieras, dirigidos a Comunidades de Propietarios, para favorecer la 
rehabilitación de sus edificios ya que pueden tener dificultades para encontrar dicha financiación 
en los canales ordinarios. 
Formación: la formación de los agentes que intervienen en el proceso de rehabilitación energética 
(proyectistas, dirección facultativa y agentes encargados del control externo de la normativa 
energética) resulta fundamental para la buena marcha de los programas de apoyo público. De 
manera complementaria, debe reforzarse la formación en materia de eficiencia energética de las 
entidades financieras, que constituyen agentes clave para la dinamización de nuevas inversiones. 
Información: se elaborarán y actualizarán las guías y manuales sobre aspectos vinculados a la 
rehabilitación energética. Igualmente, se potenciarán los observatorios, foros y mesas de trabajo, 
manteniendo una plataforma web dirigida a empresas y agentes del sector que incluya buenas 
prácticas en materia de rehabilitación energética. 
Comunicación: se realizarán campañas específicas de información y comunicación, que podrán 
incluir campañas dirigidas a la creación de oficinas regionales o locales de rehabilitación. 
g) Medidas específicas o acciones individuales sobre pobreza energética 
El desarrollo de esta medida se realizará en coherencia con la Estrategia Nacional contra la Pobreza 
Energética 2019-2024 (ver Medida 4.11 de este Plan) y la Estrategia de Transición Justa, aprobadas 
ambas en este año 2019. Las intervenciones que se realicen en hogares en situación de pobreza 
energética contarán con mayores intensidades de ayuda. 
h) Necesidades financieras y apoyo público 
El apoyo público total estimado para el desarrollo de esta medida en el periodo 2021-2030 asciende a  es
5.509 M€ que, en buena medida, provendrán de fondos europeos estructurales y de inversión  o
correspondientes al nuevo marco financiero, y que permitirán movilizar un volumen de inversión de  w.
22.431 M€ en el conjunto del período.  06ww

147

Medida 2.7. Renovación del equipamiento residencial 
a) Descripción 
El objetivo de esta medida es reducir el consumo de energía a través de la mejora de la eficiencia 
energética del parque de electrodomésticos o, de forma más genérica, del parque de equipos 
domésticos consumidores de energía. 
Dado que una parte significativa del equipamiento energético doméstico y, en particular, del parque 
de electrodomésticos se renueva al finalizar su periodo de vida útil, éste se considera un momento 
adecuado para estimular entre los compradores su sustitución por otros con la mejor clase de eficiencia 
energética de entre los que se comercializan en el mercado. 
Los ahorros nuevos y adicionales que se derivarán de esta medida (adicionales a los que se obtendrán 
de la aplicación de las Directivas de ecodiseño) serán aquéllos asociados al adelanto de la decisión de 
sustitución del equipo (con relación al momento en el que se habría producido la renovación de 
acuerdo con las tasas naturales de renovación del parque) y al hecho de que la medida estimulará la 
compra de equipos con rendimientos energéticos superiores a los de la media de los comercializados 
en cada uno de los años del periodo de aplicación de este Plan. 
Serán prioritarios aquellos aparatos cuyo consumo de energía tenga un mayor peso en el consumo de 
la vivienda, como los frigoríficos, frigoríficos-congeladores y congeladores, lavadoras, lavavajillas, 
hornos y cocinas. 
Con un parque nacional estimado en 76 millones de aparatos (frigoríficos, congeladores, lavadoras, 
lavavajillas y televisores), la medida pretende la obtención de ahorros como consecuencia de la mejora 
en la clase energética (con referencia al etiquetado energético) con respecto a la clase de referencia en 
el mercado en el momento que se realice la sustitución. 
Considerando que, anualmente, se venden 6,6 millones de electrodomésticos nuevos de línea blanca, 
el objetivo propuesto supone la penetración de 2.443.000 aparatos/año de la clase más alta de 
eficiencia energética. 
b) Ahorros esperados acumulados y anuales por cada medida y/o la cantidad de ahorros en relación 
con cualquier período intermedio 
La medida tiene por objetivo la consecución de 1.976 ktep de ahorro de energía final acumulado 
durante el periodo 2021 – 2030. 
c) Responsables 
Las  autoridades  públicas  responsables  de  la  ejecución  y  seguimiento  de  la  medida  serán  el 
MITECO/IDAE, conjuntamente con las Comunidades Autónomas, de acuerdo con un modelo de 
cogestión y cofinanciación de las medidas y actuaciones en materia de eficiencia energética que 
respete la distribución competencial de España. 
Las Administraciones Públicas colaborarán para la puesta en marcha de esta medida con las 
asociaciones de consumidores y usuarios, que deberán desempeñar un papel activo a través de la 
suscripción de acuerdos voluntarios. 
d) Sectores abordados 
Esta medida se dirige al sector doméstico. 
e) Acciones elegibles 
Las actuaciones propuestas en este Plan son, principalmente, actuaciones de comunicación para la 
promoción del conocimiento y uso de los electrodomésticos más eficientes, conocimiento del  s
etiquetado energético y su importancia como factor decisivo en la compra y el uso responsable y  e.
eficiente del equipamiento en el hogar. Estas actuaciones de comunicación formarán parte de una  w.b
estrategia general que tendrá un carácter permanente, dirigida a la ciudadanía como actor principal.  06ww
148

f) Mecanismos de actuación 
Los mecanismos de actuación que harán posible la consecución de los objetivos de ahorro previstos 
serán los siguientes: 
Acuerdos  voluntarios:  firma  de  acuerdos  voluntarios  con  las  asociaciones  de  fabricantes, 
distribuidores y comercializadores de electrodomésticos con el fin de coordinar campañas y 
actuaciones en comunicación e información a consumidores, así como de formación a vendedores. 
Formación: se diseñarán y realizarán actividades de formación relacionadas con esta medida, que 
podrá comprender, con carácter orientativo y no limitativo, cursos de formación sobre eficiencia 
energética en electrodomésticos, dirigidos tanto a vendedores de electrodomésticos como a 
ciudadanos, organizados en colaboración con las asociaciones de fabricantes, comerciantes y 
consumidores, tanto en modalidad presencial como virtual. 
Información: se facilitará información actualizada sobre el etiquetado energético en la web de IDAE 
con el fin de fomentar la información entre los destinatarios de los aparatos y sistemas más 
eficientes energéticamente. 
Comunicación: de manera coherente con la estrategia general de comunicación del Plan, basada, 
fundamentalmente, en la información, formación y divulgación segmentada a través del ecosistema 
digital (redes sociales propias y ganadas, blogs, foros de expertos y sectoriales) con apoyo de 
publicidad también de carácter segmentado, se propone la puesta en marcha de una línea 
específica de actuación que contribuya a impulsar la adquisición de electrodomésticos más 
eficientes, valorando especialmente en la comunicación el ahorro de energía y el compromiso 
medioambiental. 
Esta línea de comunicación se desarrollará de forma continuada en el tiempo, intensificándose en 
coincidencia con las temporadas punta de compra y en coordinación con asociaciones de 
fabricantes, distribuidores y comercializadores, facilitándoles desde el IDAE la activación de sus 
propias iniciativas de comunicación. 
De manera adicional, se desarrollarán actuaciones de comunicación centradas en el uso eficiente y 
responsable de los equipos. 
g) Medidas específicas o acciones individuales sobre pobreza energética 
El desarrollo de esta medida se realizará en coherencia con la Estrategia Nacional contra la Pobreza 
Energética 2019-2024 (ver Medida 4.11) y la Estrategia de Transición Justa, aprobadas ambas en 
este año 2019. Las intervenciones que se realicen en hogares en situación de pobreza energética 
contarán con mayores ayudas. 
h) Necesidades financieras y apoyo público 
El apoyo económico público se destinará a las campañas de comunicación. 
 
   
149

Sector terciario 
Medida 2.8. Eficiencia energética en la edificación del sector terciario 
a) Descripción 
La medida pretende reducir el consumo de energía de los edificios existentes de uso terciario, ya sean 
de titularidad pública o privada, mediante actuaciones de rehabilitación energética que mejoren su 
calificación energética. 
Como queda recogido en la Medida 2.6 de este Plan, referida a la mejora de la eficiencia energética de 
los edificios existentes del sector residencial, la certificación de la eficiencia energética (RD 253/2013, 
de 5 de abril) constituye una herramienta muy valiosa para los promotores de actuaciones de 
rehabilitación a la hora de realizar nuevas inversiones en edificios existentes. 
La medida comprende dos diferentes mecanismos: 
1) Extensión de la obligación de renovación de los edificios públicos de la Administración General 
del Estado (recogida en el artículo 5 de la Directiva 2012/27/UE) a la Administración Autonómica 
y Local. 
2) Rehabilitación energética de edificios mediante programas de apoyo público y de financiación 
análogos al Programa de ayudas para la rehabilitación energética de edificios existentes 
(PAREER), en vigor desde octubre del año 2013. 
La primera se refiere a la extensión del mandato contenido en el artículo 5 de la Directiva 2012/27/UE 
al conjunto de las Administraciones Autonómicas y Locales, garantizándose el cumplimiento del papel 
proactivo y responsable del sector público y traduciéndose en un ahorro en la factura energética de las 
Administraciones Públicas. 
La segunda se refiere a la continuación de los programas de apoyo público y de financiación para la 
rehabilitación energética de edificios de uso terciario (análogos al Programa PAREER). 
b) Ahorros esperados acumulados y anuales por cada medida y/o la cantidad de ahorros en relación 
con cualquier período intermedio 
La medida tiene por objetivo la consecución de 1.378,8 ktep de ahorro de energía final acumulado 
durante el periodo 2021-2030. Estos ahorros serán el resultado de la renovación energética de 5 
millones de m2/año del parque de edificios de propiedad pública y privada. 
c) Responsables  
Las  autoridades  públicas  responsables  de  la  ejecución  y  seguimiento  de  la  medida  serán  el 
MITECO/IDAE, conjuntamente con las Comunidades Autónomas y Administraciones Locales, de 
acuerdo con un modelo de cogestión y cofinanciación de las medidas y actuaciones en materia de 
eficiencia energética que respete la distribución competencial de España. 
d) Sectores abordados 
Esta medida se dirige a los edificios existentes de uso terciario, de titularidad pública de todas las 
Administraciones, y de titularidad privada. Los programas de ayudas tendrán como beneficiarios a los 
propietarios o titulares de edificios existentes, ya sean personas físicas o jurídicas. En el caso de que los 
beneficiarios de las ayudas sean personas jurídicas de naturaleza privada, los programas se ajustarán a 
la normativa sobre ayudas de Estado. 
e) Acciones elegibles 
Las acciones elegibles en la rehabilitación de los edificios serán aquellas que consigan una reducción 
de las emisiones de CO2 y del consumo de energía final, mediante la mejora de aquellos servicios con  es
un mayor peso en el consumo energético de los edificios, como la calefacción, refrigeración y  oe.
producción de agua caliente sanitaria:  w.
rEendvuoclvcieónnt ed et élar mdeicmaa: nsdea a dcet ucaarleáf ascocbiróen  lya r eefnrvigoelvraecnitóen  tdéerlm eidciaf icdioel.  Leadsi faiccitou apcaioran ecso dnes eegfiuciire nucniaa 
150

energética podrán ser, entre otras, sobre fachadas, cubiertas, suelos, carpinterías exteriores, 
vidrios y protecciones solares. 
Instalaciones térmicas: se actuará sobre las instalaciones térmicas de calefacción, climatización, 
producción de agua caliente sanitaria y ventilación, reguladas por el RITE. La medida contempla 
la incorporación de fuentes de energía renovable para la cobertura de la demanda de acuerdo 
con los objetivos de consumo de energía final renovable considerados en este Plan. 
Instalaciones de iluminación: se actuará sobre las instalaciones de iluminación interior de los 
edificios, adecuando las mismas a los valores de eficiencia energética requeridos según el uso 
de cada zona; implantando sistemas de regulación y control de encendidos en función de la 
actividad en cada zona del edificio, y que adecuen el nivel de iluminación en función del aporte 
de luz natural. 
f) Mecanismos de actuación 
Los mecanismos de actuación que harán posible la consecución de los objetivos de ahorro previstos 
son los siguientes: 
Medidas legislativas: ampliación del mandato derivado del artículo 5 de la Directiva 2012/27/UE al 
conjunto de las Administraciones Públicas. 
Programas de apoyo público: programas de ayudas a fondo perdido y de financiación para edificios 
del sector terciario que se rehabiliten energéticamente, mejorando la calificación energética. 
Formación: la formación de los agentes que intervienen en el proceso de rehabilitación energética 
(proyectistas, dirección facultativa, agentes encargados del control externo de la normativa 
energética, así como gestores y responsables energéticos de los edificios públicos) resulta 
fundamental  para  la  buena  marcha  de  los  programas  de  apoyo  público.  De  manera 
complementaria, debe reforzarse la formación en materia de eficiencia energética de las entidades 
financieras, que constituyen agentes clave para la dinamización de nuevas inversiones. 
Información: se elaborarán y actualizarán las guías y manuales sobre aspectos vinculados a la 
rehabilitación energética. Igualmente, se potenciarán los observatorios, foros y mesas de trabajo, 
manteniendo una plataforma dirigida a empresas y agentes del sector en la web de IDAE con bases 
de datos y buenas prácticas en materia de rehabilitación energética. 
Comunicación: se realizarán campañas específicas de información y comunicación. 
g) Necesidades financieras y apoyo público 
El apoyo económico público total estimado para el desarrollo de esta medida en el periodo 2021-2030 
asciende a 2.166 M€ que, en buena medida, provendrán de fondos estructurales y de inversión 
europeos correspondientes al nuevo marco financiero, y que movilizarán cerca de 3.671 M€ de 
inversión. 
 
   
151

Medida 2.9. Eficiencia energética en equipos generadores de frío y grandes instalaciones de 
climatización del sector terciario e infraestructuras públicas 
a) Descripción 
La medida tiene por objetivo reducir el consumo de energía eléctrica en el sector terciario y puede 
subdividirse en dos: 
1) Medidas de renovación de grandes instalaciones de climatización, de renovación de equipos de 
frío y mobiliario de conservación y congelación. 
2) Medidas de mejora de la eficiencia energética en infraestructuras de titularidad pública, 
principalmente, en las instalaciones de alumbrado público exterior y en las instalaciones de 
potabilización, depuración y desalación de agua. 
La primera tiene por objetivo la reducción de los consumos en las instalaciones de frío destinadas al 
almacenamiento y conservación de productos perecederos en naves frigoríficas y en instalaciones 
logísticas de suministros a ciudades, en las grandes instalaciones de climatización de edificios del sector 
terciario (aeropuertos, hospitales, centros comerciales, oficinas, etc.), así como en las pequeñas 
instalaciones, muebles y arcones, de los comercios de alimentación, tiendas y superficies comerciales. 
La segunda tiene por objetivo la adecuación del alumbrado de los municipios españoles al Real Decreto 
1890/2008, de 14 de noviembre, que aprobó el Reglamento de eficiencia energética en instalaciones 
de alumbrado exterior, regulando los niveles máximos de iluminación en función de la actividad que se 
realiza en los diferentes espacios y de la incidencia de la iluminación hacia otros, además de 
incrementar los niveles mínimos de eficiencia energética para los puntos de luz. 
De manera adicional, tiene por objetivo la mejora de la eficiencia energética de las instalaciones de 
potabilización, abastecimiento y depuración de aguas mediante la reforma de las instalaciones 
existentes y la introducción de criterios de eficiencia y bajo consumo energético en los pliegos de los 
concursos referentes a proyectos de potabilización. 
b) Ahorros esperados acumulados y anuales por cada medida y/o la cantidad de ahorros en relación 
con cualquier período intermedio 
La medida busca alcanzar 3.350,4 ktep de ahorro de energía final acumulado durante el periodo 2021–
2030. 
c) Responsables 
Las autoridades públicas responsables de la ejecución y seguimiento de la medida serán el MITECO/ 
IDAE, conjuntamente con las Comunidades Autónomas y Entidades Locales, cuando corresponda, de 
acuerdo con un modelo de cogestión y cofinanciación de las medidas y actuaciones en materia de 
eficiencia energética que respete la distribución competencial de España. 
d) Sectores abordados 
La medida va dirigida al sector terciario, bien a las personas físicas o jurídicas titulares de grandes 
instalaciones frigoríficas (de más de 70 kWe) o de climatización y a aquellos titulares de pequeñas 
instalaciones, mediante muebles y arcones, en comercios de alimentación, tiendas y superficies 
comerciales. En lo relativo a las infraestructuras públicas, la medida va dirigida a las Entidades Locales 
y a las entidades concesionarias de la gestión de los servicios públicos municipales. 
e) Acciones elegibles 
Las acciones elegibles serán aquellas que consigan una reducción de las emisiones de CO2 y del 
consumo de energía final, mediante la mejora de la eficiencia energética en: 
Submedida 1. Equipos de generación de frío. 
Equipos generadores de frío que mejoren la eficiencia energética mediante la incorporación de  s
sistemas de regulación y control, la recuperación del calor de condensación y/o evaporación y  e.
otros con altas capacidades en ahorro de energía (multietapa o capacidad de variación de las  w.b
temperaturas de condensación y/o evaporación). En el caso de muebles frigoríficos, instalación  06ww
dene etragpéatsic oo  yp umeerntaosr  yd issuipsatictiuócnió dne  dcea lolors.  sistemas de iluminación por otros de menor consumo
152

Submedida 2. Infraestructuras públicas de alumbrado o agua. 
Sustitución de lámparas por otras de mayor eficiencia lumínica, mejora de la calidad reflectante 
y direccional de la luminaria e instalación de sistemas de regulación del flujo lumínico de los 
puntos de luz y de los encendidos y apagados, permitiendo su variación a lo largo de la noche 
en función de las necesidades de la ciudadanía. 
En el caso de las instalaciones de potabilización, depuración y desalación de agua, mejoras de la 
eficiencia por reforma de las instalaciones de bombeo y tratamiento de agua y, en general, 
cualquier renovación que suponga una reducción de los consumos energéticos. 
f)  Mecanismos de actuación 
Los mecanismos de actuación que harán posible la consecución de los objetivos de ahorro previstos 
serán los siguientes: 
Programas de apoyo público: ayudas a fondo perdido y de financiación para este tipo de equipos e 
infraestructuras. En el caso de las actuaciones en infraestructuras de titularidad pública, estos 
programas se complementarán con la asistencia técnica necesaria en materia de definición de 
especificaciones técnicas y contratación pública. 
g) Necesidades financieras y apoyo público 
El presupuesto público total estimado para el desarrollo de esta medida en el periodo 2021-2030 
asciende a 3.947 M€ para un volumen de inversión movilizada de 6.333 M€. 
 
   
153

Sector agricultura y pesca 
Medida 2.10. Eficiencia energética en explotaciones agrarias, 
comunidades de regantes y maquinaria agrícola 
a) Descripción 
La medida pretende reducir el consumo de energía en las explotaciones agrarias, comunidades de 
regantes y maquinaria agrícola a través de la modernización de las instalaciones existentes y la 
renovación de maquinaria y/o sustitución de tractores y máquinas sembradoras. Las medidas se 
implementarán de manera sinérgica con las destinadas a la promoción de las renovables en el sector. 
En este último caso, dando continuidad al Plan PIMA TIERRA, iniciado en el año 2014 y que ha permitido 
mejorar la clasificación energética de tractores y maquinaria agrícola (de acuerdo con la metodología 
desarrollada por la Estación de Mecánica Agrícola y el IDAE). 
b) Ahorros esperados acumulados y anuales por cada medida y/o la cantidad de ahorros en relación 
con cualquier período intermedio 
La medida tiene por objetivo la consecución de 1.203,9 ktep de ahorro de energía final acumulado 
durante el periodo 2021 – 2030. 
c) Responsables 
Las  autoridades  públicas  responsables  de  la  ejecución  y  seguimiento  de  la  medida  serán  el 
MITECO/IDAE, conjuntamente con las Comunidades Autónomas. 
d) Sectores abordados 
Esta medida se dirige a titulares de explotaciones agrarias y propietarios o titulares de tractores o 
maquinaria agrícola. 
e) Acciones elegibles 
Serán elegibles las redes de captación, almacenamiento, transporte, distribución y aplicación del agua 
de riego, las instalaciones consumidoras de energía en los edificios agrarios y la maquinaria agrícola. 
f) Mecanismos de actuación 
Los mecanismos de actuación que harán posible la consecución de los objetivos de ahorro previstos 
serán los siguientes: 
Programas de apoyo público: programas de ayudas a fondo pedido y de financiación dirigidos a 
explotaciones agrarias y propietarios de maquinaria agrícola. 
Información: elaboración de guías y realización de jornadas formativas dirigidas, principalmente, a 
las comunidades de regantes. 
g) Necesidades financieras y apoyo público 
El apoyo económico público total estimado para el desarrollo de esta medida en el periodo 2021-2030 
asciende a 929 M€, que movilizarán más de 3.896 M€ de inversión total. 
   
154

3.2.2 Medidas horizontales relacionadas con la eficiencia energética 
Como se ha expuesto en el apartado 2.2.1, la reducción del consumo de energía primaria 
propuesta en este PNIEC equivale a una mejora de la intensidad energética primaria de la 
economía del 3,5% anual hasta 2030. Esta mejora de la intensidad primaria es el resultado no 
solo del catálogo de medidas de eficiencia energética en el uso final de la energía para dar 
cumplimiento al artículo 7 de la Directiva de Eficiencia Energética, sino de considerar otros 
desarrollos tecnológicos, normativos y sociales. 
Entre ellos, las mejoras de eficiencia energética derivadas de la evolución tecnológica; el 
cumplimiento de nuevos Reglamentos y Directivas; el aumento en la ratio de ocupación de los 
vehículos en medio urbano debido a la penetración del vehículo compartido; los ahorros en los 
sectores aéreo, marítimo y ferroviario derivados de políticas sectoriales; la mejora de la 
eficiencia en la distribución de energía; la mayor penetración de energías renovables en el 
parque de generación eléctrica, etcétera. 
Además, se plantean 6 medidas horizontales que tendrán impacto en la consecución de los 
objetivos de eficiencia energética que se detallan a continuación. 
Medida 2.11. Promoción de los servicios energéticos 
a) Descripción 
La figura de la empresa de servicios energéticos quedó incorporada al ordenamiento jurídico español 
mediante el Real Decreto-ley 6/2010, de 9 de abril, de medidas para el impulso de la recuperación 
económica y el empleo. Desde entonces, España ha aprobado planes y programas con el objetivo 
principal de promover la contratación de servicios energéticos por parte del sector público, como parte 
de la función de responsabilidad proactiva hacia el bien común que le corresponde. 
La reciente publicación de la guía de Eurostat sobre el tratamiento contable de los contratos de 
rendimiento energético (EPC o Energy Performance Contracts) ha permitido eliminar una de las 
barreras principales que dificultaban a las Administraciones Públicas la realización de inversiones para 
la rehabilitación energética de sus edificios (entre otras mejoras de la eficiencia energética posibles) en 
un escenario caracterizado por la necesidad de mantener el control del déficit público. 
b) Ahorros esperados acumulados y anuales por cada medida y/o la cantidad de ahorros en relación 
con cualquier período intermedio 
El objetivo es conseguir mejorar la eficiencia energética durante el periodo 2021 – 2030 a través de 
actuaciones de ahorro y eficiencia mediante empresas de servicios energéticos. 
c) Responsables 
Las autoridades públicas responsables de la ejecución y seguimiento de la medida seguirán siendo el 
MITECO/IDAE, conjuntamente con las Comunidades Autónomas y, especialmente, las Entidades 
Locales. 
d) Sectores abordados 
Este PNIEC considera a las empresas de servicios energéticos parte del nuevo tejido empresarial 
necesario para la consecución de los objetivos de mejora de la eficiencia energética propuestos a 2030. 
De acuerdo con este principio, las diferentes Administraciones territoriales, a través de las agencias de 
energía —ya sea el IDAE, como agencia de ámbito nacional, u otras de ámbito autonómico y local—  e.e
promoverán nuevos modelos de contrato adaptados a las recomendaciones de Eurostat y conformes  bo
con la nueva Ley de Contratos del Sector Público.  06www.
Dese nutnrao  rdeeall sideacdto qr uperi vsead voe,r láa  rceofnotrrzaatdaac ieónn  dele  hsoerrivziocinotse e tneemrgpéotriacol ds eb aejsot ed iPfelarenn pteosr  mla oedliemloins adceió cno ndter alatos 
155

barreras  regulatorias  y  administrativas  al  autoconsumo.  La  nueva  regulación  en  materia  de 
autoconsumo permitirá la aparición de la figura del prosumidor de energía y del agregador y, en 
definitiva, de nuevos modelos de negocio en torno a la generación de energía a partir de fuentes 
renovables y a la reducción de la demanda. 
e) Acciones elegibles 
Las acciones elegibles serán aquellas que consigan una reducción de las emisiones de CO2 y del 
consumo de energía, tanto primaria como final. 
f) Mecanismos de actuación 
Los mecanismos de actuación que harán posible la consecución de ahorros previstos serán enfocados 
a: medidas normativas que desarrollen nuevos modelos de contratos, fomento de estas empresas en 
los diferentes programas de ayuda, además de información y comunicación. 
 
Medida 2.12. Sector público: responsabilidad proactiva y contratación pública  
eficiente energéticamente 
a) Descripción 
Responsabilidad proactiva 
Además de la contratación de energías renovables (Medida 1.16), el conjunto de las Administraciones 
territoriales debe asumir una responsabilidad proactiva en materia de promoción de la eficiencia 
energética, liderando el proceso de transición energética hacia una economía descarbonizada en el año 
2050. 
Contratación pública eficiente energéticamente 
La legislación española cuenta con un marco normativo que fomenta el uso de criterios de ahorro y 
eficiencia energética en los procedimientos de contratación de bienes, servicios y edificios por parte 
de las Administraciones Públicas48. 
Se ha añadido el Plan de contratación pública ecológica de la Administración General del Estado, sus 
organismos autónomos y las entidades gestoras de la Seguridad Social (2018-2025), aprobado el 7 de 
diciembre de 2018, que se define como un instrumento de impulso y facilitación del crecimiento 
económico desde el planteamiento de una economía circular y baja en carbono. 
Así mismo, se ha aprobado la Directiva (UE) 2019/1161 del Parlamento Europeo y del Consejo de 20 de 
junio de 2019 por la que se modifica la Directiva 2009/33/CE relativa a la promoción de vehículos de 
transporte  por  carretera  limpios  y  energéticamente  eficientes,  que  obligará  a  los  poderes 
adjudicatarios de las administraciones públicas a disponer de un número mínimo de vehículos limpios 
en sus flotas. 
b) Ahorros esperados acumulados y anuales por cada medida y/o la cantidad de ahorros en relación 
con cualquier período intermedio 
El objetivo es conseguir mejorar la eficiencia energética durante el periodo 2021 – 2030 a través de 
actuaciones de ahorro y eficiencia en el sector público. 
c) Responsables 
Las autoridades públicas responsables de la ejecución y seguimiento de la medida seguirán siendo el 
MITECO/IDAE, conjuntamente con las Comunidades Autónomas y, especialmente, las Entidades 
Locales. 
d) Sectores abordados 
                                                            es
48 Ley 15/2014, de 16 de septiembre, de racionalización del Sector Público y otras medidas de reforma administrativa,  oe.
que incluye en su Disposición adicional decimotercera ciertos requisitos de eficiencia energética para la adquisición  w.
de bienes, servicios y edificios para las Administraciones Públicas integradas en el Sector Público Estatal, y Ley  06ww
iv9ne/c2rld0ue1ysa7.n,   dceri t8e rdioes  nmoevideimoabmreb,i ednet aCloens,t rsaotcoias ledse le S iencntoovra Pdúobrelisc oa,l iqnueead oab cliogna  laa  dpiosleítñicaar  ecruitreorpioeas  ddee  caodmjupdricaas cpióúnb lqicuaes 
156

El sector público. 
e) Acciones elegibles 
Las acciones elegibles serán aquellas que consigan una reducción de las emisiones de CO2 y del 
consumo de energía, tanto primaria como final. 
f) Mecanismos de actuación 
Los mecanismos de actuación, se concretan en este PNIEC, en la renovación de 300.000 m2/año en la 
Administración General del Estado por encima del 3% exigido por la Directiva de Eficiencia Energética. 
De manera adicional, el cumplimiento de mejora de la eficiencia energética del 39,5% en 2030 exige la 
adopción por parte del resto de las Administraciones territoriales de, al menos, el objetivo obligatorio 
para la Administración General del Estado, de renovación del 3% de la superficie edificada y climatizada 
del parque edificatorio público. 
En ese sentido, este Plan Nacional considera factible la renovación de 3.390.000 m2/año en edificios 
del parque público de las Comunidades Autónomas y Entidades Locales, para lo cual será necesario 
fomentar la cooperación entre los responsables de los edificios públicos a nivel estatal y autonómico49. 
De manera singular para el parque edificatorio de la Administración General del Estado, se proponen 
las siguientes actuaciones: 
Definición ex ante y programación temporal de las actuaciones de renovación del parque 
edificatorio de la Administración General del Estado, con inclusión de objetivos anuales para 
cada Departamento ministerial, de manera que se garantice la consecución del objetivo de 
renovación anual del 3% de la superficie50. Estas actuaciones deberán ser planificadas y 
financiadas con fondos europeos de los previstos hasta el año 2023 dentro del Objetivo 
Temático 4 (Economía Baja en Carbono) del Programa Operativo Plurirregional de España y 
futuros Programas Operativos. 
Mantenimiento del inventario de los edificios de la Administración General del Estado a través 
de la plataforma web denominada «Sistema Informático de Gestión Energética de Edificios de 
la Administración General del Estado (SIGEE-AGE)» y reforzamiento de la red de gestores y 
responsables energéticos asignados a los organismos y edificios de la Administración General 
del Estado. 
Puesta en marcha de actuaciones de formación e información dirigidas a los gestores y 
responsables energéticos de los edificios de la Administración General del Estado a través de 
publicaciones especializadas, plataformas virtuales y redes sociales. 
Fomento del autoconsumo y de la utilización de las energías renovables en los edificios 
públicos y de la contratación con empresas de servicios energéticos. 
Los mecanismos de compra pública innovadora (Medida 5.5) han de contribuir al avance de la 
eficiencia energética en el sector público. 
 
   
                                                            s
49 Las administraciones autonómicas y locales son pioneras en la contratación de empresas de servicios energéticos  e.
y en el uso de contratos de rendimiento energético y la colaboración público-privada para financiar actuaciones de  w.b
eficiencia energética. Todas las Comunidades Autónomas están realizando o prevén realizar planes de eficiencia  06ww
50 d eDnee ersredgneéo tevicla aac ñieóonn  2 seu0ss1t a4eb dhlieaficscitidaoo se  epl anúñ beolli  ca2or0st1í.c 8u,l ose 5 h daen  lrae Dnoirveacdtiov a1 .d4e5 E7f.0ic7ie5n mci2a,  Elon qerugeé stiucpao dneel  1u0n5 c%um. plimiento del objetivo
157

Medida 2.13. Auditorías energéticas y sistemas de gestión 
a) Descripción 
España ha transpuesto la Directiva de Eficiencia Energética mediante la Ley 18/2014, referida 
anteriormente en relación con el artículo 7 de la Directiva, y el Real Decreto 56/2016, de 12 de febrero, 
por el que se transpone la Directiva en lo referente a auditorías energéticas, acreditación de 
proveedores de servicios energéticos y auditores energéticos y promoción de la eficiencia del 
suministro de energía. El Real Decreto 56/2016 establece la obligación sobre las grandes empresas de 
realizar auditorías energéticas cada cuatro años o, por considerarse equivalente a dicha obligación, la 
aplicación de un sistema de gestión energética o ambiental. 
Las auditorías deben ser realizadas por auditores energéticos debidamente cualificados (art. 4 RD 
56/2016). La inspección se debe realizar sobre una selección aleatoria de, al menos, una proporción 
estadísticamente significativa realizadas en cada período de cuatro años. Con el fin de facilitar la 
realización de la inspección, se ha creado el Registro Administrativo de Auditorías Energéticas, de 
carácter público y gratuito, que ha recibido información sobre 35.000 auditorías energéticas a fecha 3 
de diciembre de 2018. 
b) Ahorros esperados acumulados y anuales por cada medida y/o la cantidad de ahorros en relación 
con cualquier período intermedio 
El objetivo es conseguir mejorar la eficiencia energética durante el periodo 2021 – 2030 a través de 
actuaciones de ahorro y eficiencia. 
c) Responsables 
Las Comunidades Autónomas y las ciudades autónomas de Ceuta y Melilla son las administraciones 
competentes para el establecimiento y aplicación de los sistemas de inspección independientes sobre 
las empresas obligadas. 
d) Sectores abordados 
El sector empresarial. 
e) Acciones elegibles 
Las acciones elegibles serán aquellas que consigan una reducción de las emisiones de CO2 y del 
consumo de energía, tanto primaria como final. 
f) Mecanismos de actuación 
Los programas de ayudas públicas y de apoyo a la financiación definidos en el apartado 3.2.1 de este 
Plan con un enfoque sectorial utilizarán las auditorías energéticas obligatorias como instrumento de 
diagnóstico principal para la definición de las inversiones elegibles necesarias para la consecución de 
los ahorros. Asimismo, promoverán auditorías energéticas en empresas de pequeño y mediano tamaño 
que no resultan afectadas por la obligatoriedad derivada de la aplicación de la Directiva. 
 
   
158

Medida 2.14. Formación de profesionales en el sector de la eficiencia energética 
a) Descripción 
El PNIEC, en su punto 4 “Análisis de impacto de las políticas y medidas del Plan”, estima un crecimiento 
neto del empleo entre 253.000 a 348.000 personas respecto al Escenario Tendencial. Estos datos 
incluyen el aumento del empleo referente a la dimensión de eficiencia energética y que se estima entre 
56.000 y 100.000 empleos. El objetivo de esta medida es la identificación de las necesidades de 
formación tanto profesional como académica, derivadas del crecimiento previsto en todos los sectores 
relacionados con la mejora de la eficiencia energética. 
b) Ahorros esperados acumulados y anuales por cada medida y/o la cantidad de ahorros en relación 
con cualquier período intermedio 
El objetivo es conseguir mejorar la eficiencia energética durante el periodo 2021 – 2030. 
c) Responsables 
Entre los responsables para el diseño y puesta en marcha de esta medida se encuentran organismos   
de la Administración General del Estado como el Ministerio de Educación y Formación Profesional, 
Ministerio de Universidades, MCI, MITECO, SEPES y el INCUAL, con los que colaborarán entidades 
técnicas como el IDAE, así como otras administraciones y organizaciones, Comunidades Autónomas, 
Entidades Locales, Agencias de la Energía, asociaciones sectoriales de ahorro y eficiencia energética, 
asociaciones sectoriales renovables, empresas de formación, sindicatos y colegios profesionales, entre 
otros. 
d) Sectores abordados 
El sector de la formación, tanto profesional como académica. 
e) Mecanismos de actuación 
Los sectores identificados en la dimensión de eficiencia energética (transporte, industria residencial, 
terciario, y agricultura y pesca) se encuentran en un continuo proceso de mejora tecnológica 
relacionada con el ahorro y la eficiencia energética, por lo que se hace imprescindible una formación y 
actualización continua de personal cualificado. Es necesario, en consecuencia, promover una formación 
continua tanto en los niveles de cualificación profesional como en los académicos, desarrollando e 
implantando nuevas titulaciones y especialidades cuando sea necesario. 
Al igual que en las medidas transversales propuestas en la dimensión de descarbonización, en cuanto 
a formación, el Plan propone trabajar en la identificación de los perfiles profesionales necesarios que 
permitan el aumento de la eficiencia energética en España y así poder alcanzar los objetivos de 
eficiencia energética que establece este Plan. 
El proceso parte de la determinación de los perfiles profesionales necesarios en toda la cadena de valor 
asociada a las medidas de mejora de eficiencia energética del Plan. A continuación, se adecuarán los 
niveles de cualificación con las necesidades del mercado de trabajo derivado de la aplicación del PNIEC. 
Se trabajará con las asociaciones de los sectores identificados en la dimensión de eficiencia energética 
y los sindicatos de manera que se promueva la formación de aquellos perfiles que sean deficitarios. 
También es necesario mejorar los conocimientos en tecnologías de eficiencia energética de aquellos 
profesionales que, de manera transversal, pueden ayudar al desarrollo de la eficiencia energética. Este 
es el caso, entre otros, de los profesionales de las instituciones financieras, en donde un mejor 
conocimiento de estas tecnologías por parte de los intermediarios financieros que dirigen las 
inversiones, permitiría aumentar la financiación en proyectos de eficiencia energética. 
Paralelamente,  se  establecerán  medidas  destinadas  a  la  promoción  e  información  sobre  las 
oportunidades laborales que ofrecen las inversiones en ahorro y eficiencia energética que van a tener 
lugar durante la transición energética.  s
Dada  la  velocidad  a  la  que  se  desarrollan  las  tecnologías  relacionadas  con  la  energía  y  el  w.
medioambiente, es necesario el seguimiento y la adaptación continua de las medidas adoptadas, en  06ww
 función de posibles cambios tecnológicos de carácter innovador.
159

Medida 2.15. Comunicación e información en materia de eficiencia energética 
a) Descripción 
Las medidas de comunicación e información incluidas en este PNIEC deberán responder a los 
requerimientos establecidos en los artículos 12 y 17 de la Directiva de Eficiencia Energética, además de 
conducir a la necesaria transformación de los hábitos de consumo energético que requiere el proceso 
de transición hacia una economía descarbonizada en el año 2050. 
b) Ahorros esperados acumulados y anuales por cada medida y/o la cantidad de ahorros en relación 
con cualquier período intermedio 
El objetivo es conseguir mejorar la eficiencia energética durante el periodo 2021 – 2030. 
c) Responsables 
El MITECO, a través del IDAE, tendrá un papel central en la definición y aplicación de la estrategia de 
comunicación del Plan. El IDAE ha venido desarrollando regularmente campañas de comunicación 
institucional que han permitido acreditar ahorros de energía en el marco del artículo 7 de la Directiva 
de Eficiencia Energética, y ha elaborado proyectos audiovisuales, publicaciones y plataformas de 
formación dirigidas a consumidores de diferentes sectores. El IDAE cuenta también con experiencia en 
la creación y gestión de perfiles relativos a la eficiencia energética en las redes sociales. 
d) Sectores abordados 
Todos los sectores consumidores de energía y sector financiero. 
e) Mecanismos de actuación 
El principal vector de la estrategia de comunicación de este Plan será la lucha contra el cambio climático 
y la estrecha relación entre consumo de energía y emisiones contaminantes, con especial énfasis en la 
contaminación local y la transformación de los modelos de ciudad. En la medida en que este Plan se 
construye sobre la voluntad de diseñar una transición justa hacia un nuevo modelo energético, la 
estrategia de comunicación debe facilitar información de manera fácil y accesible a los consumidores 
más vulnerables para hacerles partícipes de la necesaria transformación social y reducir la pobreza 
energética. 
Adicionalmente, este Plan propone acciones dirigidas a las instituciones financieras como agentes 
necesarios para movilizar los 83.540 M€ de inversión adicionales con respecto al Escenario Tendencial, 
que habrán de hacer posible la mejora de la eficiencia energética para 2030. Estas acciones deben 
mejorar el conocimiento de los agentes financieros para reducir la percepción del riesgo de las 
inversiones en ahorro y eficiencia energética que, a menudo, penaliza y limita el acceso a la financiación 
de los promotores de este tipo de proyectos. 
 
   
160

Medida 2.16. Otras medidas para promover la eficiencia energética: 
la transición en la cogeneración de alta eficiencia 
a) Descripción 
La cogeneración tiene una fuerte presencia en el sector industrial donde se localiza del orden del 92% 
de la potencia instalada, estando el 8% restante en el sector terciario y residencial. El combustible 
mayoritariamente consumido por las plantas de cogeneración es el gas natural que representa el 84% 
en la producción de electricidad y el 86% en la producción de calor, aunque existen también 
instalaciones que consumen otros combustibles convencionales o renovables. 
Se estima que en 2030 unos 2.400 MW de potencia de cogeneración habrán superado su vida útil 
regulatoria, por lo que habrán salido del régimen económico primado. La antigüedad de las 
instalaciones existentes, así como la necesidad, en algunos casos, de su rediseño para adaptarse a 
nuevas circunstancias en los procesos, supone una pérdida potencial de eficiencia frente a los mayores 
rendimientos de las turbinas y motores actuales. 
Por otro lado, la fuerte introducción de tecnologías de generación renovables prevista en este Plan 
Nacional plantea un reto para la cogeneración como sistema de respaldo que contribuya a la estabilidad 
del sistema, y ofrezca la flexibilidad que la operación del sistema eléctrico va a demandar para alcanzar 
los objetivos de generación eléctrica de origen renovable previstos. 
Sobre la base de lo anterior se plantea una medida durante el periodo 2021-2030 que impulsa la 
cogeneración de alta eficiencia de un total de 1.200 MW con una optimización del diseño con base en: 
calor útil, autoconsumo eléctrico, flexibilidad en su operación de cara al sistema eléctrico y alta 
eficiencia contribuyan al conjunto de los objetivos previstos en este Plan.  
b) Ahorros esperados acumulados y anuales por cada medida y/o la cantidad de ahorros en relación 
con cualquier periodo intermedio 
La medida supone un ahorro de 1.471 ktep de energía primaria acumulada durante el periodo 2021-
2030. 
c) Responsables 
Las convocatorias de subastas han de ser realizadas por el MITECO. Para elaborar programas específicos 
en territorios no peninsulares se requerirá la colaboración entre el MITECO y los Gobiernos de Canarias 
y Baleares y las ciudades con Estatuto de Autonomía. 
d) Sectores abordados 
Esta medida se dirige a las empresas de los sectores que realicen una instalación de cogeneración. 
e) Mecanismos de actuación 
El mecanismo previsto es el procedimiento de concurrencia competitiva mediante el establecimiento 
de un calendario plurianual de subastas, para determinar un régimen retributivo coste eficiente en la 
aplicación de los apoyos públicos, acompañado de las medidas administrativas necesarias para 
aprovechar las infraestructuras existentes. 
Como criterios de aplicación en las subastas se incluirán, entre otros, la necesidad de que las 
instalaciones sean de muy alta eficiencia, con una optimización de diseño en base al calor útil y el 
autoconsumo eléctrico, y que aporten flexibilidad en su operación de cara a los requerimientos que el 
operador del sistema demande.  
Dada la importancia del autoconsumo tanto de calor útil como eléctrico en el diseño de la instalación 
y en la obtención de los índices de eficiencia requeridos, se llevarán a cabo planes de inspección que 
garanticen el uso efectivo del calor aportado por la cogeneración al proceso, así como los niveles de 
autoconsumo eléctrico.  e.e
161

3.2.3 Eficiencia energética en las infraestructuras de gas y electricidad 
España ha introducido medidas para suprimir aquellos incentivos en las tarifas que menoscaban 
la eficiencia de la generación, transporte, distribución y suministro de energía o que obstaculizan 
la participación en la respuesta de la demanda, en el equilibrio de los mercados y en la 
contratación  de  servicios  auxiliares.  De  forma  reciente,  ha  eliminado  las  barreras  al 
autoconsumo de manera que el sistema energético pueda iniciar la transición gradual hacia un 
modelo de generación eléctrica distribuida, generalmente de pequeña potencia. 
Desde la aprobación de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico y como resultado 
de la aprobación del Real Decreto 216/2014, se ha avanzado en la mejora de la participación de 
los pequeños consumidores en la eficiencia del sistema y en la respuesta de la demanda. Por su 
parte, el Real Decreto 1048/2013 ha introducido incentivos que contribuyen a la reducción de 
pérdidas en las redes; el primero de ellos se formula de manera que es necesario obtener una 
mejora continua del nivel de pérdidas para lograr un aumento de la retribución sin penalización, 
mientras que el segundo se ha diseñado para reducir el fraude. 
Este PNIEC asume las conclusiones y propuestas de los informes sobre la evaluación del 
potencial de eficiencia energética en las infraestructuras eléctricas y gasistas aprobados por la 
CNMC en junio de 2016. 
Entre las medidas consideradas para el fomento de la eficiencia energética de la infraestructura 
nacional de electricidad, se incluye el fomento de criterios de diseño basados en la eficiencia, el 
incremento de las secciones de líneas y cables, la mejora de los factores de potencia y elevación 
de las tensiones, la renovación de subestaciones, la optimización de la red de baja tensión y la 
red mallada, la gestión de la demanda, la optimización del uso de los contadores inteligentes y 
la reducción del fraude. 
De manera particular para las infraestructuras gasistas, tanto en las redes de transporte como 
en las de distribución y en las plantas de regasificación, se ha establecido un mecanismo de 
reconocimiento de mermas en las instalaciones con el fin de incentivar la reducción de las 
mismas por parte de sus titulares. 
3.2.4 Medidas financieras 
Medida 2.17. Medidas financieras: Fondo Nacional de Eficiencia Energética 
a) Descripción 
El FNEE se constituye en el principal instrumento de respaldo de las iniciativas nacionales en materia 
de eficiencia energética durante la aplicación del presente PNIEC. Este Fondo, creado por el artículo 72 
de la Ley 18/2014, estará vigente a partir de 2021 y hasta el 31 de diciembre de 2030. 
El artículo 20 de la Directiva de Eficiencia Energética permite a los Estados miembros crear un Fondo 
Nacional de Eficiencia Energética, y la revisión de la Directiva 2012/27/UE reconoce expresamente que 
las partes obligadas en el marco del sistema de obligaciones de eficiencia energética previsto en el 
artículo 7, podrán cumplir con la obligación de ahorro mediante aportaciones financieras a dicho 
Fondo, por una cuantía equivalente a la de las inversiones que exija el cumplimiento de las obligaciones  e.
derivadas de dicho artículo.  w.b
Eplr iFnocnipdaolm peondtreá,  rdeec ifboinr daopso retsatcriuocnteusr adlees  oyt rdoes  ionrvíegresnióens,  eduer olopse oPsr e(sFuopnudeosst oFsE DGEeRn)e praalreas  edl eilm Epsutalsdoo d ye, 
162

una economía baja en carbono. Se podrá contar con retornos de los Fondos FEDER del período de 
programación 2014-2020 (considerando que el Programa Operativo Plurirregional de España contaba 
con 2.104 M€ para economía baja en carbono y que los proyectos podrán ejecutarse en las diferentes 
prioridades de inversión identificadas hasta 2023), así como del futuro periodo de programación hasta 
2030. El FNEE contará también con los recursos derivados del retorno de los préstamos concedidos en 
el marco de convocatorias ya realizadas desde 2015 (el Anexo F recoge más información sobre el FNEE). 
De manera agregada, este PNIEC movilizará 83.540 M€ de inversión adicional en eficiencia energética 
satisfaciendo el principio de “primero, la eficiencia energética” que debe informar las políticas de lucha 
contra el cambio climático, para lo que requerirá cerca de 30.000 M€ de fondos públicos (nacionales y 
europeos), en la forma de ayudas públicas directas y apoyo público a la financiación de proyectos de 
eficiencia energética.  
Este Plan propone dinamizar e integrar a las entidades financieras como agentes necesarios para 
movilizar inversiones en eficiencia energética y energías renovables, dado que la transición energética 
ha de hacerse con el concurso de todos los agentes públicos y privados y de todas las Administraciones 
territoriales, cualquiera que sea su naturaleza. 
 
   
163

3.3 DIMENSIÓN DE LA SEGURIDAD ENERGÉTICA 
La reducción de la dependencia energética en lo referido a la importación de combustibles 
fósiles se va a sustentar, singularmente, sobre dos vectores. Por un lado, mediante la 
implementación de medidas de eficiencia en el uso de energía (correspondientes al apartado 
3.2. del presente Plan: Políticas y medidas en eficiencia energética. Ver también Anexo F para 
mayor detalle). Y por otro, mediante el desarrollo de fuentes de energía renovable autóctona, 
con lo que ello representa en términos de control sobre el recurso primario, del cual España 
cuenta con un elevado potencial, dadas nuestras características geográficas y climáticas, en 
particular en el ámbito solar y eólico. Las medidas correspondientes a este aspecto se 
encuentran, por tanto, recogidas en su mayoría en el apartado 3.1. (Políticas y medidas en 
descarbonización). 
Como consecuencia de ese conjunto de medidas de eficiencia en el uso de la energía y de fuerte 
impulso de las tecnologías renovables autóctonas, la importación en unidades físicas de combustibles 
fósiles pasa de 98.648 (miles de toneladas equivalentes de petróleo, ktep) en el año 2017, a 65.084 
ktep en el año 2030, un descenso del 34%. Ello redunda de manera importante en la disminución de la 
ratio de dependencia energética que pasa del 73% en 2017 al 61% en el año 2030, incrementando la 
seguridad energética nacional. 
Figura 3.6. Mix de energía primaria en España en 2017 y 2030 (ktep) 
140.000
120.000 16.706
1.048
15.119
100.000
33.383
80.000
6.500
60.000
98.648
40.000
65.084
20.000
0 -867
2017 2030
-20.000
Energías fósiles Nuclear Otros Renovables
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Este incremento de la contribución de las fuentes autóctonas se ve potenciado por la 
disponibilidad de tecnología nacional, la cual está en condiciones de aprovechar la oportunidad 
que este Plan supone en términos económicos y de generación de empleo. A ese objetivo 
contribuirán también las medidas contempladas en el apartado 3.5. (Políticas y medidas en 
investigación, innovación y competitividad). Todo ello, sin descuidar la diversificación de 
orígenes de aprovisionamiento al objeto de disponer de una cartera amplia de orígenes 
geográficos, de modo que la inestabilidad geopolítica en países productores o en las rutas 
marítimas de transporte no causen un impacto significativo sobre el suministro.  e.
Así, un buen número de las políticas y medidas de la dimensión de seguridad energética recaen  06ww
edne  eSle ágmurbiditaod d eNla Ccoiomniatlé  (EOsrpdeecnia lPizRaAd/o3 0d/e2 S0e1g8u, riddea d2 2E ndeer geéntiecrao ()c. rEesatdeo C poomr Aitécu eesr duon d óerl gCaonnos edjoe 
164

apoyo del Consejo de Seguridad Nacional de los previstos en el artículo 20.3 de la Ley 36/2015, 
de 28 de septiembre, de Seguridad Nacional, al que corresponde ejercer las funciones asignadas 
por aquel en el ámbito de la seguridad energética y en el marco del Sistema de Seguridad 
Nacional. 
Entre las tareas encomendadas están la valoración de los riesgos y amenazas, el análisis de 
posibles escenarios de crisis en especial de aquellos susceptibles de derivar en una situación de 
interés para la Seguridad Nacional en el ámbito de la seguridad energética, así como la 
evaluación de los resultados de su ejecución, todo ello en coordinación con los órganos y 
autoridades directamente competentes y con el Comité Especializado de Situación. 
El objetivo 2 de la Estrategia Nacional de Seguridad Energética establece la necesidad de 
«contemplar todas las fuentes de energía para poder mantener un mix equilibrado, que refleje 
correctamente todas las particularidades de España y que permita alcanzar una cierta garantía 
de suministro, a precios competitivos, y dentro de un modelo sostenible en el que las energías 
limpias adquieren de forma paulatina mayor importancia». 
De forma específica, en el ámbito de los hidrocarburos, la norma de referencia es el Real Decreto 
1716/2004, de 23 de julio, por el que se regula la obligación de mantenimiento de existencias 
mínimas de seguridad, la diversificación de abastecimiento de gas natural y la Corporación de 
Reservas Estratégicas de productos petrolíferos (CORES, que desempeña el papel de “Entidad 
Central  de  Almacenamiento”),  de  acuerdo  con  la  obligación  recogida  en  la  Directiva 
2009/119/CE del Consejo de mantener un nivel mínimo de reservas de petróleo crudo o 
productos  petrolíferos.  En  este  Real  Decreto  también  se  estableció  la  obligación  de 
mantenimiento de existencias mínimas de seguridad de gas natural. 
En lo referente su localización geográfica, en 2017 las reservas estratégicas de productos 
petrolíferos se distribuyeron por todo el territorio nacional tal y como se indica en la siguiente 
figura. 
Figura 3.7. Localización de las reservas estratégicas en España en 2017 
  oe.
Fuente: CORES  w.b
165

Otros riesgos emergentes: ciberseguridad 
El objetivo de la ciberseguridad es definido en el Informe Anual de Seguridad Nacional 2018 de 
la siguiente manera: garantizar un uso seguro de las redes y los sistemas de información y 
comunicaciones a través del fortalecimiento de las capacidades de prevención, detección y 
respuesta a los ciberataques, potenciando y adoptando medidas específicas para contribuir a la 
promoción de un ciberespacio seguro y fiable. 
Un sector de relevancia estratégica para la Seguridad Nacional es el de las Infraestructuras 
Críticas. En el período 2013-2018 se ha observado una clara tendencia de incremento en el 
número de incidentes registrados en ese ámbito, principalmente de malware y de explotación 
de vulnerabilidades de sistemas, con más de 2300 incidentes en operadores críticos, siendo los 
más afectados el sector financiero, el energético y el de transportes, que suman más del 50% de 
las incidencias. 
La Directiva 2008/114, del Consejo, de 8 de diciembre, sobre la identificación y designación de 
Infraestructuras Críticas Europeas y la evaluación de la necesidad de mejorar su protección, es 
desarrollada por la Ley 8/2011, de 28 de abril, por la que se establecen medidas para la 
protección de las infraestructuras críticas y por el Real Decreto 704/2011, de 20 de mayo, por el 
que se aprueba el Reglamento de protección de las infraestructuras críticas. De acuerdo a lo 
dispuesto en este Real Decreto, los operadores críticos designados en el ámbito de la energía e 
industria nuclear han presentado sus respectivos Planes de Seguridad del Operador (PSO), 
comprobando su ajuste a la situación actual de las amenazas y desafíos a los que se encuentran 
sometidas las Infraestructuras Críticas del sector de la energía y de la industria nuclear, 
actualizando la información contendida en dichos planes. Un paso importante en el ámbito de 
la ciberseguridad en España fue la reforma del Código Penal que tuvo lugar en el año 2015 en la 
que se recogieron importantes modificaciones de los delitos relacionados con el sabotaje 
informático, en cumplimiento de la Directiva 2013/40/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, 
de 12 de agosto de 2013, relativa a los ataques contra los sistemas de información y por la que 
se sustituye la Decisión marco 2005/222/JAI del Consejo. 
La existencia de normativa para la Protección de Infraestructuras Críticas en España, desde 2011, 
ha hecho posible, asimismo, la transposición de la Directiva 2016/ 1148 del Parlamento Europeo 
y del Consejo de 6 de julio de 2016, relativa a las medidas destinadas a garantizar un elevado 
nivel común de seguridad de las redes y sistemas de información de la Unión (Directiva NIS), de 
una manera rápida y sencilla al haberse utilizado los mismos procedimientos y el conocimiento 
acumulado, para llevar a cabo dicha implantación. La entrada en vigor del Real Decreto-ley 12/ 
2018, de 7 de septiembre, de seguridad de las redes y sistemas de información, ha transpuesto 
a la legislación española la mencionada Directiva NIS, lo que ha supuesto un notable impulso a 
la ciberseguridad de los servicios esenciales del ámbito de la energía. 
Además de esa actualización normativa, España ha aprobado en abril de 2019 su Estrategia 
Nacional de Ciberseguridad, cuya función es desarrollar las previsiones de la Estrategia de 
Seguridad Nacional de 2017 en el ámbito de la ciberseguridad, y que ha sustituido a la anterior, 
aprobada en 2013. Señalar, asimismo, que desde el año 2015 España cuenta con una Estrategia 
de Seguridad Energética Nacional, que, a la vista de los importantes cambios normativos,  s
tecnológicos y de política energética que han tenido lugar en estos años, previsiblemente se  o
actualizará en poco tiempo.  06ww
Soep ehraad pooretes necniaedrog éyti croesf,o rlzaabdoor,  qausiem hisam osi,d loa 1 c6co6o olarbdoinraadciaó nd epsúdbel icloa -pOrfivicaidnaa  cdoen  Clooos rddiisntaincitóons   OE-A-2021-51able en https://

Cibernética  (OCC)  del  Centro  Nacional  de  Protección  de  Infraestructuras  Críticas  y 
Ciberseguridad (CNPIC), en materia de comunicación de ciberincidentes. Cabe, asimismo, 
destacar la labor realizada en este ámbito por el Instituto Nacional de Ciberseguridad (INCIBE), 
organismo  dependiente  del  Ministerio  de  Asuntos  Económicos  y  Transformación  Digital 
(MINECO). 
Finalmente, señalar la Recomendación (UE) 2019/553 de la Comisión de 3 de abril de 2019 sobre 
Ciberseguridad  en  el  Sector  Energético.  Esta  Recomendación  establece  las  cuestiones 
esenciales en esta materia, exhortando a los Estados miembros a que las incluyan en la 
normativa  nacional y  comuniquen  periódicamente  a  la  Comisión  Europea su  estado  de 
aplicación. España se dispone a aplicar de forma sistemática las recomendaciones sobre los 
requerimientos en tiempo real de las infraestructuras energéticas, sobre los denominados 
efectos en cascada y sobre la adecuada combinación de las tecnologías menos recientes y las 
más actuales (the combination of legacy and state-of-the-art-technology). 
En concreto, con la finalidad de hacer frente a los posibles riesgos sobre ciberseguridad se prevé 
realizar las siguientes acciones: 
  Incorporar el análisis de los riesgos relativos a la ciberseguridad en la normativa nacional 
de seguridad de suministro de hidrocarburos, con especial atención a los operadores de servicios 
esenciales. 
  Incorporar ese mismo análisis dentro de los Planes de Acción Preventivos, Planes de 
Emergencia y en la Evaluación de Riesgos Nacional del Sistema Gasista Español, establecidos 
conforme al Reglamento 2017/1938. 
  Realizar ejercicios de simulación de emergencia relativos a ataques cibernéticos. 
Para mejorar la eficiencia del mantenimiento de existencias mínimas de seguridad se formula la 
siguiente medida: 
   
167

Medida 3.1. Mantenimiento de existencias mínimas de seguridad  
de productos petrolíferos y gas 
a) Descripción. Petróleo 
La obligación de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad de productos petrolíferos en 
España asciende actualmente a 92 días equivalentes de las ventas o consumos computables, 
existencias que deben mantenerse en todo momento. De estos 92 días, la Corporación de Reservas 
Estratégicas de Productos Petrolíferos, CORES, mantiene 42 días (existencias estratégicas), mientras 
que la industria mantiene los 50 días restantes (reservas de la industria). 
Las existencias mínimas de productos petrolíferos en el mes de abril de 2019 fueron de 16.429 miles 
de toneladas mantenidas en forma de: 
Crudos y materias primas: 34,3 % del total. 
Productos petrolíferos (gasolinas, querosenos, gasóleos y fuelóleos): 65,7 % del total. 
Estas reservas representaban 102,2 días de importaciones netas, según la metodología de cálculo 
establecida en la Directiva 2009/119/CE, superando la obligación europea de 90 días. Las reservas se 
mantuvieron exclusivamente en territorio nacional. 
b) Sujetos obligados Petróleo 
Los sujetos obligados al mantenimiento de existencias mínimas de productos petrolíferos son: 
Los operadores al por mayor de productos petrolíferos. 
Las empresas distribuidoras al por menor (por la parte no suministrada por los operadores al 
por mayor, ni otros distribuidores al por menor). 
Los consumidores (por la parte no suministrada por los operadores al por mayor y los 
distribuidores al por menor). 
La obligación de mantenimiento de productos petrolíferos se engloba en tres grupos de 
productos: 
o Grupos gasolinas: gasolinas de automoción y de aviación. 
o Grupos destilados medios: gasóleos de automoción, otros gasóleos, querosenos de 
aviación y otros querosenos. 
o Grupo fuelóleos. 
La obligación para cada producto debe mantenerse en dicho producto u otro perteneciente al mismo 
grupo, pero también existe la posibilidad de mantener existencias en forma de materia prima, aunque 
con un límite máximo para cada grupo. 
La normativa española y comunitaria establece la posibilidad de mantener reservas en otros Estados 
miembros. 
c) Descripción. Gas 
La obligación de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad de gas natural en España 
asciende actualmente a 20 días de ventas o consumos firmes en el año natural anterior, que deben ser 
mantenidas en su totalidad por los sujetos obligados y en almacenamientos subterráneos. 
CORES es el organismo encargado de controlar el mantenimiento de las existencias mínimas de 
seguridad, sin embargo, no mantiene existencias estratégicas de gas natural. 
La movilización de las existencias mínimas de seguridad de productos petrolíferos y gas natural, en caso 
de necesidad, corresponde al Gobierno. Las reservas de gas natural en el mes de abril de 2019, entre  s
las  que  están  incluidas  las  existencias  mínimas  de  obligado  mantenimiento  y  las  existencias  e.
comerciales, fueron de 28.113 GWh, repartidas entre las siguientes instalaciones:  w.b
  2021-5106n https://ww
168

Plantas de regasificación: 8.803 GWh (31,3 % del total) 
Almacenamientos subterráneos: 19.310 GWh (68,7 % del total) 
Todas estas existencias son mantenidas en territorio nacional. 
d) Sujetos obligados Gas 
En cuanto a las existencias mínimas de seguridad de gas natural, conforme a lo dispuesto en el citado 
artículo 98 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, los sujetos obligados a mantenerlas son: 
Los comercializadores de gas natural, por sus ventas de carácter firme en el territorio nacional. 
Los consumidores directos en mercado, en la parte de sus consumos de carácter firme no 
suministrados por los comercializadores autorizados. 
e) Mecanismos de actuación 
En febrero de 2019 se ha iniciado un proceso de consulta pública para modificar la normativa actual 
relativa al mantenimiento de existencias mínimas de seguridad de productos petrolíferos y gas. El 
principal objetivo es establecer las obligaciones de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad 
que permitan garantizar un nivel suficiente de seguridad de suministro y cumplir con las obligaciones 
internacionales de la manera más eficiente. La eficiencia viene determinada por la ubicación, coste, 
sujetos obligados y productos sujetos a obligación entre otros aspectos. 
Especial  atención  requiere  la  situación  de  dependencia  energética  de  los  territorios  no 
peninsulares. En particular, las Islas Canarias, con una dependencia actual del petróleo como 
energía primaria del 98% y con un sistema eléctrico aislado, requiere de un mayor esfuerzo de 
interconexión entre islas, así como un mayor desarrollo de tecnologías que favorezcan su 
descarbonización (ambos aspectos recogidos en otras dimensiones de este Plan). 
Medida 3.2. Reducción de la dependencia del petróleo y el carbón en las islas 
a) Descripción 
Tal y como ha quedado expuesto en la dimensión de descarbonización se promoverá el diseño e 
implementación de estrategias de energía sostenible en islas. Además, la contribución en el mix 
eléctrico de las centrales de combustible fósil ubicadas en las Islas Canarias en el año 2030 se 
reducirá al menos un 50% respecto de la situación actual, 2019, para lo que se preparará un plan 
específico tras la aprobación final del PNIEC. 
En el caso de las Islas Baleares, la central de carbón existente cerrará 2 de sus 4 grupos en 2020, 
quedando los 2 restantes como reserva hasta la efectiva integración del sistema eléctrico balear en 
el sistema peninsular. 
b) Responsables 
Las autoridades públicas responsables de la ejecución y seguimiento de la medida son el MITECO, 
conjuntamente con las Comunidades Autónomas respectivas. 
c) Mecanismos de actuación 
La planificación de la red de transporte de energía eléctrica en vigor, con el horizonte 2015-2020, 
propone ambiciosas inversiones en la red de transporte de energía eléctrica en los territorios no  s
peninsulares con diversos objetivos entre los que se incluyen las interconexiones entre sistemas que  e.
permiten aumentar la seguridad de suministro y reducir los costes de generación, así como una  w.b
mayor integración de generación eléctrica renovable.  06ww
169

La planificación en vigor contempla una interconexión del territorio no peninsular ciudad autónoma 
de Ceuta con la Península Ibérica, con una fecha de puesta en servicio actualizada posterior al año 
2020. Igualmente, en un horizonte posterior al 2020, se contempla una segunda interconexión 
eléctrica de la Península Ibérica con las Islas Baleares. 
Los proyectos que no se hayan puesto en servicio volverán a ser estudiados y tenidos en 
consideración para la nueva planificación de la red de transporte con el horizonte 2021-2026. 
También serán necesarios mecanismos de impulso a la generación renovable que tengan en cuenta 
las particularidades de estos territorios y permitan aprovechar el ahorro en los costes del sistema 
que supone la introducción de energías renovables, en línea con lo establecido en la Medida 1.12 de 
este Plan. 
d) Necesidades financieras y apoyo público 
En la actualidad se está realizando conjuntamente entre el MITECO y REE el ejercicio de planificación 
de la red de transporte hasta el año 2026. No se dispone, por tanto, de información detallada a este 
respecto más allá de la contenida en el capítulo de análisis de impacto. 
 
Por lo que respecta a la profundización en la diversificación de las fuentes de energía autóctonas, 
ésta se llevará a cabo siguiendo el progreso técnico, y contempla la siguiente medida. 
Medida 3.3. Puntos de recarga de combustibles alternativos 
a) Descripción 
Se va a continuar fomentando la instalación de puntos de recarga de combustibles alternativos. 
b) Impacto de la medida 
En  conjunto  con  otras  medidas  en  el  ámbito  del  transporte,  se  pretende  lograr  una  mayor 
electrificación de este sector y aumentar el uso de combustibles alternativos libres de carbono como 
directriz para lograr la reducción de emisiones del sector del transporte. 
c) Responsables 
Las autoridades públicas responsables de la ejecución y seguimiento de la medida son el MITECO, 
MINCOTUR, conjuntamente con las Comunidades Autónomas y, especialmente, las Entidades Locales. 
Las empresas distribuidoras de energía eléctrica tienen, asimismo, un papel fundamental en el 
despliegue de infraestructuras para recarga del vehículo eléctrico. 
d) Sectores abordados 
Esta medida se dirige a los sectores eléctrico, transporte y de producción de combustibles renovables. 
e) Mecanismos de actuación 
Directiva 2014/94/UE de 22 de octubre de 2014, relativa a la implantación de infraestructura para los 
combustibles alternativos y del Real Decreto 639/2016, de 9 de diciembre, por el que se establece un 
marco de medidas para la implantación de una infraestructura para los combustibles alternativos, que 
la traspone. El caso específico de los vehículos eléctricos se aborda en la Medida 2.4 de este Plan. 
f) Necesidades financieras y apoyo público 
El capítulo de análisis de impacto analiza estos costes. 

170

En el plano de la preparación para hacer frente a las limitaciones o interrupciones de suministro 
de fuentes energéticas, las siguientes medidas contribuyen a la consecución de los objetivos 
planteados: 
Medida 3.4. Impulso a la cooperación regional 
a) Descripción 
El aumento de las interconexiones físicas eléctricas con los sistemas energéticos vecinos contribuye a 
reducir los posibles impactos de limitaciones o interrupciones de suministro nacional de fuentes 
energéticas. Además, favorece la optimización del uso de la capacidad existente mediante la reducción 
de barreras al intercambio de energía. 
En este ámbito, cabe recordar que las autoridades reguladoras mantienen continuo contacto con sus 
homólogos regionales para la adecuada implementación de la normativa europea a través de ACER 
(Agency for the Cooperation of Energy Regulators) y otros grupos de trabajo. 
Por otro lado, los operadores del mercado trabajan conjuntamente para facilitar la integración de los 
mercados como se ha plasmado, en el caso de la electricidad, con la participación de España en el 
mercado intradiario continuo. 
De igual modo, los operadores del sistema mantienen contacto periódico a nivel regional para analizar 
y asegurar la seguridad de suministro, implementar la normativa europea y asegurar un uso efectivo 
de las interconexiones internacionales a través de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte 
de Electricidad (ENTSO-E) y otros grupos de trabajo. 
Adicionalmente, aunque esta cuestión sea tratada más en profundidad en la dimensión de Mercado 
Interior de la Energía, cabe destacar que el aumento de la capacidad de interconexión eléctrica con 
Francia contribuye de forma significativa a reducir el aislamiento de la península ibérica del resto de 
Europa. 
b) Impacto de la medida 
Mejora de la coordinación entre países vecinos en materia energética. 
c) Responsables 
MITECO. 
d) Sectores abordados 
Sector energético en su totalidad. 
e) Mecanismos de actuación 
Reuniones periódicas con Francia y Portugal para abordar la seguridad energética, así como los 
temas más importantes en el ámbito de la energía que se hayan dado en cada periodo. 
   
171

Medida 3.5. Profundización en los planes de contingencia 
a) Descripción 
A nivel interno, el sistema energético español se encuentra en una posición avanzada en cuanto a su 
preparación ante contingencias. En este sentido, cabe destacar el papel de la Ley 8/2011, de 28 de abril, 
por la que se establecen medidas para la protección de las infraestructuras críticas, y su Reglamento 
de desarrollo, con base en la normativa europea. No obstante, es necesario profundizar en esta 
preparación, en el marco de los distintos ámbitos internacionales en que está comprometida España: 
AIE y distintas directivas y reglamentos de la UE para el sector eléctrico y gas. 
En el sector eléctrico, el objetivo de los planes preventivos y de emergencias es prevenir el 
desencadenamiento de incidentes que puedan tener una repercusión notable en el suministro o sobre 
los grupos generadores, minimizar el alcance y la extensión de los incidentes una vez producidos, así 
como devolver el sistema eléctrico al estado normal de operación tras incidentes severos que hayan 
provocado cortes. Con este fin, se realizan análisis de seguridad a nivel global y zonal evaluando el 
riesgo de fallo de suministro que podría derivarse de los propios recursos de producción, teniendo en 
cuenta la disponibilidad de combustibles, las reservas hidroeléctricas en los embalses y la hidraulicidad, 
con diversos supuestos tanto de demanda como de disponibilidad de los grupos generadores. 
A nivel europeo, mencionar la aprobación del Reglamento por el que se establece un código de red 
relativo a emergencia y reposición del servicio51 en el que se detallan una serie de requisitos para 
garantizar la seguridad de suministro, condiciones a cumplir por los agentes, listado de responsables y 
usuarios prioritarios, normas de suspensión y restablecimiento, liquidaciones y planes de pruebas. Este 
Reglamento, junto con la propuesta de Reglamento europeo para la preparación ante riesgos en el 
sector eléctrico incluida en el paquete “Energía limpia para todos los europeos” de la Comisión 
Europea, permitirá armonizar a nivel europeo la preparación ante riesgos y mejorar la seguridad en su 
conjunto. 
Por lo que respecta al sector gasista, se han actualizado el Plan de Acción Preventivo y el Plan de 
Emergencia en aplicación del Reglamento (UE) 2017/1938 del Parlamento Europeo y del Consejo, sobre 
medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas. Ambos documentos han sido enviados a la 
Comisión Europea en marzo de 2019. 
El Plan de Acción Preventivo minimiza los riesgos identificados con vistas a garantizar el suministro de 
gas a todos los clientes del mercado gasista y especialmente a los clientes protegidos. Por su parte, el 
Plan de Emergencia contiene las actuaciones a llevar a cabo en caso de emergencia del sistema gasista 
con la finalidad de garantizar el suministro a todos los clientes del mercado gasista y especialmente a 
los clientes protegidos. 
Estos planes se elaboran con base en la Evaluación de Riesgos Nacional en donde se debe asegurar el 
cumplimiento de las normas relativas a infraestructuras y a suministros impuestas en el Reglamento 
(UE) 2017/1938. Como principales conclusiones de la Evaluación de Riesgos actual del sistema gasista 
español se puede destacar lo siguiente: 
Ninguno de los riesgos identificados y analizados supone un problema de suministro de gas a 
los clientes protegidos. 
El criterio N-1, como capacidad de entrada, está incorporado como criterio de diseño en la 
Planificación Obligatoria de los sectores de gas en España. Por tanto, con las infraestructuras 
previstas en el horizonte analizado, el valor de la fórmula N-1 establecida en el Anexo I del 
Reglamento 2017/1938 para el sistema gasista español es superior al 100%, no siendo necesaria 
la aplicación de medidas distintas a las utilizadas en la operación normal. 
El mayor riesgo potencial identificado para el sistema gasista español sería el fallo total del 
principal suministrador (Argelia). Cabe destacar que dicho fallo no se ha producido hasta la 
fecha. Incluso durante el periodo de inestabilidad en dicho país durante la década de los 
noventa, se mantuvieron las importaciones procedentes del mismo, por lo que este evento se 
considera poco probable.  es
 5 1  d R e E  G r e L dA   Mr  e El a N t iT v O o    (a U   e E m)   2e  0r g 1 e 7 n / c2 i 1a  9  y6   r  De  Ep   o L sA i c   CióOnM dIeSlI ÓseNr,v diceio 2 4 de noviembre de 2017, por el que se establece un código
172

La Evaluación de Riesgos, el Plan de Acción Preventivo y el Plan de Emergencia del sistema gasista 
español deben actualizarse cada 4 años. 
Igualmente se prevén las siguientes modificaciones tendentes a establecer objetivos y medidas de 
seguridad de suministro de gas natural a nivel regional, de modo que: 
La norma de infraestructura (N-1) del artículo 5 del Reglamento (UE) 2017/1938 deba cumplirse 
a nivel regional, teniendo en cuenta el nivel de interconexión existente. 
La norma de suministro del artículo 6 del Reglamento (UE) 2017/1938 deba cumplirse a nivel 
regional, teniendo en cuenta la superposición de las distintas demandas nacionales y la 
existencia de distintas medidas nacionales destinadas a su cumplimiento. 
Los Planes de Acción Preventiva y de Emergencia se elaboren a nivel regional. 
Para cumplir lo anterior, se deberán establecer regiones distintas de los grupos de riesgo creados en el 
Anexo I del mencionado reglamento. 
b) Impacto de la medida 
Mejora de la seguridad energética del país. 
c) Responsables 
La autoridad pública responsable de la ejecución y seguimiento de las medidas es el MITECO. 
d) Sectores abordados 
Esta medida se dirige al sector energético en su conjunto. 
e) Mecanismos de actuación 
Las principales acciones buscarán: 
1) El desarrollo de la Estrategia de Seguridad Nacional a través del Comité Especializado de 
Seguridad Energética. 
2) La adaptación al nuevo reglamento europeo sobre la preparación frente a los riesgos en el 
sector de la electricidad. 
3) La evolución de los distintos planes preventivos y de emergencias en el ámbito del suministro 
eléctrico, gasista y de derivados petrolíferos. 
En el sector de productos petrolíferos, se consideran necesarias las siguientes actuaciones: 
Actualización del Plan de contingencia ante situaciones de crisis en los mercados petroleros: 
documento confidencial elaborado por CORES y actualizado periódicamente según los criterios 
establecidos por la AIE, en el que se establecen cuatro fases de actuación, de menor a mayor 
gravedad en cuanto a las posibles dificultades de abastecimiento de crudos y productos 
petrolíferos. 
Actualización del Plan de medidas de restricción de demanda ante crisis en el mercado 
petrolífero: documento confidencial, elaborado en 2015 por el grupo MERCOP (Medidas de 
Restricción del Consumo de Petróleo), específicamente creado para tal efecto e incluyendo 
distintos departamentos ministeriales y organismos de la Administración General del Estado. 
Participación en los ejercicios de emergencia celebrados periódicamente por la Comisión 
Europea y la AIE. Ejemplo, la participación de España en el simulacro de situación de emergencia 
ERE 9 organizado en 2018. 
Adicionalmente, con el objeto de alcanzar un determinado nivel de seguridad energética a nivel 
regional en el marco de la UE, es preciso establecer objetivos y medidas de seguridad de suministro de 
productos petrolíferos a nivel regional, de modo que: 
La obligación de almacenamiento de 90 días de consumo o 60 días de importaciones de crudo y 
productos petrolíferos pueda cumplirse a nivel regional o comunitario.  e.e
Se revise la proporcionalidad del nivel de la obligación y la metodología para la contabilización  w.
de las existencias, adecuando ambas a la realidad del mercado petrolífero mundial y al estado  06ww
de la técnica.
173

Se revise la forma de cumplimiento de la obligación, de modo que la metodología de 
contabilización de existencias incentive que éstas se constituyan en forma de producto 
terminado. 
Se revise la forma de cumplimiento de la obligación, de modo que la metodología de 
contabilización de existencias incentive que éstas se constituyan en las inmediaciones a los 
centros de consumo, teniendo en cuenta los tiempos de movilización. 
Se establezcan normas generales para el procedimiento de autorización del cumplimiento de 
las obligaciones de un operador mediante reservas almacenadas en el territorio de otros Estados 
miembros. 
Mientras se introducen dichas normas generales, España prevé aprobar una orden ministerial que 
desarrolle el artículo 11.2 del Real Decreto 1716/2004, de modo que se establezca un único 
procedimiento de autorización de almacenamiento de reservas computables para otros Estados 
miembros en territorio nacional, evitando suscribir nuevos acuerdos bilaterales. Sin embargo, 
continuarán existiendo distintos procedimientos para los acuerdos bilaterales ya suscritos (Francia, 
Portugal, Italia, Irlanda, Malta) y seguirán siendo necesarios para que los sujetos obligados nacionales 
cumplan con sus obligaciones mediante reservas almacenadas en otros Estados miembros. 
 
   
174

Medida 3.6 Planificación para la operación en condiciones de seguridad 
de un sistema energético descarbonizado 
a) Descripción 
Si bien las previsiones del presente Plan permiten el cumplimiento de la garantía de suministro en un 
horizonte a 2030, la coherencia con una economía descarbonizada y un sector eléctrico 100% 
renovable en un horizonte a 2050, hace necesario anticipar e identificar las barreras, requisitos y 
oportunidades para la operación con plenas garantías de suministro del sistema eléctrico en dichas 
condiciones. 
Cabe señalar que una transformación tan profunda y ambiciosa del sistema energético español como 
la que plantea el presente Plan conlleva una serie de retos que no se pueden atender exclusivamente 
desde el lado del suministro. En particular, la apuesta decidida por las energías renovables en el sector 
de generación eléctrica implica una mayor variabilidad en los perfiles de generación. Esta variabilidad 
desde el lado de la oferta puede ser compensada por el desarrollo de distintas soluciones de 
almacenamiento de electricidad a gran escala desde el mismo lado de la oferta (bombeo hidráulico, 
baterías u otros), así como una mayor firmeza y gestionabilidad de las propias tecnologías de 
generación renovable, y también desde el lado de la demanda mediante el fomento de las distintas 
soluciones que aportan flexibilidad al sistema. Estas actuaciones quedan plasmadas en la “Medida 1.2. 
Gestión de la demanda, almacenamiento y flexibilidad”. 
En este mismo plano, el avance tecnológico hace posible que existan una serie de soluciones 
tecnológicas aún no abordadas en su totalidad desde la normativa del sector eléctrico, pero que están 
llamadas a desempeñar un importante papel de cara a asegurar la continuidad del suministro eléctrico, 
en particular, aquellas optimizaciones que hace posible el uso intensivo de las tecnologías de 
información y las comunicaciones en el sistema energético. 
Así pues, contribuyendo asimismo a la dimensión de Mercado Interior de la energía, se va a adaptar la 
normativa sobre: 
Generación y almacenamiento distribuido de electricidad. Se incluyen dentro de esta medida 
todos los desarrollos en relación a autoconsumo (ver Medida 1.4 de este Plan). 
Profundización en la eliminación de barreras relacionadas con el vehículo eléctrico, como la 
reciente eliminación de la figura del gestor de cargas (ver Medida 2.4). 
Potenciación de formas de agregación de la generación, respuesta de la demanda (incluida la 
interrumpibilidad) y almacenamiento (virtual power plants). 
Participación de tecnologías renovables en mayores servicios del sistema eléctrico: gestión de 
desvíos, servicios de regulación, etc. (ver Medida 4.4) 
La integración real y progresiva del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad en los 
mercados de servicios de ajuste, redunda en una utilización más frecuente de este servicio y, por lo 
tanto, en una reducción de consumo eléctrico a precios cada vez más equiparables a los que perciben 
a día de hoy los sujetos generadores que participan en los servicios de ajuste. 
En esta línea, en el Real Decreto-ley 20/2018, de 7 de diciembre, de medidas urgentes para el impulso 
de la competitividad económica en el sector de la industria y el comercio en España, se recoge el 
mandato de elaborar y aprobar un “Estatuto de Consumidores Electrointensivos” que reconozca las 
particularidades de aquellos consumidores industriales eléctricos con un elevado uso de electricidad, 
un elevado consumo en horas de baja demanda eléctrica y una curva de consumo estable y predecible. 
Este Estatuto responderá también a criterios económicos, actuando en situaciones en las que la 
aplicación del servicio suponga un menor coste que el de los servicios de ajuste del sistema. Así, para 
la aplicación del servicio de interrumpibilidad por criterios económicos, se valora que la ejecución de 
la opción de reducción de potencia, con la consideración de toda la liquidación asociada, dé lugar a una 
reducción del coste total de la energía a subir gestionada en esa hora. Además, se han adoptado  e.e
determinadas medidas para flexibilizar los criterios que permiten aplicar las opciones de ejecución de  bo
rmeedcuacnciisómn odse d ep moteernccaiad oc. uando su liquidación resulte menos costosa que la activación de otros  2021-5106n https://ww
175

En cumplimiento del Reglamento (UE) 2017/1938, se prevé establecer y actualizar periódicamente el 
listado de centrales eléctricas críticas alimentadas con gas y sus volúmenes de consumo, a efectos de 
que dichos volúmenes sean tenidos en cuenta en caso de solicitarse por otro Estado miembro la 
aplicación de medidas de solidaridad. Con este fin, se creará un grupo de trabajo conjunto entre el 
Operador del Sistema eléctrico, el Gestor Técnico del Sistema y la Autoridad Competente conforme al 
Reglamento (UE) 2017/1938. 
En cuanto a la participación de las renovables en los servicios del sistema eléctrico, España es uno de 
los países pioneros en permitir la participación de las energías renovables en los distintos servicios de 
ajuste. Desde febrero de 2016 estas instalaciones pueden participar en los mercados de servicios de 
ajuste del sistema, previa superación de las pruebas de habilitación. A principios del año 2018, cerca 
de la mitad de la generación eólica ya se había habilitado para la participación en los servicios de gestión 
de desvíos y regulación terciaria, lo que demuestra el adecuado progreso en la integración de las 
renovables en estos servicios. Es de destacar en ese sentido el papel que desempeña en este ámbito el 
operador del sistema, cuyo centro de control permite, a día de hoy, la observabilidad y controlabilidad 
de las centrales de generación de más de 1 MW y 10 MW, respectivamente. 
b) Sectores abordados 
Esta medida se dirige al sector energético en su conjunto. 
c) Mecanismos de actuación 
Siguiendo el principio de neutralidad tecnológica, el MITECO, la CNMC y el Operador del Sistema 
identificarán las tecnologías, procedimientos y mecanismos que permitan garantizar el suministro sin 
emisiones de gases de efecto invernadero, con una anticipación suficiente que permita garantizar el 
suministro cumpliendo con la senda hacia la neutralidad climática en 2050 y evitando la necesidad de 
nuevas inversiones en tecnologías fósiles para la garantía del suministro. 
d) Responsables 
Las autoridades públicas responsables de la ejecución y seguimiento de la medida son: MITECO, el 
Operador del Sistema y la CNMC. 
Para concluir, señalar la estrecha conexión existente entre la dimensión de seguridad energética 
y el resto de dimensiones abordadas en este Plan: 
Con la dimensión de mercado interior comparte instrumentos como las interconexiones 
eléctricas y gasistas, o la gestión de la demanda. 
Con I+i+c, ya que los desarrollos en el ámbito de las baterías o del Power-to-gas dependen 
de la implementación más económica de estas tecnologías, llamadas a ser claves en el 
futuro de la seguridad de suministro. 
En cuanto a la dimensión de descarbonización, la alta penetración de renovables en el 
sistema plantea retos de gestionabilidad de las mismas, así como su integración en las 
redes de transporte y distribución. 
Y con la dimensión de eficiencia energética, ya que varias de las soluciones en este ámbito, 
como redes locales de energía, redundan también en la resiliencia del sistema. 
   
176

3.4 DIMENSIÓN DEL MERCADO INTERIOR DE LA ENERGÍA 
Cooperación regional 
El Reglamento (EU) 2018/1999 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de diciembre de 
2018, sobre la Gobernanza de la Unión de la Energía y de la Acción por el Clima, establece la 
obligación para los Estados miembros de cooperar con los EEMM vecinos para el desarrollo del 
PNIEC, en su artículo 12. En cumplimiento de ese artículo, y como continuación de la reunión 
que se celebró el 1 de marzo en Francia sobre el PNIEC francés, el 9 de julio de 2019, tuvo lugar 
en Madrid una jornada de trabajo sobre cooperación regional organizada por el MITECO de 
España. Participaron en ella representantes de Portugal, Francia y la Comisión Europea, además 
de España. 
Durante la jornada se presentaron los Planes francés, portugués y español. Participaron los 
gestores de la red de transporte de los tres países, así como la Comisión Europea y la Red 
Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E). Adicionalmente, se 
realizó una sesión sobre electricidad, gas y posibilidades de desarrollar proyectos conjuntos de 
energías renovables. En la siguiente figura se muestra la agenda del encuentro: 
Figura 3.8. Agenda de la Reunión de Cooperación Regional 
  06ww
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019  
177

Las principales conclusiones alcanzadas en la mencionada reunión fueron las siguientes: 
Los tres EEMM comparten una visión de largo plazo hacia la neutralidad en carbono en 
2050,  incluyendo  una  amplia  penetración  de  energías  renovables,  reducción  del 
consumo energético, electrificación de los usos finales y una remodelación de edificios 
significativa. 
La Comisión Europea señaló la importancia de los Planes Nacionales Integrados de 
Energía y Clima como referencia clave para los inversores y grupos de interés. También 
insistió en que la cooperación regional es uno de los pilares para la implementación 
efectiva de los PNIEC. 
Se considera muy relevante la implicación de los operadores de los sistemas eléctricos 
para la correcta implementación de los PNIEC. 
En relación con la preparación de riesgos, los tres EEMM presentes reconocen el trabajo 
de ENTSO-E y compartirán los planes de riesgos en el futuro. 
Para el desarrollo de las interconexiones, se consideró importante por parte de los 
asistentes la implicación activa de los gestores de la red de transporte, así como la 
aceptación social de los proyectos. 
El almacenamiento y las interconexiones se consideran dos aspectos complementarios 
para alcanzar los objetivos climáticos. 
Se intercambiarán buenas prácticas en las dimensiones de descarbonización y eficiencia 
energética para aumentar la cooperación entre los EEMM presentes. 
Por último, se analizará el posible desarrollo conjunto de proyectos transfronterizos. 
Ahora bien, de momento ni Portugal ni Francia están planteando la apertura de los 
esquemas nacionales de apoyo a la generación de energía eléctrica a partir de fuentes 
renovables. 
En definitiva, la reunión celebrada el 9 de julio de 2019 fue el mecanismo de cooperación 
regional implementado en este Plan, y previsiblemente será la primera de una serie de 
colaboraciones en distintos ámbitos energéticos y climáticos, que ayudarán a la implementación 
de los PNIEC en cada uno de los Estados. 
   
178

Medidas relativas a la Dimensión del Mercado Interior de la Energía 
En lo referente a la interconectividad del sistema eléctrico, se va a continuar trabajando en lo 
acordado en la Declaración de Madrid - Cumbre para las Interconexiones Energéticas, celebrada 
entre España, Francia, Portugal, la Comisión Europea y el Banco Europeo de Inversiones en 
Madrid el 4 de marzo de 2015, ratificada en junio de 2018 con la Declaración de Lisboa -. 
En la Declaración de Madrid, se adoptó una estrategia común para el desarrollo de las 
actividades de transporte de electricidad y se creó un nuevo Grupo Regional de alto nivel para 
Europa Sudoccidental que impulsará y supervisará los proyectos de interconexión. Dicha 
estrategia ha sido ratificada en la Declaración de Lisboa. 
En el ámbito de la dimensión del Mercado Interior, las principales medidas se describen a 
continuación. 
Medida 4.1. Aumento de la interconexión eléctrica con Francia 
a) Descripción 
Construir las siguientes interconexiones esenciales: 
Proyecto del Golfo de Vizcaya: Interconexión entre Aquitania (FR) y el País Vasco (ES). Permitirá 
que la capacidad de interconexión entre España y Francia llegue a 5.000 MW. 
Interconexión entre Aragón (ES) y Atlantic Pyrenees (FR) e interconexión entre Navarra (ES) y 
Landes (FR). Aumentarán la capacidad de interconexión entre España y Francia hasta los 8.000 
MW. 
Las interconexiones son el principal elemento de infraestructura que permite avanzar en el mercado 
interior de la energía, ya que posibilitan el intercambio de electricidad con países vecinos, con precios 
competitivos y homogéneos y reducen la volatilidad de los mercados nacionales.  
Son importantes para la seguridad energética y mejoran la eficiencia de los sistemas eléctricos, al 
contribuir a una asignación más eficiente de la generación reduciendo la necesidad de instalaciones 
duplicadas a un lado y al otro de las fronteras. Finalmente, desempeñan un papel esencial para alcanzar 
los objetivos de energía y clima al permitir una mayor integración en la red de tecnologías renovables 
no gestionables. 
b) Impacto de la medida 
El más importante de estos proyectos, el del Golfo de Vizcaya, fue contemplado en los PCI 201752 como 
Interconexión entre Aquitania (FR) y País Vasco (ES). Se trata de una interconexión de 370 km de 
longitud (110 km en España y 260 km en Francia) de los cuales 90 km son terrestres y 280 km 
submarinos, con un coste estimado de 1.750 M€. Este proyecto permitirá que la capacidad de 
interconexión entre España y Francia llegue a 5.000 MW (5% sobre la capacidad instalada). 
En cuanto a los demás, están asimismo incluidos en la lista PCI 2017 y el detalle es el siguiente: 
Interconexión entre Aragón (ES) y Atlantic Pyrenees (FR). Tiene 150 km previstos en el lado 
español y un coste estimado de 1.200 M€. 
Interconexión entre Navarra (ES) y Landes (FR.) Tiene 80 km previstos en el lado español y un 
coste estimado de 1.200 M€. 
 5 2   R R e E g G l aL m A  Me  n E tN o  T  ( OU   E D )  E 3 L4 E 7 G / A2  D0  1O  3   (  eU n E   )c  u 2 a0  n1  t8 o /   5a4 l0a  DlisEt aL Ad eC OlaM UInSiIóÓnN d dee p 2r3o ydeec ntoosv dieem inbtreer dées  c2o0m17ú np.o r el que se modifica el
179

c) Responsables 
La autoridad pública responsable de la aprobación y seguimiento de la medida es el MITECO, en 
colaboración con el Gobierno de Francia. La ejecución corre a cargo de REE junto con el transportista 
de electricidad en Francia, RTE. 
d) Sectores abordados 
Esta medida se dirige al sector eléctrico. 
e) Mecanismos de actuación 
La planificación de la red de transporte en vigor, con el horizonte 2015-2020, contempla, en un 
horizonte posterior al 2020 las interconexiones mencionadas. Estos proyectos serán estudiados y 
tenidos en consideración para la nueva planificación de la red de transporte con el horizonte 2021-
2026. La inclusión de estas instalaciones en el Anexo 2 de la mencionada planificación en vigor permite 
el inicio de los trámites administrativos pertinentes. 
f) Necesidades financieras y apoyo público 
En la financiación de las interconexiones eléctricas (medidas 4.1 y 4.2), así como en la del resto de 
infraestructuras PCI, desempeña un papel importante el programa “Connecting Europe Facilities” (CEF), 
creado en virtud del Reglamento UE 1316/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo de 11 de 
diciembre de 2013. Se articula para el impulso de infraestructuras de especial interés europeo 
mediante ayudas económicas por parte de la UE a través de convocatorias de carácter competitivo de 
propuestas o solicitudes de financiación que presentan los organismos encargados de la construcción 
de dichas infraestructuras, siempre con el visto bueno de cada Estado miembro. 
En relación al proyecto del Golfo de Vizcaya, los promotores del proyecto (REE y RTE) solicitaron 800 
M€ de fondos CEF en la convocatoria de 2017. La convocatoria se resolvió a principios de 2018 con la 
adjudicación de 578 millones de euros. De acuerdo con la asignación de costes comentada, 350 
millones de euros han sido para Francia y los 228 restantes para España. 
 
Medida 4.2. Aumento de la interconexión eléctrica con Portugal 
a) Descripción 
La conexión del sistema eléctrico español con Portugal es más fluida, ya que el proceso que llevó a la 
creación del Mercado Ibérico de la Electricidad (MIBEL) implicó una estrecha cooperación entre los 
gobiernos de ambos países. Como resultado, desde sus inicios en julio de 2007, el MIBEL constituye 
uno de los mercados más líquidos de Europa, reportando múltiples beneficios para los consumidores 
de los dos países, en un marco de participación abierto a todos los interesados en condiciones de 
igualdad, transparencia y objetividad. 
Aun así, dado que en 2017 el 6,7% de las horas no se casaron en el mercado diario debido a congestión 
en la interconexión con Portugal, se considera adecuado el aumento de la capacidad de intercambio 
entre España y Portugal hasta los 3.000 MW. El proyecto consta de las siguientes instalaciones en el 
lado español, ubicadas en las provincias de Ourense y Pontevedra: 
Línea eléctrica a 400 kV, DC, de entrada y salida en Beariz de la línea Cartelle-Mesón do Vento. 
Subestación de transporte Beariz a 400 kV. 
Línea eléctrica a 400 kV, DC, Beariz-Fontefría. 
Subestación de transporte Fontefría 400 kV. 
Línea eléctrica a 400 kV, DC, Fontefría-Frontera Portuguesa. 
b) Impacto de la medida  e.
Las interconexiones son el elemento que permite avanzar en el mercado interior de la energía, ya que  w.
posibilitan el intercambio de electricidad con países vecinos, con precios competitivos y homogéneos  06ww
yse rgeudruidcaedn  lean veorglaéttiliicdaa yd  mdee ljoosra mn elarc eafdicoise nncaicai odnea lleoss.  sSiostne miguaas lmeléecnttreic iomsp, oalr tcaonnttersib puairr aa l au ndaim aesnigsnióanci ódne 
180

más eficiente de las instalaciones de generación reduciendo la necesidad de instalaciones duplicadas a 
un lado y al otro de las fronteras. Finalmente, desempeñan un papel esencial para alcanzar los objetivos 
de energía y clima al permitir una mayor integración en la red de tecnologías renovables no 
gestionables. 
c) Responsables 
La autoridad pública responsable de la aprobación y seguimiento de la medida es el MITECO en 
colaboración con el Gobierno de Portugal. La ejecución corre a cargo de REE. 
d) Sectores abordados 
Esta medida se dirige al sector eléctrico. 
e) Mecanismos de actuación 
La planificación de la red de transporte en vigor, con el horizonte 2015-2020 contempla esta 
interconexión internacional. 
Los proyectos que no se hayan puesto en servicio volverán a ser estudiados y tenidos en consideración 
para la nueva planificación de la red de transporte con el horizonte 2021-2026. 
f) Necesidades financieras y apoyo público 
Esta nueva interconexión con Portugal, igualmente incluida en la lista de PCI 2017, tiene por objetivo 
aumentar la capacidad de intercambio entre ambos países hasta los 3.000 MW y un coste estimado de 
128 M€. 
 
Medida 4.3. Infraestructuras de transporte de electricidad 
distintas de los “Projects of Common Interest” (PCIs) 
a) Descripción 
Tal y como se ha señalado previamente, en la actualidad está en vigor el documento de Planificación 
Energética, Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2015-2020, sometido al 
Congreso de los Diputados el 29 de septiembre de 2015, y aprobado el 16 de octubre de 2015 mediante 
Acuerdo del Consejo de Ministros. En marzo de 2019, se ha iniciado el proceso para elaborar la nueva 
planificación, con horizonte 2021-2026. 
En este entorno, se plantean como proyectos a desarrollar adicionalmente a los PCI los siguientes: 
Eje Abanto/Güeñes - Ichaso 400 kV. 
Actuaciones del área metropolitana de Barcelona. 
Zona Pirineo. Moralets. 
Interconexión eje Mequinenza. 
Eje de mallado de la red JM Oriol-Los Arenales-Cáceres-Trujillo 220 kV. 
Mallado de la red de 220 kV de Valencia capital. 
Refuerzo del eje de 220 kV entre La Plana y Morvedre. 
Refuerzo red de 400 kV entre Castellón y Valencia. 
Conexión entre Mallorca y Menorca, actualmente fuerza de servicio, prevista para 2021. 
El desarrollo de aquellas actuaciones que puedan afectar a los sistemas eléctricos vecinos, se realizará 
en cooperación con los TSO correspondientes al objeto de minimizar las posibles afecciones e impactos 
en ambos sistemas eléctricos. 
En línea con lo establecido en la Medida 1.3 de este Plan, los principios rectores de la planificación de 
la red de transporte de electricidad 2021-2026 son, además de los generales establecidos en el artículo 
9 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte,  e
distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía  o
eléctrica, los siguientes:  w.
1. El cumplimiento de los compromisos en materia de energía y clima que figuran en este Plan.
181

2. La maximización de la penetración renovable en el sistema eléctrico, minimizando el riesgo de 
vertidos, y de forma compatible con la seguridad del sistema eléctrico. 
3. La evacuación de energías renovables en aquellas zonas en las que existan elevados recursos 
renovables y sea posible ambientalmente la explotación y transporte de la energía generada. 
4. La contribución, en lo que respecta a la red de transporte de electricidad, para garantizar la 
seguridad de suministro del sistema eléctrico. 
5. La compatibilización del desarrollo de la red de transporte de electricidad con las restricciones 
medioambientales demandadas por la Evaluación Ambiental Estratégica del PNIEC. 
6. La supresión de las restricciones técnicas existentes en la red de transporte de electricidad. 
7. El cumplimiento de los principios de eficiencia económica y del principio de sostenibilidad 
económica y financiera del sistema eléctrico. 
8. La maximización de la utilización de la red existente, renovando, ampliando capacidad, 
utilizando las nuevas tecnologías y reutilizando los usos de las instalaciones existentes. 
9. La reducción de pérdidas para el transporte de energía eléctrica a los centros de consumo. 
b) Impacto de la medida 
Tradicionalmente, la planificación de la red de transporte de energía eléctrica consta de una parte 
vinculante, las infraestructuras de la red a construir, y de otra indicativa con proyecciones de demanda 
y generación. En esta ocasión la parte indicativa la constituye el presente PNIEC. La planificación 
vinculante de la red de transporte de energía eléctrica se adaptará, en consecuencia, al cumplimiento 
de los objetivos de este Plan y sus previsiones de demanda y parque de generación. 
El proceso de transición energética requiere una adecuada planificación de la red de transporte de 
electricidad que permita la integración masiva de nueva generación renovable al ritmo necesario para 
alcanzar los objetivos en el medio y largo plazo, garantizando la operación segura del sistema eléctrico 
al mínimo coste para los consumidores. En este sentido, el adecuado diseño y planificación de la misma 
desempeña un papel esencial en la integración de una mayor cantidad de generación eléctrica de 
carácter intermitente, permitiendo la conexión de más generación. Asimismo, también es previsible 
que a lo largo de los próximos años cobre cada vez más importancia la generación distribuida a partir 
de fuentes renovables y el autoconsumo. 
Además, la trasformación del modelo energético va a llevar aparejado un cambio en el mix de 
generación  como  consecuencia  de  la  sustitución  de  tecnologías  de  generación  emisoras  y 
contaminantes y la incorporación de nuevas tecnologías limpias y renovables, lo que a su vez conllevará 
un cambio en los flujos de energía a través de la red de transporte y en la gestión de dichos flujos. 
Por otra parte, con el fin minimizar el impacto ambiental, de optimizar las inversiones ya realizadas y 
maximizar la utilización de los pasillos eléctricos existentes, se deberá priorizar la mejora y actualización 
de la red existente frente a nuevos trazados e infraestructuras. Estas actuaciones se podrán llevar a 
cabo mediante el aumento de capacidad de la red a través de repotenciaciones y del tendido de 
circuitos múltiples y de la utilización de las nuevas tecnologías. Lo anterior se realizará anteponiendo 
en todo momento la necesaria seguridad de suministro y fiabilidad de la red de transporte de energía 
eléctrica. 
Destacar, también, que la planificación de la red incorpora entre sus fines la eliminación de las 
restricciones técnicas estructurales que causan ineficiencias económicas en el sistema y un sobrecoste 
en el precio de la energía que pagan los consumidores, así como la minimización de las pérdidas 
provocadas por la existencia de flujos de energía a la larga distancia para abastecer a los grandes 
centros de consumo. 
Por último, recordar que la energía es un factor relevante de localización de la actividad económica, 
por lo que la planificación ha de dar una respuesta adecuada a las necesidades de nueva demanda que 
se identifiquen, incluidas las derivadas del desarrollo de las infraestructuras de ferrocarril de alta  s
velocidad, contribuyendo así a la generación de riqueza, empleo y vertebración del territorio.  e.
182

c) Responsables 
La autoridad pública responsable de la aprobación y seguimiento de la medida es el MITECO. La 
ejecución corre a cargo del TSO, REE. 
d) Sectores abordados 
Esta medida se dirige al sector eléctrico. 
e) Mecanismos de actuación 
Los proyectos incluidos en la planificación de la red de transporte en vigor, con el horizonte 2015-2020, 
que no se hayan puesto en servicio volverán a ser estudiados y tenidos en consideración para una nueva 
planificación de la red de transporte con el horizonte 2021-2026. En marzo de 2019, se ha iniciado el 
proceso de elaboración de la nueva planificación, con horizonte 2021-2026, mediante la Orden 
TEC/212/2019, de 25 de febrero, por la que comienza el procedimiento para efectuar propuestas de 
desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica con horizonte 2026. 
f) Necesidades financieras y apoyo público 
La propuesta de desarrollo de la red de transporte debe cumplir con los principios contenidos en la 
mencionada Ley 24/2013, de 26 de diciembre, entre los que se encuentra de sostenibilidad económica 
y financiera del sistema eléctrico previsto en el artículo 13 de la citada Ley, respetando en todo caso 
los límites de inversión anual establecidos por el Real Decreto 1047/2013, de 27 de diciembre, que 
establece la metodología para el cálculo de la retribución de la actividad de transporte de energía 
eléctrica. 
 
Medida 4.4. Integración del mercado eléctrico 
a) Descripción 
El avance en la integración del mercado eléctrico consta de diversas iniciativas que se detallan a 
continuación. 
1. Avanzar en la participación de las energías renovables en los servicios de ajuste y balance. Se 
dispondrán las medidas necesarias para el desarrollo del almacenamiento y la gestión de la 
demanda, contribuyendo también a la dimensión de seguridad energética. 
2. Adoptar las medidas necesarias para impulsar la descarbonización de la economía con el 
objetivo de que las centrales de carbón minimicen su (improbable) aportación de energía al 
sistema eléctrico para el año 2030. 
3. Llevar a cabo las medidas necesarias para mejorar la gestionabilidad de la energía hidráulica, 
maximizando  de  esta  manera  la  integración  de  energías  renovables  (esta  medida  se 
complementa con la de aumento del almacenamiento eléctrico, dentro de la dimensión de 
seguridad energética). 
4. Fomentar la participación de los consumidores en el mercado eléctrico. La nueva directiva y 
reglamento europeo de mercado interior incentivan la respuesta de la demanda y, en 
aplicación de dicha normativa, el mercado evolucionará hacia un diseño que proporcione 
señales de precios eficaces a través de las cuales se garantice la participación activa de la 
demanda y la posibilidad de su agregación. 
5. Analizar el desarrollo de mecanismos de capacidad compatibles con las nuevas directivas y 
reglamentos europeos que contribuyan al cumplimiento de los objetivos de este Plan, abiertos 
a la participación de todos los recursos que estén en disposición de proporcionar la capacidad 
necesaria, incluida la gestión del almacenamiento de energía y la demanda. 
6. Impulsar el autoconsumo y la generación distribuida (Medida 1.4). En ese sentido, el Real 
Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas  e.e
y económicas del autoconsumo de energía eléctrica,  tiene como objetivos lograr un fuerte  bo
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183

7. Desarrollar, de acuerdo a la nueva directiva y reglamento europeo de mercado interior, el 
almacenamiento  energético  como  medio  para  garantizar  el  suministro  eléctrico,  se 
considerará que este puede ofrecer múltiples servicios con distintas características y ventajas. 
Así, generación, demanda y almacenamiento podrán aportar su firmeza y flexibilidad, con los 
mecanismos adecuados, asegurando el suministro en todo momento (ver Medida 1.2).
b) Impacto de la medida 
A raíz del elevado esfuerzo realizado por España en el despliegue de contadores inteligentes, iniciado 
en 2008 y finalizado a finales de 2018, los consumidores disponen de una herramienta básica para 
conocer su consumo horario, convertirse en consumidores activos y poder ajustarse a los precios del 
mercado eléctrico. Así, los consumidores pueden ajustar su demanda a aquellas horas en las que los 
precios de mercado sean inferiores, contribuyendo de esa manera al desplazamiento de la curva de 
demanda y facilitando con ello un descenso de los precios de la energía eléctrica. 
En este sentido, es fundamental continuar avanzando en un marco habilitante favorable para la 
promoción del autoconsumo y las comunidades energéticas renovables. A este respecto, se ha 
desarrollado lo dispuesto por el Real Decreto-Ley 15/2018, de 5 de octubre, de medidas urgentes para 
la transición energética y la protección de los consumidores, a través del Real Decreto 244/2019, de 5 
de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo 
de energía eléctrica, teniendo como premisa en su elaboración la búsqueda de la mayor simplicidad 
posible en los requisitos técnicos y administrativos, de tal forma que no supongan una barrera en el 
desarrollo del autoconsumo. 
El Real Decreto-Ley 15/2018, de 5 de octubre, ha suprimido la figura del gestor de cargas y se ha 
liberalizado la actividad de recarga, permitiendo que cualquier consumidor pueda prestar servicios de 
recarga. Además, los gestores de puertos, aeropuertos e infraestructuras ferroviarias, en su condición 
de consumidores, podrán prestar servicios de suministro eléctrico a embarcaciones, aeronaves y 
ferrocarriles y servicios inherentes a la prestación del servicio, permitiendo que buques y aeronaves 
puedan dejar de consumir combustible mientras que se encuentren en dichas instalaciones, lo cual 
contribuye al objetivo de alcanzar un transporte bajo en emisiones. 
Por otra parte, el ya mencionado Real Decreto-ley 15/2018, de 5 de octubre, realizó una modificación 
en la regulación del autoconsumo en España con el fin de que los consumidores-productores, y la 
sociedad en su conjunto, puedan beneficiarse de las ventajas que acarrea esta actividad, en términos 
de menores necesidades de red, mayor independencia energética y menores emisiones de gases de 
efecto invernadero. 
Además, es preciso avanzar en un marco favorable para el adecuado acceso a los datos de consumo 
por parte de los consumidores, como la promoción del autoconsumo y las comunidades energéticas 
locales tal y como ha quedado recogido en las siguientes medidas: 1.4. El desarrollo del autoconsumo 
con renovables y la generación distribuida, 1.13 Comunidades energéticas locales y 1.14 Promoción del 
papel proactivo de los ciudadanos en la descarbonización, incluidas en el presente Plan. 
c) Responsables 
Las autoridades públicas responsables de la ejecución y seguimiento de la medida son el MITECO y las 
Comunidades Autónomas. 
d) Sectores abordados 
Esta medida se dirige al sector eléctrico. 
e) Mecanismos de actuación 
Desarrollo reglamentario adicional, incluyendo la transposición de la normativa europea, así como el 
ejercicio de planificación previsto en la Medida 3.6. 
 
184

En el aspecto específico de protección de los consumidores de electricidad y mejora de la 
competitividad del sector minorista, se plantea la siguiente medida: 
Medida 4.5. Protección de los consumidores de electricidad  
e incremento de la competencia 
a) Descripción 
La Unión de la Energía ha situado al consumidor de energía eléctrica en el centro de sus políticas. La 
energía es un bien crítico, esencial para la participación plena en la sociedad moderna. Por tanto, la 
transición hacia las energías limpias ha de ser también justa para aquellos sectores, regiones o 
segmentos vulnerables de la sociedad que puedan estar afectados por la transición energética. 
En el futuro, todos los consumidores de la UE tendrán derecho a generar electricidad ya sea para su 
propio consumo, almacenarla, compartirla, o venderla al mercado. Estos cambios harán que sea más 
fácil para los hogares involucrarse en el sistema de energía, controlar mejor su consumo y responder a 
las señales de precios. Las nuevas reglas de mercado garantizarán un alto nivel de protección y una 
buena gestión de los datos. Además, los nuevos servicios, como la respuesta a la demanda, ayudarán 
a muchas personas y familias a reducir significativamente sus facturas de energía. 
b) Mecanismos de actuación  
Se plantea esta medida en el aspecto específico de protección de los consumidores de electricidad y 
mejora de la competitividad del sector minorista. Consta de las siguientes iniciativas: 
1. Establecer un marco normativo dinámico que se adapte a la constante evolución del sector y 
proteja a los consumidores más vulnerables fomentando precios competitivos y transparentes. 
Para ello, se analizarán las reformas necesarias en el diseño y funcionamiento del mercado 
eléctrico. Además, se estudiarán nuevos diseños de tarifas inteligentes que promuevan la 
gestión de la demanda, el uso racional de las infraestructuras y que contribuyan a los objetivos 
de descarbonización. 
2. Facilitar la comprensión de las ofertas y de las condiciones en las que se realiza la contratación 
del suministro, lo que posibilitará que adopten mejores decisiones en lo relativo a su consumo 
de electricidad, logrando un comportamiento más eficiente y un impacto menos perjudicial para 
el medio ambiente. 
3. Profundizar en el fomento de la libre competencia entre las comercializadoras de energía 
eléctrica. 
c) Responsables 
Las autoridades públicas responsables de la ejecución y seguimiento de la medida son el MITECO, 
conjuntamente con las Comunidades Autónomas y la CNMC. 
d) Sectores abordados 
Esta medida se dirige al sector eléctrico. 
   
185

Medida 4.6. Acceso a datos 
a) Descripción 
Una información detallada, accesible y comprensible sobre su consumo energético es determinante 
para que los ciudadanos y las empresas puedan tomar decisiones sobre el mismo, así como sobre 
selección de tarifas e inversión más eficientes, y para que empresas existentes o nuevos agentes, como 
los agregadores, puedan ofrecerles distintos servicios energéticos y ejercer las funciones para las que 
les habilita la Directiva 2019/944/UE sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad. 
Además, el disponer de información sobre consumos agregados por parte de las administraciones 
públicas es necesario para que éstas puedan evaluar la eficacia de políticas y medidas en materia 
energética. 
Tras el despliegue de los sistemas de medición inteligentes de consumo eléctrico (que en España en 
2018 ya estaban implantados al 93%), existen actualmente en los Estados miembros, o se están 
elaborando, diferentes modelos de gestión de datos. Por ejemplo, en Estonia y Dinamarca ya se ha 
establecido una plataforma central de datos, gestionada por un organismo independiente, siendo otra 
opción que el gestor de la plataforma sean los propios operadores de las redes de distribución. 
Independientemente del modelo de gestión, es importante que se implanten normas transparentes en 
virtud de las cuales puedan ser accesibles en condiciones no discriminatorias y garanticen el máximo 
nivel de accesibilidad, usabilidad, ciberseguridad y protección, así como la imparcialidad de las 
entidades que los procesan. 
Dado que las tecnologías existentes ya lo permiten y que así lo recoge el artículo 20 de la Directiva 
2019/944/UE, los consumidores deberían tener acceso a sus datos en tiempo casi real (frente a los 
datos horarios que se recogen a día de hoy en España, en países como Francia los datos se obtienen 
cada 30 minutos, en Bélgica y Eslovaquia cada 15 minutos, y en Italia, Grecia y Polonia en tiempo casi 
real). 
Por otra parte, para asegurar una transición que cubra todos los usos energéticos, se hace necesario 
que el consumidor y la administración dispongan de datos de consumo de energía térmica. 
b) Objetivos abordados 
Potenciar la sensibilización y el papel protagonista de la ciudadanía en la transición energética, el 
desarrollo de servicios energéticos innovadores como, entre otros, la agregación, y el análisis de la 
eficacia de políticas y medidas de apoyo por parte de la administración pública, mediante el adecuado 
acceso a los datos de consumo eléctrico. 
c) Mecanismos de actuación 
Creación de la plataforma de acceso a datos que aproveche, como mínimo, los de los contadores 
existentes, y que garantice: 
La sencillez en el uso para el ciudadano tanto para la consulta de sus datos de consumo como 
para autorizar el acceso a terceros. 
El cumplimiento de la normativa relativa a la protección de datos. 
El acceso a los mismos en tiempo casi real y a los históricos de consumo. 
El acceso por parte de la administración a datos agregados por ámbito geográfico y tipología 
de consumidor. 
Información relevante para el consumidor como aquella relativa a periodos tarifarios o 
potencia necesaria. 
Desarrollo de sistemas de información de energía térmica que permita a los usuarios un acceso sencillo 
y comprensible a sus propios datos, así como el acceso por parte de la administración a datos 
agregados. 
d) Responsables 
Administración General del Estado (MITECO/IDAE, MINECO y Ministerio de Consumo), CNMC, REE y  oe.
empresas distribuidoras.  w.

186

En cuanto al mercado del gas español, su afianzamiento y desarrollo se considera un elemento 
necesario en la próxima década, requiriéndose para ello de las siguientes iniciativas: 
Medida 4.7. Integración del mercado gasista 
a) Descripción 
En línea con la medida 4.4, pero enfocada al sector gasista, se proponen las siguientes iniciativas para 
mejorar la integración del mercado: 
1. Establecimiento del modelo logístico de plantas de regasificación mediante la aprobación de la 
Circular de la CNMC por la que se establecen los mecanismos de acceso y asignación de 
capacidad a aplicar en el sistema de gas natural y su posterior desarrollo. De esta manera, se 
confía en maximizar la flexibilidad del sistema permitiendo avanzar hacia un modelo que 
permita la compraventa de GNL sin distinción de la planta en la que se encuentre físicamente. 
2. Profundización de las medidas de fomento de la liquidez (negociación obligada en el mercado 
organizado de gas natural destinado a ciertos usos, creadores de mercado). 
3. Aprovechamiento de la capacidad de almacenamiento de gas natural licuado (GNL) en las 
plantas españolas, así como su capacidad de regasificación, para poder convertirse en un “hub” 
físico a nivel comunitario, tanto de gas natural como de gas renovable o hidrógeno. 
b) Impacto de la medida 
Esta medida se desarrollará por la autoridad regulatoria nacional, la CNMC, en el ámbito de sus 
competencias, así como en el marco de la Ley 8/2015, de 21 de mayo. Mediante esta ley se creó el 
mercado organizado del gas (MIBGAS) y se designó al operador del mercado, con el objetivo de suplir 
la inexistencia de un mercado mayorista secundario organizado, que proporcionara una señal de 
precios transparente y fomentara el crecimiento de la competencia en el sector. 
Al igual que para el mercado eléctrico, para el gas también se plantea facilitar la entrada de nuevos 
comercializadores, así como reducir las cargas administrativas para los comercializadores de gas natural 
en sus relaciones con la Administración. 
c) Responsable 
La autoridad pública responsable de la ejecución y seguimiento de la medida es MITECO. 
d) Sectores abordados 
Esta medida se dirige al sector gasista. 
 
Medida 4.8. Protección de los consumidores de gas 
a) Descripción 
En materia de protección del consumidor, respondiendo al objetivo global de proporcionarle la 
información necesaria para que pueda tomar con total independencia sus decisiones de consumo de 
gas natural, se plantean las siguientes iniciativas: 
1. Agilización de las acometidas: introduciendo la posibilidad de que la ejecute el propio 
solicitante, mediante modificación del artículo 25 del Real Decreto 1434/2002. 
2. Agilización del proceso de cambio de comercializador: introduciendo un procedimiento que 
impida dilación alguna y ampliando las facultades de control por parte del regulador, mediante  e
la modificación de los artículos 41 y 42 del Real Decreto 1434/2002.  o
3. Reducción del fraude: reforzar el papel de los distribuidores en la detección del fraude y los  06ww
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187

4. Implantación  de  contadores  inteligentes:  análisis  técnico  y  económico  de  la  posible 
implantación de contadores inteligentes en consumidores suministrados a presión igual o 
inferior a 4 bar, a partir del informe a elaborar por la CNMC en cumplimiento de la disposición 
adicional cuarta de la Orden ETU/1283/2017, de 22 de diciembre. 
5. Impedir la suspensión del suministro en situaciones meteorológicas extremas, tal y como se 
establece en la Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética 2019-2024. 
b) Impacto de la medida 
Esta medida proporcionará a los consumidores la capacidad de conocer en todo momento los 
volúmenes de gas consumidos y su huella medioambiental (emisiones, proporción de gas renovable 
consumido, consumo en tiempo real, consulta de factura “on line”, etc.). 
c) Responsable 
La autoridad pública responsable de la ejecución y seguimiento de la medida es MITECO. 
d) Sectores abordados 
Esta medida se dirige al sector gasista. 
 
Medida 4.9. Mejora de la competitividad del sector gasista minorista 
a) Descripción 
Se plantean las siguientes iniciativas: 
1. Establecimiento de nuevas obligaciones a los operadores dominantes en el sector del gas 
natural en función de su cuota de mercado minorista. 
2. Creación de un punto único de remisión estadística por parte de los comercializadores a la 
Administración General del Estado, centralizado en la Secretaría de Estado de Energía, que 
facilita a su vez información al resto de órganos que lo precisen (CNMC, CORES). 
3. Agilización del procedimiento electrónico dedicado al alta de nuevos comercializadores. 
En ese sentido, cabe recordar el efecto que ya han tenido medidas como las contenidas en el Real 
Decreto Ley 15/2018, consistentes en introducir una exención en el Impuesto Especial sobre 
Hidrocarburos para los productos energéticos utilizados en la producción de electricidad en centrales 
eléctricas o la cogeneración de electricidad y calor en centrales combinadas. 
b) Impacto de la medida 
Junto con la anterior, esta medida mejorará la capacidad de los consumidores de conocer en todo 
momento los volúmenes de gas consumidos y su huella medioambiental (emisiones, proporción de gas 
renovable consumido, consumo en tiempo real, consulta de factura “on line”, etc.). 
c) Responsables 
La autoridad pública responsable de la ejecución y seguimiento de la medida es MITECO. 
d) Sectores abordados 
Esta medida se dirige al sector gasista. 
    s
188

Medida 4.10. Plan de desarrollo de gestión de la demanda de gas 
a) Descripción 
Se procederá a la selección de áreas geográficas en las que la posible interrupción de suministro a 
clientes  no  protegidos  puede  resultar  imprescindible  para  garantizar  la  seguridad  energética. 
Asimismo, ese plan de gestión de la demanda de gas debe preseleccionar clientes no protegidos cuyo 
volumen de consumo y actividad económica puedan ser adecuados para concurrir a estos mecanismos. 
b) Impacto de la medida 
Como consecuencia del Plan se desarrollará la regulación nacional, por parte de la CNMC y del MITECO, 
en el ámbito de sus respectivas competencias, para disponer de estos mecanismos aprobados en el 
plazo establecido. Entre las principales herramientas destacan las siguientes: 
Peaje interrumpible: posibilidad de interrupción de suministro a clientes acogidos a este tipo de 
peaje de transporte y distribución, por un importe inferior al peaje fijo, con la opción de 
disminuir la demanda a satisfacer por el sistema en caso de falta de suministro o de saturación 
de gasoductos en condiciones extremas. 
Sistemas de gestión de la demanda: se prevé el desarrollo de sistemas de gestión de la demanda, 
que permita a los consumidores no protegidos conforme al Reglamento 2017/1938, renunciar 
a volúmenes de gas contratados, poniéndolos en el mercado a un precio determinado mediante 
procedimientos competitivos. 
c) Responsable 
La autoridad pública responsable de la ejecución y seguimiento de la medida es MITECO. 
d) Sectores abordados 
Esta medida se dirige al sector gasista. 
   
189

Medida 4.11. Lucha contra la pobreza energética 
a) Descripción 
El paquete de medidas “Energía limpia para todos los europeos” sugiere abordar la pobreza energética 
desde la raíz, mediante políticas sociales específicas y medidas de eficiencia energética, como el 
aislamiento de las viviendas sociales. 
También avanza que la pobreza energética es un gran desafío en toda la UE y tiene su origen en los 
bajos ingresos y en la vivienda ineficiente en energía. Establece un nuevo enfoque para proteger a los 
consumidores vulnerables, que incluye ayudar a los Estados miembros a reducir los costes de energía 
para los consumidores mediante el apoyo a las inversiones de eficiencia energética. 
Como parte del proceso de Gobernanza de la Unión de la Energía, los Estados miembros deben evaluar 
el número de hogares en situación de pobreza energética en sus planes nacionales integrados de 
energía y clima, teniendo en cuenta los servicios energéticos domésticos necesarios para garantizar 
niveles de vida básicos en el contexto nacional, la política social vigente y otras políticas pertinentes, 
así como las orientaciones indicativas de la Comisión sobre los indicadores que corresponda, incluida 
la dispersión geográfica, basados en un enfoque común de la pobreza energética. En el caso de que un 
Estado miembro constate la existencia de un número importante de hogares en dicha situación, debe 
incluir en su plan un objetivo nacional indicativo para reducirla. 
En el informe de situación nacional integrado de energía y clima debe incluirse: 
1º.- Información sobre los avances hacia el objetivo nacional indicativo de reducir el número de 
hogares en situación de pobreza energética. 
2º.- Información cuantitativa sobre el número de hogares en situación de pobreza energética y, 
cuando se disponga de ella, información sobre las políticas y medidas para abordar el problema. 
La Comisión compartirá los datos comunicados por los Estados miembros con el Observatorio Europeo 
de la Pobreza Energética (EPOV). 
En este contexto, las medidas adoptadas por la Comisión sobre la eficiencia energética instan a los 
Estados miembros a que tengan en cuenta la pobreza energética, al exigir que se aplique una parte de 
las medidas de eficiencia como una prioridad en los hogares afectados por dicho problema o en las 
viviendas sociales. Sus estrategias de renovación de edificios a largo plazo también deben contribuir al 
alivio de la mencionada pobreza. Y es que la Comisión Europea quiere reforzar el efecto positivo de los 
aspectos sociales de la eficiencia energética. Cualquier medida que permita mejorar las condiciones de 
vida, o incrementar la participación de las personas en la misma, y ahorre dinero, es particularmente 
importante para las familias de bajos ingresos que no pueden calentar sus hogares de manera 
adecuada, y mucho menos permitirse una renovación o rehabilitación para hacer un uso más eficiente 
de la energía. 
La Directiva sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad aprobada en junio de 
2019 señala que es importante que los Estados miembros adopten las medidas necesarias para 
proteger a los consumidores vulnerables y en situación de pobreza energética en el contexto del 
mercado interior de la electricidad. Dichas medidas pueden diferir en función de las circunstancias 
concretas de cada Estado miembro, y pueden incluir medidas de política social o energética 
relacionadas con el pago de las facturas de electricidad, con la inversión en la eficiencia energética de 
los edificios de viviendas, o con la protección de los consumidores, como salvaguardias contra la 
desconexión. 
En el contexto nacional, la pobreza energética en España es un fenómeno complejo cuya aproximación 
demanda un análisis multidisciplinar y actuaciones coordinadas de las distintas políticas por parte de 
los poderes públicos. La “Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética” (ENPE) aprobada en abril 
de 2019 supone un marco de actuación y encuadre de las actuaciones que se realicen en la materia. 
Para ello, se ha dotado de un enfoque que aúna medidas de carácter más prestacional y paliativo, cuya 
ejecución se realiza a corto plazo, con otras medidas de mejora de la eficiencia energética, más 
estructurales y de desarrollo, orientadas al medio y largo plazo. La Estrategia se ha elaborado en un  es
marco de colaboración, asesoramiento y participación de representantes de organismos de las  oe.
diferentes administraciones (estatal, autonómica y local), así como de expertos y entidades del tercer  w.
sector, que estarán asimismo presentes en su posterior implementación.  06ww
190

En línea con las directrices europeas, la ENPE incluye una definición de pobreza energética y de 
consumidor vulnerable (“La pobreza energética es la situación en la que se encuentra un hogar en el 
que no pueden ser satisfechas las necesidades básicas de suministros de energía, como consecuencia 
de un nivel de ingresos insuficiente y que, en su caso, puede verse agravada por disponer de una vivienda 
ineficiente en energía; Consumidor vulnerable es el consumidor de energía eléctrica o de usos térmicos 
que se encuentra en situación de pobreza energética, pudiendo ser beneficiario de las medidas de apoyo 
establecidas por las administraciones”). 
Con objeto de parametrizar las situaciones, la ENPE selecciona los cuatro indicadores oficiales del 
Observatorio Europeo contra la Pobreza Energética (EPOV): 
1. Gasto desproporcionado (2M): porcentaje de hogares cuyo gasto energético en relación con sus 
ingresos es más del doble de la mediana nacional. 
2. Pobreza energética escondida (HEP): porcentaje de los hogares cuyo gasto energético absoluto 
es inferior a la mitad de la mediana nacional. 
3. Incapacidad para mantener la vivienda a una temperatura adecuada: porcentaje de la población 
que no puede mantener su vivienda a una temperatura adecuada. 
4. Retraso en el pago de las facturas: porcentaje de población que tiene retrasos en el pago de 
facturas de los suministros de la vivienda. 
Adicionalmente, los análisis de estos indicadores se ven complementados por otros derivados y son 
cruzados con determinadas variables de caracterización de la población. 
La ENPE establece, además, un objetivo para cada uno de los indicadores del EPOV: reducir, como 
mínimo el 25% en 2025 buscando ir más allá y alcanzar 50% sus valores actuales. 
A través de 4 ejes fundamentales, se perfilan las líneas de actuación que materializan el plan operativo 
de la ENPE, concretadas en 19 medidas. Los ejes en los que se articula la ENPE son los siguientes: 
I. Mejorar el conocimiento. 
Seguimiento periódico de los indicadores mediante la actualización anual de los cuatro indicadores 
por parte del Instituto Nacional de Estadística (INE), organismo que proporcionará información 
específica sobre sus valores desagregados por zona climática. Por su parte, el IDAE será el 
organismo encargado de la publicación de los resultados, así como de realizar el análisis 
comparativo con el resto de Estados miembros de la Unión Europea y con los objetivos establecidos 
a nivel nacional. 
II. Mejorar la respuesta frente a la situación actual. 
Las medidas prestacionales previstas son mecanismos claves para la protección a corto plazo de 
los consumidores vulnerables, que les permitan hacer frente a los pagos de sus suministros 
energéticos. 
Así, se prevé la creación de un nuevo bono social energético, otorgado en base a criterios de renta 
disponible. Los umbrales de renta que se establezcan podrán verse relajados para determinadas 
categorías de consumidores especialmente vulnerables, y prestando especial atención a los 
hogares en los que haya menores. Podrá contemplarse la concesión directa de la ayuda a aquellos 
colectivos perceptores de prestaciones cuyo otorgamiento se encuentre vinculado de antemano a 
niveles de renta bajos. 
El mecanismo atenderá a tres principios: 
1. Universalidad de fuentes de suministro: la nueva ayuda será integral para el conjunto de los 
suministros energéticos, tanto eléctricos como térmicos. 
2. Automatización: se simplificará su otorgamiento mediante la comprobación directa de los 
requisitos por parte de una administración pública que recabe información de todos los organismos 
implicados, evitando que el consumidor tenga que tramitar la solicitud. 
3. Gestión coordinada con otras Administraciones Públicas: en la implementación de la ayuda 
intervendrán  todas  las  administraciones  de  manera  coordinada  y  respetando  el  reparto 
competencial establecido.  e.
Se contará con los servicios sociales quienes tendrán que aplicar el principio de precaución  w.
asociado al Suministro Mínimo Vital, de manera que se impida que durante un periodo de tiempo  06ww
el suministro de los hogares más vulnerables pueda verse interrumpido.
191

Una de las medidas previstas será la prohibición de la interrupción del suministro energético en 
situaciones meteorológicas extremas a consumidores vulnerables. 
III.Crear un cambio estructural para la reducción de la pobreza energética. 
Se recogen en este eje medidas estructurales y de eficiencia energética, centradas en lograr una 
mejora del equipamiento y las condiciones de los edificios y hogares de los consumidores 
vulnerables. 
Son un elemento fundamental para abordar la pobreza energética porque buscan un cambio 
permanente en los hogares que reduzca su dependencia de otras medidas prestacionales. Se 
incluyen medidas como la mejora de eficiencia energética y del equipamiento residencial (Medidas 
2.6 y 2.7 de este Plan), así como instalaciones de autoconsumo dirigidas a consumidores 
vulnerables (Medida 1.4). 
IV.Medidas de protección a los consumidores y concienciación social. 
Se trata de actuaciones que buscan apoderar a los consumidores, profesionales y demás actores 
vinculados  con  la  pobreza  energética  mediante  un  mejor  conocimiento  de  los  derechos, 
obligaciones, posibilidades y alternativas en el ámbito del consumo energético. 
El primer elemento es la concienciación general de la necesidad de erradicar la pobreza energética 
como situación existente en las modernas sociedades. 
Consta asimismo de la elaboración de un protocolo para detectar situaciones de pobreza 
energética por parte de los profesionales de atención primaria. 
b) Objetivos abordados 
La reducción de la pobreza energética en España, así como la reducción del impacto que este estado 
tiene sobre una parte de la población. 
Tabla 3.3. Objetivos de pobreza energética 
Indicador (%)  2017  Objetivo mínimo para 2025  Objetivo buscado para 2025 
Gasto desproporcionado (2M)  17,3  12,9  8,6 
Pobreza energética escondida (HEP)  11,5  8,6  5,7 
Temperatura inadecuada de la vivienda  8  6  4 
Retraso en el pago de las facturas  7,4  5,5  3,7 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
c) Mecanismos de actuación 
Para la redacción de la Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética: 
Se ha realizado un diagnóstico y caracterización del problema. 
Se ha articulado una definición de pobreza energética y de consumidor vulnerable en 
consonancia con la regulación establecida en la Directiva de Electricidad y el Reglamento de 
Gobernanza. 
Se han utilizado los instrumentos estadísticos correspondientes, junto con la consulta y 
participación  de  los  organismos  públicos  y  los  actores  privados,  para  obtener  una 
representación de la situación en nuestro país. 
Se han diseñado indicadores oficiales de medición. 
Este análisis previo ha permitido establecer las necesidades y lugares de actuación que debe 
cubrir la ENPE. La evolución de estos indicadores será objeto de análisis continuo y servirán de 
base para establecer una comparación con el resto de Estados miembros de la Unión Europea. 
Se han establecido objetivos de reducción de pobreza a medio y largo plazo. 
Se han diseñado medidas para lograr los objetivos. 
d) Responsables 
Administración General del Estado (MITECO/IDAE, MINECO, Instituto Nacional de la Seguridad Social),  s
Administraciones Autonómicas y Locales, asociaciones sectoriales, INE.  oe.
192

3.5 DIMENSIÓN DE INVESTIGACIÓN, INNOVACIÓN Y COMPETITIVIDAD 
En la futura Estrategia Española de Ciencia, Tecnología e Innovación 2021-2028 se incorporará 
una Acción Estratégica en Energía y Cambio Climático, así como en sus planes de desarrollo y 
asignar un volumen de financiación para la I+D+i en energía y clima. Esto último significa un 
cambio respecto a la estructura actual de la planificación estatal de la I+D+i ya que las 
convocatorias de financiación se evalúan y resuelven estrictamente por criterios de excelencia 
sin definir niveles de financiación de sectores o retos específicos o la alineación con los retos 
estratégicos del país. 
3.5.1 Políticas y medidas para alcanzar los objetivos nacionales 
Para dar cobertura a las necesidades del Plan en ciencia, tecnología e innovación, y dado el 
carácter no orientado de la planificación de I+D+i actual, los instrumentos de los agentes 
financiadores del sistema español de ciencia y tecnología pueden destinarse a actuaciones en 
energía y clima. Se considera necesaria la realización de un análisis estratégico continuo y 
dinámico, para establecer las prioridades en investigación e innovación de nuestro país. Se trata 
de una reflexión de largo plazo, dado el volumen de nuevas tecnologías necesarias para llevar a 
cabo la transición energética y el elevado tiempo de maduración que necesita la I+D+i. 
Medida 5.1. Acción Estratégica en Energía y Clima 
a) Descripción 
La normativa que regula el sistema español de Investigación, Desarrollo e Innovación contempla la 
creación de marcos e instrumentos para potenciar de manera prioritaria sectores o tecnologías de 
carácter horizontal y estratégico bajo el paraguas de una Acción Estratégica de I+D+i. Mediante estas 
acciones se proporciona cobertura a las apuestas más decididas y relevantes en materia de I+D+i. 
La Acción Estratégica de Energía y Cambio Climático tendrá como objetivo favorecer la I+i+c para la 
transición energética y acelerar la plena descarbonización de la economía en el horizonte 2050, la 
implantación de un modelo de desarrollo sostenible y resiliente al cambio climático y que facilite las 
señales económicas y regulatorias que proporcionen estabilidad y seguridad a los inversores y otros 
agentes económicos. 
En concreto, un modelo energético que fomente el uso de fuentes de energías renovables, la eficiencia 
energética, el desarrollo de tecnologías de combustión limpia o tecnologías emergentes, el avance en 
las áreas de la movilidad sostenible y el cambio modal en el transporte, la promoción de la edificación 
sostenible y mitigación de emisiones no energéticas, la promoción de la eficiencia y la sostenibilidad 
en el abastecimiento de materias primas para las nuevas tecnologías, así como la observación del clima 
y adaptación al cambio climático. 
Dicha acción incorporará una gestión integral de todos los programas necesarios. Para garantizar la 
coordinación de las actividades y la consecución de los objetivos establecidos, esta apuesta definirá 
objetivos específicos y establecerá un compromiso presupuestario para toda la vigencia de la futura 
Estrategia de Ciencia, Tecnología e Innovación y los Planes que la desarrollen. 
b) Objetivos 
Brindar  la  flexibilidad  necesaria  para  facilitar  la  colaboración  internacional  y  la 
implementación de las líneas de SET-Plan. 
Evitar duplicidades, asegurar la continuidad de las líneas de investigación prioritarias y la  es
comunicación de resultados a las Administraciones Públicas.  oe.
Mejorar la transferencia del conocimiento y la excelencia científica.  06www.
Impulsar la innovación en el sector privado.
193

Aumentar los retornos de los programas europeos en energía y cambio climático. 
c) Mecanismos de actuación 
Estrategia Estatal de Ciencia, Tecnología e Innovación 2021-2027. 
Plan Estatal de Investigación Científica, Técnica y de Innovación 2021-2024. 
d) Responsable 
El MCI, coordinado con el MITECO. 
Esta medida se alinea con las estrategias de especialización inteligente para mejorar el intercambio de 
conocimiento entre agentes políticos y partes interesadas, favoreciendo, sobre todo, la participación 
de las PYME. 
 
Medida 5.2. Implementación del SET-Plan 
a) Descripción 
El cometido del SET-Plan consiste en acelerar el desarrollo y despliegue de tecnologías bajas en 
carbono53. 
En el marco del SET-Plan, el MCI coordinado con el MITECO, y en estrecha colaboración con CIEMAT y 
CDTI, trabajan en grupos que abordan las necesidades de I+i+c en: energía solar fotovoltaica, solar de 
concentración, eólica, geotérmica, tecnologías oceánicas, captura, almacenamiento y uso de carbono, 
bioenergía y biocombustibles, baterías, nuevos materiales y tecnologías para la eficiencia energética 
en edificios, eficiencia energética en la industria, sistemas de energía inteligente, ciudades inteligentes 
y sostenibles, entre otros. 
Para poner en marcha las 10 acciones prioritarias identificadas en el SET-Plan, se constituyeron 14 
grupos de trabajo TWGs (Temporary Working Groups) con el cometido de elaborar un plan de 
implementación54 para cada una de las tecnologías representadas en los grupos. España participó en 
todos los TWGs y lideró el de solar de concentración. 
Una vez adoptados los planes de implementación, los TWGs se han ido extinguiendo para dar lugar a 
la formación de los grupos de implementación (IWG Implementation Working Groups). Al igual que hizo 
con el TWG de Energía Solar de Concentración, nuestro país lidera el Grupo de Implementación de CSP. 
b) Objetivos 
El SET-Plan se desarrolla a partir del 5º pilar de la Unión por la Energía, con las siguientes prioridades: 
Europa ha de ser líder mundial en el desarrollo de la próxima generación de energías renovables. 
Se ha de facilitar la participación de los consumidores en la transición energética. 
Se establecerán sistemas energéticos eficientes. 
Se fomentarán sistemas de transporte más sostenibles. 
                                                           
53  Para ello, se han identificado acciones y prioridades estratégicas necesarias para acelerar la transformación del 
sistema energético de una manera efectiva, identificando duplicaciones y sinergias a nivel europeo y nacional, 
coordinando los esfuerzos nacionales y europeos en investigación y en financiación de proyectos. Entendemos el 
SET-Plan como una hoja de ruta para la investigación coordinada hacia el desarrollo de una cartera de tecnologías  es
de bajas emisiones de carbono, limpias, eficientes, a precios asequibles y su penetración en el mercado a gran  oe.
escala.  w.
54  Los Planes de Implementación incluyen las acciones específicas de I+D+i necesarias para conseguir los objetivos  06ww
fpdiaejar idtniocvsiep, saytn ilgatae fcsini óeannn  cyei lad SceEi óTlan- P iynl amdnue,s cetarnin aei ssmtroecs hnae cceoslaabrioorsa pcaiórna  scuo nim lap CleEm ye cnotna cuiónn p. aEpsetel  mpruoyc eascoti veost pá olird pearartdeo d peo lro lso sc epnatírsoess 
194

c) Mecanismos de actuación 
Facilitar la puesta en marcha de las acciones identificadas en los Planes de Implementación de SET-
Plan. 
Tal y como ya se ha señalado, la Estrategia de Ciencia, Tecnología e Innovación 2021-2027 incluirá una 
Acción Estratégica en Energía y Clima que brinda la flexibilidad necesaria para facilitar la colaboración 
internacional y la implementación de las líneas de SET Plan. 
d) Responsables 
El MCI, coordinado con el MITECO. 
 
Medida 5.3. Red de Excelencia en Energía y Clima  
a) Descripción 
Los centros y unidades de excelencia existentes en nuestro país destacan tanto por la calidad de sus 
investigaciones científico-técnicas como por la fortaleza de sus colaboraciones con el tejido productivo, 
lo que les confiere el carácter de socios tecnológicos y de innovación estratégicos, y con un destacado 
impacto en la inversión empresarial en I+D+i. 
La red de energía y clima constituirá la plataforma de centros y unidades de excelencia y servirá para 
el intercambio de experiencias y colaboración, la optimización de los recursos, la difusión de resultados 
y la promoción de las actividades de investigación e innovación. 
b) Objetivos abordados 
Fortalecer la transferencia y gestión del conocimiento en entornos abiertos y flexibles de colaboración 
en I+D+i en los que la interacción, la difusión de ideas y la adopción de objetivos y modelos compartidos 
favorezca el desarrollo de nuevas ideas e incentive su traslación a novedosas aplicaciones, comerciales 
y no comerciales. 
c) Mecanismos de actuación 
Programa de Proyectos Transferencia Cervera para la colaboración entre empresas y Centros 
Tecnológicos o de Centros de Apoyo a la Innovación de ámbito estatal en las tecnologías 
prioritarias CERVERA relacionadas con energía y clima55. 
Programa de Ayudas Cervera para Centros Tecnológicos o de Centros de Apoyo a la Innovación 
de ámbito estatal en las tecnologías prioritarias CERVERA relacionadas con energía y clima. 
Creación de una alianza de excelencia en la oferta tecnológica en energía y clima formada por 
los diferentes organismos de Investigación no incluidos en la Red Cervera pertenecientes a 
programas del Plan Estatal (Centros "Severo Ochoa", Unidades de Excelencia "María de 
Maeztu", y los futuros centros que pudieran crearse), así como la propia red Cervera relacionada 
con energía y clima. 
d) Responsable  
CDTI, AEI, MITECO y MCI. 
 
   
                                                            es
55 La Red Cervera gravita fundamentalmente sobre el desarrollo de las líneas de I+D agrupadas en 10 áreas temáticas.  oe.
Energía y Clima también se encuentran de forma directa o indirecta en varias de las líneas planteadas. De ellas surgen  w.
dos Programas de Ayudas: a Empresas con Centros Tecnológicos, CCTT – Centros de Apoyo a la Innovación de ámbito  06ww
eTLoestsca nItnoasllót, igtCuiActoIo sys   oda e Ca eIgnnrvtuerposatsic gdiaoecn Aieópsn o eqynuo e raed dlaa n dI npenu CoeCvs TafcTui eó–rn aC  ddAeeI . á lEam nRb EaitDmo  CbeEosRtsa VitnEasRl”tAr qu. umee ensttoésn s dea edsopse dcief iacalt aq eune  epla Rrteicgiipstarno  “dCee CnCtrToTs. 
195

Medida 5.4. Incremento, coordinación, mejora y uso eficiente de infraestructuras 
y equipamientos científicos y tecnológicos en energía y clima 
a) Descripción: 
La identificación de sinergias y capacidades científico-técnicas, y la coordinación de las infraestructuras 
nacionales (ICTS) con las grandes infraestructuras de investigación europeas (ESFRI), representa uno 
de los vectores estratégicos de la política de I+D+i de nuestro país, ya que permite mejorar la tecnología 
disponible para los productos y servicios energéticos. 
b) Objetivos 
Impulsar la I+D+i de primer nivel apoyada en la red de infraestructuras científico-técnicas 
singulares (ICTS) existentes en España y en la red europea de infraestructuras de investigación 
(ESFRI) en las que participa nuestro país. 
Favorecer  el  desarrollo,  consolidación,  acceso  y  utilización  de  las  infraestructuras  de 
investigación por parte de los agentes del Sistema Español de Ciencia, Tecnología e Innovación, 
así como elevar el interés y la participación del sector privado en las actividades de I+D+i. 
Fortalecer las capacidades de I+D+i y el Sistema Español de Ciencia, Tecnología e Innovación e 
impulsar la convergencia científico-técnica entre las distintas regiones a través del desarrollo, 
mantenimiento y actualización de las ICTS. 
Contribuir al avance de la ciencia y el desarrollo tecnológico mediante la apertura y explotación 
de las infraestructuras de investigación, facilitando el tratamiento, análisis y uso de datos 
generados y promoviendo su acceso y preservación. 
Impulsar la interconexión entre infraestructuras de investigación distribuidas y de carácter 
virtual  (e-infraestructuras),  así  como  el  desarrollo  de  servicios  avanzados  compartidos, 
contribuyendo a las iniciativas europeas en este ámbito. 
Favorecer la adquisición, mantenimiento y actualización del equipamiento científico-técnico 
necesario para la ejecución de actividades de I+D+i relevantes y de alto impacto. 
c) Mecanismos de actuación 
Ayudas a las infraestructuras y al equipamiento científico técnico a través del programa estatal de 
generación de conocimiento y fortalecimiento científico y tecnológico del sistema de I+D+i del Plan 
Estatal de Investigación Científica, Técnica y de Innovación 2017-2020. Está previsto un programa de 
características similares en los próximos Planes Estatales de Investigación Científica, Técnica y de 
Innovación hasta el año 2030. 
d) Responsable  
AEI. 
 
   
196

Medida 5.5. Compra pública de innovación verde 
a) Descripción 
La compra pública de tecnología innovadora (CPTI) consiste en la compra de un bien o servicio que no 
existe en el momento de la adquisición pero que puede desarrollarse en un período de tiempo 
razonable. Dicha compra requiere el desarrollo de tecnología nueva o mejorada para cumplir con los 
requisitos demandados por el adquiriente. 
La compra pública pre-comercial (CPP) es una contratación de servicios de investigación y desarrollo 
(I+I), íntegramente remunerada por la entidad contratante, caracterizada por el hecho de que el 
comprador público no se reserva los resultados de la I+I para su propio uso en exclusiva, sino que 
comparte con las empresas los riesgos y beneficios de la I+I necesaria para desarrollar soluciones 
innovadoras que superen las que hay disponibles en el mercado. 
La compra pública de innovación está recogida por la Ley 14/2011, de 1 de junio, de la Ciencia, la 
Tecnología y la Innovación en su artículo 44.3. Por su parte, la Ley 9/2017, de 8 de noviembre, de 
Contratos del Sector Público (LCSP) creó dos nuevos procedimientos orientados a fomentar la compra 
pública de innovación: el procedimiento de “asociación para la innovación” y el “procedimiento de 
licitación con negociación”. 
Esta medida se alinea con las estrategias de especialización inteligente para mejorar el intercambio de 
conocimiento entre agentes políticos y partes interesadas, favoreciendo, sobre todo, la participación 
de las pymes. 
b) Objetivos abordados 
Desarrollar la capacidad de la Administración para actuar como motor de innovación 
empresarial gestionando su demanda de productos y servicios. 
Fomentar la innovación desde la demanda, es decir, impulsar el fortalecimiento de las 
empresas innovadoras, al incentivar al sector privado a realizar propuestas de mayor valor 
añadido para dar solución a proyectos estratégicos de la Administración. 
Fomentar la colaboración público-privada. 
Mejorar los servicios públicos. 
c) Mecanismos de actuación 
Las ayudas públicas que forman parte del Programa Estatal de I+D+i Orientada a los Retos de la 
Sociedad del Plan Estatal de Investigación Científica, Técnica y de Innovación 2017-2020, se refuerzan 
a través de medidas de fomento de la innovación basadas en instrumentos de compra pública 
innovadora. La Comisión Europea, a través de Horizonte 2020, subvenciona la preparación y realización 
de CPTI CPP conjuntas transfronterizas. 
En concreto, se trata de ayudas para el desarrollo de productos o servicios innovadores en el ámbito 
de la energía y del clima adquiridos por parte de compradores públicos a través del mecanismo de la 
Compra Pública Innovadora. 
Existen varios tipos de apoyo financiero al que los compradores públicos de nuestro país pueden optar: 
los programas INNODEMANDA e INNOCOMPRA. 
La compra pública innovadora puede reforzar también las Medidas 1.16 y 2.12 relativas a la 
contratación pública en los ámbitos de la energía renovable y la eficiencia energética respectivamente. 
d) Responsables 
CDTI, el MCI; y las Administraciones Públicas correspondientes. 
  oe.
    06ww
197

Medida 5.6. Fortalecimiento del capital riesgo público para la  
transferencia de tecnología en energía y clima 
a) Descripción 
El capital riesgo público es un instrumento de financiación que facilita el desarrollo y crecimiento de 
empresas a partir de nuevos desarrollos tecnológicos. Por este motivo es apropiado para el fomento 
de soluciones a los retos energéticos y climáticos. 
b) Objetivos abordados 
Fomentar la industria de capital riesgo como motor de la innovación tecnológica. 
Potenciar la transferencia de tecnología desde los centros públicos de investigación a la 
sociedad. 
c) Mecanismos de actuación 
La Sociedad de Capital Riesgo Público - Sociedad Innvierte. Lanzará dos nuevos fondos para fomentar 
el desarrollo de la innovación empresarial y el emprendimiento: 
o Fondo de Co-inversión: Sociedad Innvierte participará en el capital de compañías innovadoras 
con tecnologías disruptivas. 
o Fondo de Transferencia de Tecnología: Este fondo estará especializado en invertir en 
empresas de base científica y tecnológica en etapas tempranas, fomentando la transferencia 
de conocimiento científico al tejido productivo. 
En línea con las iniciativas a nivel europeo, España pondrá a prueba nuevos enfoques de financiación 
para apoyar la innovación de alto riesgo y gran repercusión en el ámbito de la energía limpia (como 
Iniciativas Tecnológicas Prioritarias, Proyectos FOAK -first of a kind-, etc.), a fin de fomentar el espíritu 
empresarial y la asimilación por el mercado de soluciones hipocarbónicas innovadoras y eficientes 
desde el punto de vista energético. 
d) Responsables 
CDTI, MCI y MITECO. 
 
Medida 5.7. Nuevos instrumentos de apoyo a la investigación y 
la innovación en energía y clima 
a) Descripción 
Bajo el paraguas de la Acción Estratégica para Energía y Clima se plantea el desarrollo de nuevos 
instrumentos de fomento de la investigación y la innovación tecnológica. 
La normativa del sector energético, y en particular del sector eléctrico, tiene que evolucionar para 
poder facilitar la transición energética. Esta evolución deberá facilitar la cada vez mayor contribución 
esperada de recursos energéticos distribuidos y la aparición de nuevos actores, como los clientes 
activos, para lo cual se prevé que las tecnologías de digitalización desempeñen un papel esencial. 
Una herramienta que se ha desarrollado en países de nuestro entorno para probar conceptos 
productos, servicios y modelos de negocio innovadores antes de traducirlos al marco normativo, ha 
sido la de crear proyectos de demostración regulatorios, en los que, en un espacio controlado y bajo 
vigilancia de la autoridad supervisora correspondiente, se verifican hipótesis y se evalúa su impacto, de 
forma que la normativa que se desarrolle pueda basarse en las lecciones aprendidas. En el marco de 
estos proyectos de demostración regulatorios es posible suspender temporalmente determinadas  s
normas existentes para poder evaluar sin limitaciones el potencial de soluciones innovadoras.  oe.
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198

está plenamente alineada con esta medida. Otra ventaja añadida de este tipo de proyectos es su 
capacidad para retener y atraer talento en el campo de la innovación (empresa, universidad, etc.) a 
nivel nacional, en el ecosistema formado para el desarrollo de las pruebas. 
Por otro lado, en el contexto de las nuevas prioridades y acciones en materia de energía y clima, la 
política industrial se verá afectada por los nuevos perfiles de demanda de materias primas que 
cambiarán significativamente, por lo que se deberá asegurar que las innovaciones en el campo de las 
tecnologías avanzadas no se verán dificultadas por la falta de disponibilidad o la volatilidad de las 
materias primas minerales en el mercado. 
b) Objetivos abordados 
Desarrollar nuevos instrumentos apropiados para las necesidades particulares del desarrollo 
tecnológico para la transición energética y la lucha contra el cambio climático. 
Promocionar el desarrollo y financiación de proyectos de fomento de actividades de I+D+i en 
materia de gestión de recursos naturales, materias primas y adaptación al cambio climático. 
c) Mecanismos de actuación 
Entre los nuevos mecanismos e instrumentos considerados se incluyen: 
o Demostradores tecnológicos: para facilitar la incorporación de tecnologías innovadoras y 
probar su gestionabilidad en un entorno real, haciendo uso de mecanismos de subasta 
establecidos  este  Plan.  Se  desarrollarán  también  procedimientos  específicos  para  la 
autorización administrativa de acuerdo con la Medida 1.18 de este Plan. 
o Proyectos de demostración regulatoria (sandbox): Se desarrollará el marco normativo 
apropiado que incluirá, entre otros, el régimen de participación (incluyendo los requisitos 
generales para el acceso y el marco general de los protocolos de pruebas a celebrar entre 
promotor  y  la  autoridad  competente),  el  régimen  de  garantías  y  protección  de  los 
participantes y el régimen de salida y efectos posteriores a la realización de los proyectos. 
o Micro-Misiones: Proyectos de investigación y desarrollo orientados a superar limitaciones 
técnico-económicas concretas de nuevas tecnologías energéticas y soluciones para el cambio 
climático. 
o Blockchain y cambio climático. En cuatro ámbitos: garantizar la trazabilidad de productos en 
cadenas de suministro que actualmente son complejas y opacas; automatizar y fortalecer el 
monitoreo, el reporte y la verificación (MRV) del impacto ambiental de proyectos; impacto 
ambiental de las criptomonedas y creación (participación si las hubiera) de una coalición entre 
empresas,  startups,  centros  de  investigación  y  agencias  que  están  trabajando  en  la 
intersección entre Blockchain y Cambio Climático. 
o Materias primas: Proyectos de investigación orientados a actualizar la información sobre las 
reservas de materias primas en España y su futura demanda en función de las necesidades 
tecnológicas. 
d) Responsables 
CDTI, AEI, MCI, REE, MITECO, Fundación Biodiversidad, Instituto Geológico y Minero de España (IGME). 
 
Medida 5.8. Innovación social por el clima 
a) Descripción 
El cambio climático está generando nuevos e imprevisibles escenarios sociales, ambientales y 
económicos. La ciencia ciudadana y la innovación social, puestas al servicio de los nuevos desafíos, 
generan oportunidades de mejora constante. De hecho, la innovación social es clave para cumplir la 
Agenda 2030 y afrontar desafíos como la transición energética y la crisis climática. Al respecto, el 
consumo colaborativo, la durabilidad de los productos y la prevención de la obsolescencia programada,  es
junto a la gestión inteligente de la innovación tecnológica ofrecen vías posibles en esa dirección.  o
199

b) Objetivos abordados 
Apoyar la realización de proyectos de innovación social y urbana, entendidos como el 
desarrollo,  implementación  y/o  validación  de  metodologías  o  tecnologías  innovadoras 
orientadas a la resolución de problemas climáticos. 
Impulsar acciones de información, divulgación, sensibilización y concienciación orientadas a la 
adquisición  de  hábitos  y  actitudes  acordes  con  la  eficiencia,  la  sostenibilidad,  la 
corresponsabilidad y la cooperación. 
Uso de metodologías como: nuevos enfoques de investigación participativa y mejores 
prácticas; “green nudges”; gamificación/juegos; design thinking. 
Transformación urbana a través de la economía social que busca fomentar iniciativas 
productivas  incidiendo  en  cinco  sectores:  movilidad,  producción,  consumo,  energía  y 
cuidados. 
c) Mecanismos de actuación: 
o Elaboración de propuestas/convocatorias creativas desde la ciencia. 
o Promover una alianza entre clúster, investigadores y emprendedores en innovación social por 
el clima. 
o Promocionar el crowdfunding colaborativo para impulsar a eco-emprendedores por el clima. 
d) Responsables: 
MCI, MITECO, IDAE, Fundación Biodiversidad, OAPN. 
 
Medida 5.9. Reducción de trámites burocráticos y cargas administrativas 
a) Descripción 
En  las  actuaciones  públicas  gestionadas  por  los  diferentes  departamentos  ministeriales  con 
competencias en materia de ciencia y tecnología, es habitual la participación de diversos agentes 
ejecutores en actividades de investigación y desarrollo. 
Los trámites burocráticos y cargas administrativas necesarias para la financiación y ejecución de los 
distintos proyectos relacionados con la investigación y la innovación en materia de cambio climático, 
energía, biodiversidad, economía y empleo verde, pueden resultar limitantes y no facilitar una 
respuesta ágil y efectiva ante los constantes cambios y novedades que se producen en estos campos. 
El exceso de trabas organizativas no solo dificulta el avance de la investigación científica y de las 
acciones de demostración e innovación tecnológica, sino que provoca fuga de talentos y de 
conocimiento, al competir a nivel internacional, con universidades y centros de investigación con más 
medios y financiación. 
b) Objetivos abordados 
Alcanzar los objetivos presupuestarios en materia de ciencia, tecnología e innovación fijados en el 
PNIEC garantizando agilidad, flexibilidad y estabilidad, así como las inversiones públicas en ciencia, 
tecnología e innovación en materia de clima y energía. 
Fomentar la incorporación del talento en organizaciones y entidades en el ámbito de la I+D+i en 
Energía y Clima, potenciando que los mejores investigadores y tecnólogos puedan incorporarse y 
consolidar sus carreras, en un contexto de estabilidad presupuestaria y financiera y que puedan centrar 
sus esfuerzos en la consecución de los objetivos de investigación, desarrollo e innovación. 
c) Mecanismos de actuación 
Flexibilización de la contratación de personal laboral por parte de agentes ejecutores, a  e.e
efectos de agilizar la gestión de las contrataciones de carácter laboral efectuadas por estos  b
organismos y la duración de los mismos al horizonte temporal de los proyectos.  06ww
200

En el ámbito de la gestión económico-financiera, el control interno de los agentes será el 
control financiero permanente. 
d) Responsables 
MCI, MITECO y Administraciones públicas correspondientes. 
 
Medida 5.10. Relanzar la Fundación Ciudad de la Energía, CIUDEN  
a) Descripción 
La Fundación se creó en 2006. Es una organización dependiente del Gobierno de España para ejecutar 
programas de I+D+i relacionados con la energía y el medio ambiente y contribuir al desarrollo 
económico de la comarca de El Bierzo (provincia de León). 
b) Objetivos abordados 
Impulso de actuaciones de Transición Justa y promoción del desarrollo económico, social y empleo de 
las comarcas mineras de Castilla y León, a través de la acción investigadora y de actividades en energías 
renovables, almacenamiento y eficiencia energética. 
c) Mecanismos de actuación 
Enfocar la acción investigadora de CIUDEN. 
Plan de transformación económica y tecnológica de CIUDEN para que, en línea con la Estrategia 
de Transición Justa (ver Medida 1.15), cumpla un papel significativo en la reactivación de las 
zonas mineras de Castilla y León, actuando además como órgano de la política del MITECO en 
aquellos temas que éste considere necesarios para el cumplimiento de los objetivos en otras 
zonas. 
Creación de un Comité Asesor Estratégico que elaborará el plan de acción en el que el desarrollo 
de nuevas energías renovables tendrá un papel importante y en el que están llamadas a 
involucrarse instituciones, empresas y agentes locales. 
d) Responsables 
MITECO. 
 
Medida 5.11. Sistema de Información sobre Ciencia, Tecnología e Innovación 
para el seguimiento de la financiación 
a) Descripción 
El artículo 11 de la Ley 14/2011, de 1 de junio, de la Ciencia, la Tecnología y la Innovación, establece la 
creación del Sistema de Información sobre Ciencia, Tecnología e Innovación (SICTI) como instrumento 
de captación de datos y análisis para la elaboración y seguimiento de la Estrategia Española de Ciencia, 
Tecnología e Innovación, y de sus planes de desarrollo. 
Todas las ayudas públicas que se conceden bajo el amparo de los Planes Estatales de Investigación 
Científica y Técnica y de Innovación, así como la información referida a los beneficiarios de dichas 
ayudas, se incorporarán al mencionado Sistema de Información. 
Los Planes Estatales, a través de los correspondientes Programas de Actuación Anuales, así como la 
financiación planificada durante el año, incluirán los indicadores de seguimiento de esas actuaciones. 
Estos indicadores determinarán el grado de consecución de los objetivos definidos para cada actuación 
y podrán tener una componente temporal de corto, medio o largo plazo.  es
b) Objetivos abordados  w.b
Leongerragría u yn cal imdeat ayl leald ima pmaoctnoit roeraizla ccoiónnse dgue idloos.  recursos dedicados a la investigación e innovación en  2021-5106n https://ww
201

c) Mecanismos de actuación 
Programa de Actuación Anual de Actividades de I+D+I. 
d) Responsables 
El MCI en coordinación con los departamentos ministeriales con actividades de I+D+I. 
 
Medida 5.12. I+i+c para la adaptación del sistema energético español al cambio climático 
a) Descripción 
En el campo de la adaptación, los grandes temas en I+i+c siguen pivotando en torno a dos componentes 
esenciales: I) el reconocimiento de los riesgos e impactos derivados del cambio climático y II) el 
desarrollo y experimentación de soluciones adaptativas. 
b) Objetivos abordados 
Para la adaptación al cambio climático del sistema energético español, se considera necesario el 
desarrollo específico de I+i en las siguientes áreas: 
En la producción de energía: 
Estimación del impacto en los potenciales de producción de energías renovables, con especial 
atención a la energía hidroeléctrica y a la producción de biomasa. 
Desarrollo de infraestructuras de suministro eléctrico capaces de soportar una mayor incidencia 
de eventos climáticos extremos e impulso de programas específicos de adaptación de aquellas 
que en la actualidad resulten más vulnerables. 
Debido a la disminución de los caudales fluviales, desarrollo de plantas termoeléctricas con 
sistemas de refrigeración alternativos o de mayor eficiencia. 
En el transporte, almacenamiento y distribución de la energía: 
Desarrollo de nuevos materiales de distribución de energía eléctrica con mayor inercia frente a 
las altas temperaturas. 
Desarrollo de infraestructuras de distribución de gas o derivados del petróleo con mayor 
resiliencia a los eventos extremos. 
Modelización de los nuevos picos en la demanda de energía eléctrica y de los mix de suministro 
de energía necesarios para satisfacerla. 
c) Mecanismos de actuación 
Estos objetivos de I+I+c forman parte del actual Plan Estatal de Investigación Científica, Técnica y de 
Innovación 2017-2020, que ya contemplan áreas como el diseño de redes y sistemas de gestión 
flexibles y deberán formar parte del futuro Plan Estatal de Investigación Científica, Técnica y de 
Innovación 2021-2024. 
d) Responsables 
El MITECO junto al MCI. 
 
   
202

Medida 5.13. Programas singulares a largo plazo en temas científicos y tecnológicos que sean 
estratégicos en el área de energía y clima  
a) Descripción 
Es necesario favorecer la cooperación estable, en materia de I+D+i, entre las empresas y los organismos 
de investigación de naturaleza pública y privada, para la realización de grandes proyectos que 
incrementen la capacidad científico tecnológica de los grupos de investigación nacionales, y los 
posicione para tener un acceso más eficiente a los programas internacionales de investigación. 
Los Proyectos Singulares y Estratégicos son un conjunto de actividades de I+D+i interrelacionadas que 
potencian la integración de agentes científicos y tecnológicos e impulsan la transferencia de tecnología. 
Incluyen actividades genéricas de investigación, desarrollos tecnológicos, demostración de tecnologías, 
difusión y realización de acciones complementarias dirigidas a favorecer la implantación de los 
resultados que se obtengan. 
Deben ser proyectos que cumplan el requisito de singularidad, por su objetivo, planteamiento o por el 
destino de los resultados, y han de tener carácter estratégico como consecuencia del beneficio que 
persiguen, bien porque favorecen la competitividad del sector productivo o bien por su interés 
socioeconómico en el escenario nacional. 
b) Objetivos abordados 
Movilizar una mayor participación de las pequeñas y medianas empresas en proyectos de investigación 
industrial de gran envergadura. 
Extender la cultura de la cooperación estable y a medio plazo en investigación y desarrollo tecnológico 
entre los agentes del sistema ciencia-tecnología-empresa. 
Extender y optimizar el uso conjunto, por parte de empresas, organismos públicos de investigación y 
centros de innovación y tecnología, de las infraestructuras públicas y privadas de investigación 
existentes en España. 
c) Responsables 
MCI, MITECO y Administraciones competentes. 
 
Medida 5.14. Aumentar la participación española en los programas de financiación de la 
investigación y la innovación europeos  
a) Descripción 
Existe un gran número de políticas europeas, nacionales y regionales e instrumentos para fomentar la 
innovación y promover la cooperación interregional en energía y clima (entre otros: el Fondo Europeo 
para Inversiones Estratégicas, el programa InvestEU, el fondo de innovación, Horizonte Europa). 
España participa en los programas  colaborativos y competitivos de investigación y desarrollo 
internacional siendo el cuarto país con mayor nivel de participación en el programa de I+D+i de la 
Comisión Europea (Horizonte 2020). 
En el ámbito de energía y clima, España es el segundo país con mayor participación en el reto social 
"Acción por el clima, medio ambiente, eficiencia de recursos y materias primas” y el tercero en el reto 
3 “Energía limpia segura y eficiente”. 
b) Objetivos abordados 
Facilitar y promover que los grupos de investigación y empresas de nuestro país participen con éxito  e.e
en los programas internacionales de fomento de la I+i+c y continuar colaborando en esfuerzos y  b
proyectos de investigación europeos y transnacionales.  06ww
203

c) Mecanismos de actuación 
Designación de Puntos Nacionales de Contacto: al objeto de facilitar e incentivar la participación 
de entidades españolas en programas de financiación de la investigación y la innovación 
europeos en el ámbito de la energía y clima (Horizonte Europa, LIFE, Fondo de Innovación), se 
designarán Puntos Nacionales de Contacto tanto horizontales (NCPs de asuntos legales y 
financieros) como temáticos. 
Apoyo a la participación de grupos de investigación españoles en foros europeos de energía y 
clima. 
d) Responsables 
MCI y MITECO. 
 
Medida 5.15. Apoyo a la participación de grupos de investigación españoles en foros 
internacionales de energía y clima 
a) Descripción 
La decisión del Consejo sobre Horizon 2020 incluye expresamente en el punto 2 de su Anexo I Sobre 
cuestiones complementarias y transversales y medidas de apoyo la contribución a procesos e iniciativas 
multilaterales. En el reto 5 de acción por el clima, medio ambiente, eficiencia de los recursos y materias 
primas, Horizon 2020 vuelve a insistir en que las actividades potenciarán la participación y contribución 
de la Unión Europea a procesos e iniciativas multilaterales. 
b) Objetivos abordados 
Apoyar la participación de grupos de investigación españoles en foros internacionales de energía y 
clima. Contribuir a procesos e iniciativas multilaterales a este respecto. 
c) Mecanismos de actuación 
Creación de líneas de apoyo para la participación de grupos de investigación españoles en foros 
internacionales, más allá de los europeos, de energía y clima. 
d) Responsables 
MCI y MITECO. 
 
Medida 5.16. Promocionar la iniciativa Misión Innovación 
a) Descripción 
En paralelo a la conferencia sobre el clima COP21 de París, los líderes mundiales lanzaron Misión 
Innovación, una asociación internacional para acelerar la innovación en energías limpias y dar una 
respuesta mundial a largo plazo a los desafíos del cambio climático. Al adherirse a Misión Innovación, 
23 países y la Comisión Europea (en nombre de la UE) se comprometieron a duplicar la financiación de 
actividades de investigación e innovación en energías limpias hasta situarla en unos 30.000 millones de 
dólares al año en 2021. 
En la misma ocasión, un grupo de inversores de diez países anunció su intención de llevar la innovación 
de los laboratorios al mercado invirtiendo un volumen de capital a largo plazo sin precedentes en 
proyectos de desarrollo tecnológico inicial en los países miembros de Misión Innovación, dando  s
nacimiento a la coalición Breakthrough Energy.  e.
En diciembre de 2017, durante la Cumbre «Un Planeta» de París, Breakthrough Energy anunció el  w.
ensayo de asociaciones público-privadas con cinco miembros de Misión Innovación, entre los que figura  06ww
la Comisión Europea.
204

b) Objetivos abordados 
Fomentar la colaboración público privada en la financiación climática y de la transición energética. 
c) Mecanismos de actuación 
Incentivar y promocionar la participación de empresas españolas en la “Breakthrough Energy 
Coalition”. 
Incentivar y promocionar la participación de inversores en el “Breakthrough Energy Ventures”. 
d) Responsables 
MCI y MITECO en colaboración con las Administraciones públicas correspondientes. 
 
Medida 5.17. Mecanismos de financiación de innovación europeos  
a) Descripción 
Existen un gran número de programas de políticas europeas, nacionales y regionales e instrumentos 
para fomentar la innovación y promover la cooperación interregional en energía y especialmente en 
clima, entre otros el Fondo Europeo para Inversiones Estratégicas (FEIE). 
b) Objetivos abordados 
Movilización de fondos europeos para la financiación de la dimensión de I+i+c del PNIEC. 
c) Mecanismos de actuación 
El Fondo Europeo para Inversiones Estratégicas 2.0 se centra en inversiones en todos los 
sectores para contribuir a la consecución de los objetivos del Acuerdo de París y ayudar a hacer 
realidad la transición a una economía eficiente en el uso de los recursos, circular e 
hipocarbónica. Al menos un 40% de los proyectos del FEIE en el marco del capítulo de 
infraestructura e innovación deben contribuir al cumplimiento de los compromisos de acción 
por el clima de la UE. El programa InvestEU reforzará ese enfoque. 
En línea con las iniciativas a nivel europeo, España pondrá a prueba nuevos enfoques de 
financiación para apoyar la innovación de alto riesgo y gran repercusión en el ámbito de la 
energía limpia (como Iniciativas Tecnológicas Prioritarias, Proyectos FOAK, etc.) a fin de 
fomentar el espíritu empresarial y la asimilación por el mercado de soluciones innovadoras y 
eficientes desde el punto de vista energético. 
Fondo de Innovación, en el marco del régimen de comercio de derechos de emisión de la UE, 
apoyará la demostración a escala comercial de tecnologías avanzadas en el ámbito de las 
renovables y la eficiencia energética en la industria. 
d) Responsables 
MCI y MITECO en colaboración con las Administraciones públicas correspondientes. 
 
   
205

Medida 5.18. Cooperación internacional 
a) Descripción 
Los retos globales requieren una respuesta global basadas en la cooperación entre Gobiernos. La 
descarbonización de los sistemas energéticos es una prioridad internacional y proliferan las iniciativas 
que abordan de manera conjunta determinados aspectos de la transición energética. 
b) Objetivos abordados 
Optimizar la participación española en foros internacionales de I+i+c en materia de energía y clima. 
c) Mecanismos de actuación 
Mission Innovation – Acelerando la Revolución Energética Limpia 
España tiene previsto solicitar su inclusión en la iniciativa Mission Innovation (MI) Energy, una 
iniciativa de 23 países y la Unión Europea para acelerar la innovación de energía limpia. Como 
parte de la iniciativa, los países participantes se han comprometido a tratar de duplicar las 
inversiones de investigación y desarrollo en ese ámbito por parte de sus gobiernos durante 
cinco años, al tiempo que fomentan mayores niveles de inversión del sector privado en 
tecnologías renovables. 
Cooperación con América Latina 
Realización de redes temáticas y proyectos estratégicos en I+D+i, en cooperación con países 
de América Latina, en prácticamente todas las áreas de energías renovables, microrredes y 
almacenamiento. Estos proyectos se realizan principalmente en el marco de Programa 
Iberoamericano de Ciencia y Tecnología para el Desarrollo CYTED o en el grupo de interés 
común Europa-Comunidad de Estados Latinoamericanos y Caribeños (EU-CELAC), a través de 
acciones conjuntas financiadas por las distintas agencias de financiación de la ciencia, 
tecnología e innovación. 
Además, España participa actualmente en diversos programas de cooperación técnica y 
desarrollo tecnológico en países de Latinoamérica y Caribe, Asia y África en los campos de las 
energías renovables, medioambiente y depuración y detoxificación de agua. Desarrolla una 
actividad especial en redes temáticas para el intercambio de conocimiento y el desarrollo de 
proyectos en el campo de las energías renovables y en las microrredes principalmente. 
Participa también en el programa EUROCLIMA, un programa regional financiado por la Unión 
Europea que contribuye a mejorar el conocimiento de los decisores políticos en América Latina 
sobre  los  problemas  y  las  consecuencias  del  cambio  climático.  En  su  etapa  actual, 
EUROCLIMA+ incorpora áreas temáticas como la producción resiliente de alimentos destinada, 
entre otros, a Universidades y organizaciones de investigación nacionales y regionales. 
Cooperación en el marco de Naciones Unidas 
CIEMAT lidera proyectos de Creación de Capacidades en el marco de Naciones Unidas, ONUDI, 
para la promoción de las tecnologías renovables, los sistemas energéticamente eficientes, las 
medidas de mitigación y resiliencia al cambio climático en los Pequeños Estados Insulares en 
Desarrollo del Pacífico, el Caribe, África y el Océano Índico. 
d) Responsables 
MCI y MITECO. 
 
Además de las medidas mencionadas, es fundamental la coordinación con el sector empresarial 
y el fomento de la colaboración público-privada. En este contexto, se contará con la Alianza por 
la Investigación y la Innovación Energéticas (ALINNE).  e.
El Plan de I+D+i 2008-2011 reconoció a la energía junto con el cambio climático como una de las  06ww
acibnocrod eacnc idoen efso remstara tinétgeicgaras lq uune  sceo n“tjuiennteon  dqeu ein asrttriucmuleanr tmose dyi apnrtoeg arcatmuaacsi o(nreecsu erssopse chífuicmasa nqouse, 
206

proyectos, infraestructuras, etc.) para alcanzar los objetivos propuestos…”. En los sucesivos 
programas de trabajo anuales se reiteró este compromiso, insistiendo en la necesidad de 
agrupar y coordinar los distintos programas en una estrategia común, mejorando a su vez la 
coordinación con los programas europeos y con las Comunidades Autónomas. Para conseguir 
estos objetivos surgió la iniciativa ALINNE. 
Actualmente, ALINNE es una iniciativa sin ánimo de lucro para aunar y coordinar esfuerzos entre 
todos los agentes de la cadena de valor de la I+D+i en energía, que permite dar respuesta a los 
principales retos que la política de I+D+i tiene en el ámbito del sector energético, contribuyendo 
a la definición de unas pautas de trabajo a nivel nacional y de posicionamiento europeo. La 
consideración de una Acción Estratégica en Energía y Clima reaviva el origen de esta iniciativa, 
cuya actividad es reconocida y considerada en el PNIEC. 
3.6 INTERRELACIONES ENTRE LAS POLÍTICAS Y MEDIDAS 
En  el  presente  apartado  se  han  presentado  las  distintas  políticas  y  medidas  según 
correspondiese a la categoría de aplicación en consonancia con las dimensiones consideradas 
en el Reglamento relativo a la Gobernanza de la Unión de la Energía y de la Acción por el Clima. 
Sin embargo, existen sinergias entre todas las medidas establecidas en este Plan, tal y como se 
interrelacionan  las  dimensiones  de  descarbonización,  eficiencia  energética,  seguridad  de 
suministro, mercado interior e investigación, innovación y competitividad. 
A lo largo de todo el Plan se ha considerado que la “eficiencia energética primero” es uno de los 
principios rectores del mismo, puesto que un incremento de la misma redunda en una 
disminución de las necesidades energéticas, contribuyendo a su vez, a la descarbonización del 
sistema, mediante la reducción de emisiones, así como a la reducción de la dependencia 
energética. A su vez, un menor dimensionamiento de las necesidades energéticas en los sectores 
productivos incrementa la competitividad, al reducir los costes energéticos y contribuyendo a la 
dimensión de mercado interior. 
En la matriz de interrelaciones entre políticas y medidas presentada en esta sección, se aprecia 
que la dimensión de investigación, innovación y competitividad es transversal al resto de 
dimensiones, puesto que cualquier mejora de estos aspectos redundará en la consecución de 
los objetivos fijados. 
 
   
207

 
 c+i+I 20  1  1  1     1     1  1  1  1     1  1  1       1 1  1      1           1 
e la Energía   a íag careiztneéregb reoetPnseoC 18 19  1    1         1 1  1    1                   1         1    1    1      1      1 1 1    1 1          1                   1 1 
erior d  n óe eitcdruo sbpeisrdntesaiRrdt y 17     1  1  1                          1  1       1                       1 
nt
ercado I  senoixenocretnI 16        1                                                                1 
M   anvóiticaarctsifiinlpimmdiSa 15  1  1  1  1     1  1  1  1     1     1  1         1                     1 
ética   e odr dtsaidniirmuguesS 14  1  1  1        1     1  1  1  1  1  1  1       1 1  1  1   1           1 
erg
dad en   seedn on sóiecilacistcóruofdpemRi 13  1  1  1  1  1  1  1  1  1  1  1  1  1  1  1    1 1  1  1   1           1 
uri  acitégrene
Seg  a incóniecdcundeepRed 12  1  1  1  1  1  1  1  1  1  1  1  1  1  1  1    1 1  1  1   1           1 
olíticas y medidas  Eficiencia energética   o    claeya iart lisubrciroonúttlipespucusdi crvndiiorrsanegtercISATRes 7 8 9 10 11             1 1 1 1 1      1      1 1   1 1    1        1 1   1        1        1 1                                           1      1 1 1 1 1  1 1 1 1 1    1        1         1 1 1 1 1            1 1 1 1 1    1               1 1 1 1 1 1                                   1 1 1 1 1 
a 3.4. Interrelaciones entre p Descarbonización  Emisiones GEI Energías renovables    CS  &TTE S --HE%SST--EEESoRRENR 1 2 3 4 5 6  1   1     1  1   1 1 1 1  1   1     1  1   1     1  1 1 1   1 1  1   1   1      1 1 1      1 1 1 1 1 1  1   1     1  1   1     1    1 1   1    1 1 1 1   1  1 1 1 1 1 1  1 1 1 1 1 1  1   1     1  1   1   1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1  1 1 1 1 1 1  1   1   1 1   1         1 1 1 1 1 1    1            1            1          1 1 1 1 1 1 
Tabl           Desarrollo de nuevas instalaciones de generación eléctrica con renovables  Gestión de la demanda, almacenamiento y flexibilidad  Adaptación de redes eléctricas para la integración de renovables  Desarrollo del autoconsumo con renovables y la generación distribuida  Incorporación de renovables en el sector industrial  Marco para el desarrollo de las energías renovables térmicas  Biocombustibles avanzados en el transporte  Promoción de gases renovables  Plan de renovación tecnológica en proyectos ya existentes de generación eléctrica con energías renovables  Promoción de la contratación bilateral de energía eléctrica renovable  Programas específicos para el aprovechamiento de la biomasa  Proyectos singulares y estrategia para la energía sostenible en las islas  Comunidades energéticas locales  Promoción del papel proactivo de la ciudadanía en la descarbonización  Estrategia de Transición Justa  Contratación pública de energía renovable  Formación de profesionales en el sector de las energías renovables  Revisión y simplificación de procedimientos administrativos  Generación de conocimiento, divulgación y sensibilización  Régimen europeo de comercio de derechos de emisión  Reducción de emisiones de GEI en los sectores agrícola y ganadero  Reducción de emisiones de GEI en la gestión de residuos  Reducción de emisiones de GEI relacionadas con gases fluorados  Sumideros forestales  Sumideros agrícolas  Fiscalidad 
          1.1  1.2  1.3  1.4  1.5  1.6  1.7  1.8  1.9  1.10  1.11  1.12  1.13  1.14  1.15  1.16  1.17  1.18  1.19  1.20  1.21  1.22  1.23  1.24  1.25  1.26  oe.e
           nóicazinobracseD 06www.b
  208  
 20  c+i+I         1                                1                 1 
19   a caizteérgbroePne             1 1    1     1               1                   
18  aígrene etsoC 1  1  1 1 1 1 1 1  1  1                  1  1  1  1  1  1  1 
 nóicubirtsid y
17   e etdro spesdneaRrt         1   1                                  1     1  1  1 
16  senoixenocretnI                                                1     1  1  1 
15   anvóiticaarctsifiinlpimmdiSa         1   1                                           1  1 
14   e odr dtsaidniirmuguesS 1  1  1 1 1 1 1 1  1  1  1            1     1  1  1  1  1  1 
 selisóf
13    seedn onóiciactcruodpemRi 1  1  1 1 1 1 1 1  1  1  1            1        1  1  1  1  1 
 acitégrene
12   a incóniecdcundeepRed 1  1  1 1 1 1 1 1  1  1  1            1  1     1  1  1  1  1 
11   arutlucirgA    1                  1  1     1 1 1  1  1     1     1     1 
10   laicnediseR    1        1 1          1     1 1 1     1     1     1     1 
9   etropsnarT 1  1  1 1                1     1 1 1     1     1  1  1     1 
8   airtsudnI    1      1              1     1 1 1  1  1     1     1     1 
7  o cyi lsboúipci rvoretcSes 1  1  1 1       1  1     1  1  1 1 1     1     1     1     1 
6   E-SER 1           1 1 1  1                     1     1     1     1 
5   C&H-SER           1 1 1 1  1                     1                   
4   T-SER 1  1  1 1                                1        1          
3   % 1  1  1 1 1 1 1 1  1  1                  1     1  1  1     1 
2   STE-oN 1  1  1 1 1 1 1 1  1  1                  1        1          
1   STE           1 1 1 1  1                     1     1     1     1 
    Zonas de bajas emisiones y medidas de cambio modal  Uso más eficiente de los medios de transporte  Renovación del parque automovilístico  Impulso del vehículo eléctrico  Mejoras en la tecnología y sistemas de gestión de procesos industriales  Eficiencia energética en edificios existentes del sector residencial  Renovación del equipamiento residencial  Eficiencia energética en la edificación del sector terciario Eficiencia energética en equipos generadores de frío y grandes instalaciones de climatización del sector terciario e infraestructuras públicas Eficiencia energética en explotaciones agrarias, comunidades de regantes y maquinaria agrícola Promoción de los servicios energéticos  Sector público: responsabilidad proactiva y contratación pública eficiente energéticamente  Auditorías energéticas y sistemas de gestión  Formación de profesionales en el sector de la eficiencia energética  Comunicación e información en materia de eficiencia energética  Otras medidas para promover la eficiencia energética: La transición en la cogeneración de alta eficiencia  Medidas financieras: Fondo Nacional de Eficiencia Energética  Mantenimiento de existencias mínimas de seguridad de productos petrolíferos y gas  Reducción de la dependencia del petróleo y el carbón en las islas  Puntos de recarga de combustibles alternativos  Impulso a la cooperación regional  Profundización en los planes de contingencia  Planificación para la operación en condiciones de seguridad de un sistema energético descarbonizado   
    2.1  2.2  2.3  2.4  2.5  2.6  2.7  2.8  2.9  2.10  2.11  2.12  2.13  2.14  2.15  2.16  2.17  3.1  3.2  3.3  3.4  3.5  3.6  oe.e
     acitégrene aicneicifE  acitégrene dadirugeS b
  209      
 20  c+i+I                         1 1 1  1  1  1  1  1 1 1  1  1  1  1  1  1 1 1 37 
 19  a caizteérgbroePne           1 1   1     1 1                                              15 
 18 aígrene etsoC 1 1  1  1 1 1 1 1 1 1 1 1 1          1     1   1  1                    48 
 nóicubirtsid y
 17  e etdro spesdneaRrt 1 1  1  1     1 1 1 1   1 1                                            23 
 16 senoixenocretnI 1 1  1        1         1 1                                            12 
 15  anvóiticaarctsifiinlpimmdiSa         1 1 1   1 1     1         1     1    1                         26 
 14  e odr dtsaidniirmuguesS 1 1  1        1     1   1 1 1  1  1  1  1  1 1 1  1  1  1  1  1  1 1 1 58 
 selisóf
 13   seedn onóiciactcruodpemRi 1 1  1                  1 1 1  1  1  1  1  1 1 1  1  1  1  1  1  1 1 1 59 
 acitégrene
 12  a incóniecdcundeepRed 1 1  1                  1 1 1  1  1  1  1  1 1 1  1  1  1  1  1  1 1 1 60 9  
1
 11  arutlucirgA         1               1 1 1  1     1     1 1    1  1  1  1  1  1 1 1 36 o, 20
 10  laicnediseR         1 1 1           1 1 1  1     1     1 1    1  1  1  1  1  1 1 1 38 áfic
 9  etropsnarT                         1 1 1  1     1     1 1    1  1  1  1  1  1 1 1 39 ogr
m
 8  airtsudnI         1               1 1 1  1     1     1 1    1  1  1  1  1  1 1 1 40 De
 7 o cyi lsboúipci rvoretcSes         1               1 1 1  1  1  1  1  1 1    1  1  1  1  1  1 1 1 43 Reto 
 6  E-SER 1 1  1  1               1 1 1  1  1  1  1  1 1 1  1  1  1  1  1  1 1 1 50 a y el 
c
 5  C&H-SER                         1 1 1  1  1  1  1  1 1 1  1  1  1  1  1  1 1 1 38 ológi
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 4  T-SER                         1 1 1  1  1  1  1  1 1 1  1  1  1  1  1  1 1 1 35 ón E 
ci
 3  % 1 1  1  1               1 1 1  1  1  1  1  1 1 1  1  1  1  1  1  1 1 1 59 nsi
a
 2  STE-oN                         1 1 1  1  1  1  1  1 1 1  1  1  1  1  1  1 1 1 46 a Tr
a l
 1  STE 1 1  1  1               1 1 1  1     1     1 1 1  1  1  1  1  1  1 1 1 49 o par
    Aumento de la interconexión eléctrica con Francia  Aumento de la interconexión eléctrica con Portugal Projects of Infraestructuras de transporte de electricidad distintas de los “Common Interest” (PCIs) Integración del mercado eléctrico  Protección de los consumidores de electricidad e incremento de la competencia  Acceso a datos  Integración del mercado gasista  Protección de los consumidores de gas  Mejora de la competitividad del sector gasista minorista  Plan de desarrollo de gestión de la demanda de gas  Lucha contra la pobreza energética  Acción Estratégica en Energía y Clima  Implementación del SET-Plan  Red de Excelencia en Energía y Clima Incremento, coordinación, mejora y uso eficiente de infraestructuras y equipamientos científicos y tecnológicos en energía y clima Compra pública de innovación verde Fortalecimiento del capital riesgo público para la transferencia de tecnología en energía y clima Nuevos instrumentos de apoyo a la investigación y la innovación en Energía y Clima Innovación Social por el Clima  Reducción de  trámites burocráticos y cargas administrativas  Relanzar la Fundación Ciudad de la Energía, CIUDEN Sistema de Información sobre Ciencia, Tecnología e Innovación para el seguimiento de la financiación  I+i+c para la adaptación del sistema energético español al cambio climático  Programas singulares a largo plazo en temas científicos y tecnológicos que sean estratégicos en el área de energía y clima Aumentar la participación española en los programas de  financiación de la investigación y la innovación europeos Apoyo a la participación de grupos de investigación españoles en foros internacionales de energía y clima Promocionar la iniciativa Misión Innovación  Mecanismos de financiación de innovación europeos  Cooperación internacional  Totales Fuente: Ministeri
    4.1  4.2  4.3  4.4  4.5  4.6  4.7  4.8  4.9  4.10  4.11  5.1  5.2  5.3  5.4  5.5  5.6  5.7  5.8  5.9  5.10  5.11  5.12  5.13  5.14  5.15  5.16  5.17  5.18   es
     roiretni odacreM  dadivititepmoc y nóicavonni ,nóicagitsevnI e.
  o
  210  
4 ANÁLISIS DE IMPACTO DE LAS POLÍTICAS Y MEDIDAS 
4.1 Introducción 
Esta  sección  recoge  los  principales  resultados  obtenidos  en  la  evaluación  del  impacto 
económico, sobre el empleo, social y en la salud pública de las medidas y actuaciones previstas 
en este Plan. 
El estudio, siguiendo el Reglamento de Gobernanza, diferencia entre un Escenario Tendencial 
(sin medidas adicionales) y un Escenario Objetivo (con medidas adicionales). En el Tendencial 
las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en España aumentan en 2030 un 5,6% con 
respecto a 1990, mientras que en el Objetivo se reducen un 23%. 
El impacto analizado en este estudio es el efecto de las políticas y medidas establecidas en el 
PNIEC que permiten alcanzar dicho objetivo de descarbonización, junto con el resto de medidas 
asociadas al resto de dimensiones del PNIEC. 
4.2 Metodología 
El análisis del impacto económico del PNIEC se ha realizado utilizando el modelo económico 
DENIO, que integra de forma homogénea la información de las políticas introducidas en el 
modelo energético TIMES-Sinergia. Los resultados principales de este análisis se recogen en esta 
sección, sin embargo, existe un estudio más completo y exhaustivo donde se recoge toda la 
información relativa al impacto económico y que está a disposición pública56. 
DENIO es un modelo Econométrico Dinámico Input-Output de la economía española, que tiene 
su origen en el modelo FIDELIO del Joint Research Centre (JRC) de la Comisión Europea. El 
modelo ha sido desarrollado por el Basque Centre for Climate Change (BC3) en colaboración con 
el Centre of Economic Scenario Analysis and Research (CESAR). Este modelo permite simular el 
efecto de un amplio abanico de políticas económicas, fiscales, energéticas o ambientales. 
DENIO se caracteriza por una detallada descripción de la economía española en términos 
sectoriales (74 sectores), hogares (22.000 hogares representativos de la población nacional) y 
16 categorías de consumo. El modelo también recoge de forma detallada las cuentas del sector 
público, incluyendo los ingresos y gastos de las Administraciones Públicas (AAPP), así como el 
déficit y la deuda pública. Este modelo ha sido estimado econométricamente con los últimos 
datos disponibles del INE, del Banco de España y de EUROSTAT. 
Adicionalmente,  la  información  sobre  los  cambios  en  las  emisiones  de  contaminantes 
atmosféricos (obtenida de la Unidad de Inventarios del MITECO), ha sido introducida en el 
modelo de calidad del aire TM5-FASST. El modelo TM5-FASST es un modelo global desarrollado 
por el JRC que permite analizar los efectos en términos de salud derivados de diferentes 
escenarios  o  sendas  de  emisiones.  A  través  de  información  meteorológica  y  químico-
atmosférica, el modelo analiza cómo las emisiones atmosféricas de una determinada fuente 
generan concentraciones de contaminantes, exposición en la población y, en consecuencia, 
daños a la salud y muertes prematuras.  e.
 5 6   E l   e  s t u  d  i o    c o  m   p  l e t  o   p  u  e  d  e   c  o  n  s u  l t a  r s  e en la página web del MITECO: https://www.miteco.gob.es/es/
211

El modelo ha sido utilizado previamente por BC3 para realizar estudios sobre co-beneficios de 
la mitigación para la salud junto con la Organización Mundial de la Salud (OMS). También, y entre 
otros, ha sido utilizado por la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos 
(OCDE) para proyectar los costes económicos asociados a la contaminación atmosférica. En este 
trabajo, y para ser consistentes, el modelo ha sido calibrado con los daños a la salud reportados 
por la OMS en España. 
En el Anexo B del PNIEC puede encontrarse una descripción técnica breve sobre los modelos 
DENIO (junto con la integración de la información microeconómica en el modelo) y TM5-FASST. 
Finalmente, y como en todo estudio prospectivo, ha sido necesario realizar diferentes supuestos 
y proyecciones a 2030. Por ejemplo, la evolución del PIB y la población a 2030 ha sido tomada 
directamente  del  escenario  macroeconómico  elaborado  por  el  MINECO.  Asimismo,  las 
proyecciones a 2030 sobre los costes de inversión de las renovables, los precios de los bienes 
energéticos y los derechos de CO son los recomendados por la Comisión Europea para todos 
2
los Estados miembros en la elaboración de sus respectivos PNIEC. La variación en el coste de la 
electricidad ha sido estimada por REE, a partir de los datos proporcionados por la Secretaría de 
Estado de Energía. 
4.3 ESTIMACIÓN INVERSIONES DEL PNIEC 2021-2030 
Una parte importante de los impactos económicos se deriva de las inversiones (adicionales) 
asociadas al PNIEC. Estas inversiones se han cuantificado utilizando diferentes fuentes. Las 
inversiones asociadas a las medidas de ahorro y la eficiencia energética provienen del IDAE. Las 
inversiones asociadas a las energías renovables y bombas de calor provienen de estimaciones 
realizadas por la Secretaría de Estado de Energía utilizando el modelo TIMES-Sinergia. La 
información de inversiones en redes de transporte, distribución e interconexiones proviene de 
diferentes fuentes, entre ellas REE. La información relativa a la inversión de los sectores difusos 
no energéticos proviene de la Oficina Española de Cambio Climático. Para aquellas cuestiones 
sobre las que no existía información, BC3 ha realizado las estimaciones oportunas, como es el 
caso de las inversiones en puntos de recarga o las inversiones asociadas a la electrificación del 
transporte. 
Una vez agregada esta información, se estima que las inversiones totales necesarias para lograr 
los objetivos del PNIEC alcanzarán los 241 mil millones de euros (M€) entre 2021-2030. Estas 
inversiones se pueden agrupar por medidas o palancas principales de la transición energética, y 
se repartirían de la siguiente forma (ver figura 4.1): 
Ahorro y eficiencia: 35% (83.540 M€) 
Renovables: 38% (91.765 M€) 
Redes y electrificación: 24% (58.579M€) 
Resto medidas: 3% (7.528 M€) 
De estas inversiones totales, 196 mil millones € pueden considerarse como adicionales con 
respecto al Tendencial. Estas inversiones adicionales son las que pueden imputarse al PNIEC y  e
las que, por lo tanto, generarán el impacto económico. Las inversiones totales y adicionales  b
difieren ya que en el Escenario Tendencial también existen inversiones como, por ejemplo, en  06ww
el caso de las renovables en el sector eléctrico, en el que se considera una instalación de nueva
212

potencia renovable para satisfacer el aumento de la demanda y también las inversiones en redes 
asociadas. 
Figura 4.1. Flujo de inversiones del PNIEC (M€) 
 
Fuente: Basque Centre for Climate Change, 2019 
Atendiendo al origen de las inversiones, una parte muy sustancial de la inversión total la 
realizaría el sector privado (80% del total), asociada principalmente al despliegue de las 
renovables, redes de distribución y transporte, y gran parte de las medidas de ahorro y 
eficiencia. El resto la realizaría el sector público (20% del total), en medidas de ahorro y 
eficiencia energética y en actuaciones asociadas al fomento de la movilidad sostenible y el 
cambio modal. En el caso de las inversiones del sector público una parte vendrá de fondos 
europeos. 
4.4 RESULTADOS 
Los resultados obtenidos provienen de la introducción en el modelo DENIO del flujo de 
inversiones adicionales, el balance energético y los precios de la energía del modelo TIMES-
Sinergia. Antes de pasar a explicar los resultados principales es importante realizar tres 
consideraciones previas: 
Las inversiones realizadas con fondos públicos (salvo las que provienen de fuentes 
europeas), tienen que financiarse con otras partidas presupuestarias de forma que 
permitan mantener el equilibrio presupuestario. En el análisis realizado se ha incluido la 
senda de reducción del déficit acordada en el Pacto de Estabilidad y Crecimiento, lo que 
implica reducir el déficit a cero en 2022 y después mantener el equilibrio presupuestario  s
para reducir también la deuda pública en la senda marcada a 2032. De la misma forma,  oe.
en el caso de los hogares se supone que el nivel de endeudamiento permanece  06www.
cvoían asthaonrtreo  yo  qvíuae r,e pdourc ctaiónnt od,e l agsa sintov.e rsiones adicionales que éstos realizan se financian
213

Se considera que no hay restricciones a la inversión para las empresas y que ésta se 
producirá al coste habitual del capital. Esto es compatible con una regulación y 
planificación para el medio y largo plazo que genere seguridad y certidumbre a los 
inversores. Además, se considera que estas inversiones adicionales no “expulsan” otras 
inversiones del sector privado (efecto “crowding-out”), algo coherente con la situación 
actual en España con una elevada capacidad ociosa y tasa de paro y, en general, con la 
situación en la zona euro con unos tipos de interés históricamente bajos. 
El estudio supone constante el grado de competitividad con el exterior. Es decir, las 
empresas mantienen una capacidad similar a la actual, ni mayor ni menor, para 
responder a las condiciones del mercado en un contexto en el que otros países del 
entorno también introducen políticas en la senda de cumplimiento del Acuerdo de París. 
4.4.1 Impactos macroeconómicos 
Los impactos macroeconómicos están determinados por dos efectos principales. El primero es 
el efecto de la “nueva inversión” que genera un impulso económico a lo largo de todas las 
cadenas productivas sectoriales. El segundo es el efecto derivado del “cambio energético” que 
incluye el impulso económico derivado del ahorro energético (incluida la reducción en el precio 
de la electricidad), y que permite aumentar el gasto en otros productos y servicios, y del cambio 
en el mix energético, que sustituye combustibles fósiles importados por energías renovables que 
generan un mayor valor añadido dentro del país. 
El efecto “nueva inversión” genera un impacto muy notable, especialmente en los 
primeros años del Plan. Es importante señalar que no toda la inversión se transforma en 
valor añadido y creación de empleo, ya que una parte (en torno al 20% y dependiendo 
de los sectores) necesita de bienes que son importados, algo que el modelo permite 
capturar con detalle y que está recogido en los resultados. Además, el impacto de las 
inversiones no es permanente, únicamente se producirá durante los años en los que las 
inversiones son ejecutadas. 
El efecto “cambio energético” genera también un resultado que es más acusado hacia 
2030, cuando las políticas van fomentando la reducción del consumo energético y los 
precios de la energía son más altos. De hecho, la importación de combustibles fósiles se 
reduce en 67 mil millones de € entre 2021 y 2030, respecto al Escenario Tendencial. 
Estos impactos, a diferencia de los asociados a las inversiones, sí que permanecen en el 
tiempo. 
La figura 4.2 recoge el efecto sobre el PIB desagregado por tipo de medida, siendo el impacto 
asociado al PNIEC la diferencia entre el PIB en el Escenario Objetivo frente al Tendencial. 
El PNIEC generará un aumento del PIB entre 16.500-25.700 M€ al año (un 1,8% del PIB en 
2030). El impacto positivo proviene principalmente del impulso económico que generan las 
nuevas inversiones en renovables, ahorro y eficiencia y redes y de los efectos derivados del 
“cambio energético” que generan un impacto creciente a final de la década.  s
    w.b
214

 
Figura 4.2. Impacto en el PIB por tipo de medida (M€) 
30000
25.750
22.864
25000
20.827
20000 18.525 17.613 19.064
16.947 17.398
16.567 16.657
15000
10000
5000
0
-5000
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Inv. Ahorro y eficiencia Inv.Renovables
Inv.Redes y electrificación Inv.Resto medidas
Efecto "cambio energético" TOTAL
 
Fuente: Basque Centre for Climate Change, 2019 
Las figuras 4.3, 4.4 y 4.5 muestran los impactos en el PIB desde la vía de la demanda, la oferta y 
la renta. 
El PIB por el lado de la demanda (figura 4.3) muestra que el aumento del PIB se canaliza 
principalmente hacia la Formación Bruta de Capital Fijo (FBCF), como era de esperar dadas las 
inversiones consideradas en el Plan. También, aumenta de forma creciente el consumo final de 
los hogares ya que el incremento en el PIB derivado de las inversiones genera un incremento en 
la remuneración de los asalariados y en el Excedente Bruto de Explotación que, a su vez, impacta 
positivamente en la renta disponible de los hogares y en su consumo. 
El consumo de las Administraciones Públicas también se ve afectado positivamente, ya que el 
incremento en la recaudación impositiva permite aumentar el gasto manteniendo el déficit 
constante. 
Finalmente, el saldo exterior negativo refleja simplemente la hipótesis de cierre del modelo 
elegido en el que las exportaciones permanecen constantes, mientras que las importaciones 
crecen derivadas del aumento en la actividad económica. La excepción son las importaciones 
energéticas, que disminuyen por el menor consumo interior de carbón y petróleo. 
   
215

Figura 4.3. Impacto en el PIB: demanda (M€) 
35000
25.750
22.864
30000
20.827
19.064
25000 18.525
17.398 17.613
16.567 16.657 16.947
20000
15000
10000
5000
0
-5000
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Consumo hogares Consumo AAPP FBCF Saldo exterior PIB
 
Fuente: Basque Centre for Climate Change, 2019 
La figura 4.4 recoge el cambio en el PIB por el lado de la oferta, lo que permite conocer los 
sectores en donde se origina este aumento del valor añadido. 
En primer lugar, hay que destacar un aumento neto en todos los grandes sectores, con la única 
excepción de la minería. El valor añadido del sector industrial crece sustancialmente (entre 
2.800 M€ en 2021 y 5.100 M€ en 2030) impulsado principalmente por el despliegue en 
renovables, redes y electrificación del transporte y renovación del parque de vehículos. El sector 
energético también aumenta su actividad por la sustitución de energía importada por renovable 
autóctona (entre 345 M€ a 1.400 M€). El valor añadido del sector de la construcción también 
aumenta notablemente (entre 1.900 M€ en 2021 y 3.000 M€ en 2030), como consecuencia de 
las inversiones en rehabilitación de viviendas y el desarrollo de las infraestructuras necesarias 
para el despliegue de las renovables y los vehículos eléctricos. 
Finalmente, el sector servicios acapara una parte importante del aumento en el valor añadido 
dado su peso en la economía española (supone un 65% del PIB). Este aumento en la actividad se 
explica por el aumento de los servicios asociados directamente al Plan, pero también por el 
efecto indirecto e inducido derivado del mayor crecimiento económico. 
   
216

Figura 4.4. Impacto en el PIB: oferta (M€) 
30000
25.750
25000 22.864
20.827
18.525 19.064
20000 16.56716.65716.94717.398 17.613
15000
10000
5000
0
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
-5000
Agricultura Minería Industria
Construcción Energía Servicios
Impto. productos PIB
 
Fuente: Basque Centre for Climate Change, 2019 
Por último, el impacto en el PIB por el lado de la renta (figura 4.5) permite conocer la distribución 
de las rentas generadas entre capital y trabajo. 
El Excedente Bruto de Explotación aumenta notablemente (entre 7.600 M€ y 13.800 M€), ya 
que una parte del impacto proviene de inversiones que se canalizan hacia sectores intensivos 
en capital (industria, construcción, energía). 
La remuneración a los asalariados también aumenta de forma muy notable (entre 7.400 M€ y 
11.500 M€) principalmente como consecuencia de la creación de empleo. Finalmente, destacar 
que el Excedente Bruto de Explotación recoge también las rentas mixtas donde están incluidas 
las de las empresas pequeñas o unipersonales y también las de los autónomos. 
Figura 4.5. Impacto en el PIB: rentas (M€) 
30000
25.750
25000 22.864
20.827
18.525 19.064
20000 16.567 16.657 16.947 17.398 17.613
15000
10000
5000
0
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
-5000
Remuneración asalariados Excedente explotación e
Impto. producción PIB bo
  w.
Fuente: Basque Centre for Climate Change, 2019  06ww
  
217

4.4.2 Impactos en el empleo 
La figura 4.6 recoge el efecto sobre el empleo entre el Escenario Objetivo y el Tendencial 
desagregado por tipo de medida. El PNIEC genera un aumento neto en el empleo de entre 
253.000 y 348.000 personas por año (un aumento del 1,7% en el empleo en 2030). La tasa de 
paro se reduciría, frente al Escenario Tendencial, entre un 1,1% y un 1,6%. Al igual que en el caso 
del impacto en el PIB, el empleo proviene de las nuevas inversiones en renovables, ahorro y 
eficiencia y redes y, a partir de 2025, del efecto derivado del cambio energético. 
Las inversiones en renovables generarían entre 107.000 y 135.000 empleos/año, mientras que 
las  inversiones  en  ahorro  y  eficiencia  energética  generarían  entre  56.000  y  100.000 
empleos/año. Las inversiones en redes y electrificación de la economía generarían 46.000 
empleos/año  en  2030.  El  cambio  energético  generaría  indirectamente  hasta  118.000 
empleos/año  en  2030.  Finalmente,  también  se  recoge  el  impacto  negativo  asociado  a 
desinversiones contempladas en las centrales nucleares y carbón a partir de 2025 respecto al 
Tendencial. 
Figura 4.6. Impacto en el empleo por tipo de medida (miles de personas/año) 
400
348
350 311
285
300 253 250 249 250 258 242 262
250
200
150
100
50
0
-50
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Inv. Ahorro y eficiencia Inv.Renovables
Inv.Redes y electrificación Inv.Resto medidas
Efecto "cambio energético" TOTAL
 
Fuente: Basque Centre for Climate Change, 2019 
La figura 4.7 recoge los empleos netos generados por grandes sectores. Al igual que en el caso 
del PIB, el empleo neto es positivo, salvo en el caso del sector de la minería. El empleo en el 
sector  industrial  aumenta  entre  38.000  y  61.000  personas/año,  mientras  que  en  la 
construcción se incrementa entre 33.000 y 48.000 personas/año. Finalmente, en el sector 
servicios  crece  de  forma  más  notable,  entre  175.000  y  228.000  personas/año,  como 
consecuencia de los servicios asociados a las nuevas inversiones y por el cambio en la estructura 
de consumo. 
    o
218

Figura 4.7. Impacto en el empleo por sectores (miles de personas/año) 
400
348
311
285
300 253 250 249 250 258 242 262
200
100
0
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Agricultura Minería
Industria Construcción
Energía Servicios
Total personas empleadas
 
Fuente: Basque Centre for Climate Change, 2019 
Figura 4.8. Impacto en el empleo por ramas de actividad (miles de personas/año) 
-5 5 15 25 35 45 55 65
Comercio y reparación
Industria manufacturera
Construcción
Actividades administrativas y servicios auxliares
Hostelería
Actividades profesionales, científicas y técnicas
Actividades de los hogares
Transporte y almacenamiento
Información y comunicaciones
Agricultura, ganadería, silvicultura y pesca
AAPP y defensa; Seg. Soc.
Otros servicios
Educación
Actividades financieras y de seguros
Actividades artísticas y recreativas
Actividades inmobiliarias
Actividades sanitarias y de servicios sociales
Agua, saneamiento, residuos
Energía eléctrica, gas y vapor
Industrias extractivas
Empleos ganados Empleos perdidos
  s
Fuente: Basque Centre for Climate Change, 2019  e.e
    06www.
219
Finamente, la figura 4.8 recoge el impacto en el empleo en 2030 para las ramas de actividad de 
la contabilidad nacional (CNAE). Las ramas de actividad que más empleo generarían serían 
Comercio  y  reparación  (62.300  empleos),  Industria  manufacturera  (57.800  empleos)  y 
Construcción (48.100 empleos). 
El sector eléctrico tendría una creación neta de empleo (1.700 empleos), incluyendo la pérdida 
de empleo asociada a la reducción de la actividad y la desinversión en las plantas de carbón y 
nucleares. La única rama, según esta agregación, que obtiene una pérdida neta de empleo es la 
de las Industrias extractivas (-700 empleos), derivada de la reducción de la actividad en la 
extracción de carbón. 
4.4.3 Impactos en las Administraciones Públicas 
Esta sección recoge los impactos económicos en las cuentas de las Administraciones Públicas. 
La figura 4.9 muestra cómo, fruto del aumento de la actividad económica, la recaudación de las 
Administraciones aumenta notablemente (entre 7.600 M€ y 19.800 M€ a precios corrientes) y 
todo ello sin alterar los tipos impositivos. En particular, los impuestos sobre la renta, patrimonio 
y capital aumentarían entre 3.400 y 11.600 M€ y las contribuciones a la Seguridad Social entre 
2.400 M€ y 6.100 M€. Aunque algunos impuestos, como los impuestos a la energía e 
hidrocarburos reducirían su recaudación, éstos se verían compensados por un aumento de la 
recaudación por otras vías. 
Del mismo modo, este aumento de la recaudación, permitiría un aumento similar del gasto 
público, como muestra la figura 4.10. De hecho, el aumento de la recaudación permitiría cubrir 
todos los gastos vinculados a la financiación pública del propio PNIEC, entre 2.900 M€ y 6.900 
M€, y liberar una cantidad notable de recursos para otros gastos y transferencias. En total entre 
4.700 M€ y 12.800 M€ adicionales estarían disponibles para el sector público para otros gastos, 
inversiones o transferencias no asociados al PNIEC. 
Figura 4.9. Impacto en las cuentas de las Administraciones Públicas: ingresos (M€) 
25000
19.806
20000
17.207
15.227
15000 13.476
11.676 11.947
10.335
9.338
10000 8.415
7.599
5000
0
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
IRPF, patrimonio y capital Impto. producción y productos s
Contribuciones Seg. Soc. Otros ingresos e.
Ingresos AAPP w.
  06ww
  Fuent e: Basque Centre for Climate Change, 2019
220

Figura 4.10. Impacto en las cuentas de las Administraciones Públicas (AAPP): gastos (M€) 
25000
19.806
20000
17.207
15.227
15000 13.476
11.67611.947
10.335
9.338
10000 8.415
7.674
5000
0
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Transferencias Intereses deuda FBCF AAPP
Consumo AAPP Otros gastos AAPP Financiación PNIEC
Gastos de las AAPP
 
Fuente: Basque Centre for Climate Change, 2019 
Finalmente, es importante destacar que el aumento del gasto público es fruto exclusivamente 
del impacto económico inducido por el PNIEC y no de la generación de mayor déficit y deuda, 
ya que una de las restricciones que se han introducido es el cumplimiento del Pacto de 
Estabilidad y Crecimiento. De hecho, el cumplimento de la senda de déficit unido al mayor nivel 
de actividad económica permite que la ratio entre deuda y PIB se reduzca un 2,4% en 2030 frente 
al Escenario Tendencial (figura 4.11). 
Figura 4.11. Ratio deuda/PIB (% respecto al Tendencial) 
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
0,0%
-0,5%
-1,0%
-1,4%
-1,5%
-1,6%
-1,5% -1,7%
-1,8% -1,8%
-1,9%
-2,0%
-2,0% -2,2%
-2,4%
-2,5%
 
Fuente: Basque Centre for Climate Change, 2019 
    oe.
221

4.4.4 Impactos sociales 
En el caso de los impactos sociales, los resultados obtenidos para toda una batería de 
indicadores permiten concluir que las medidas57 del PNIEC favorecen a los hogares de menor 
renta y, especialmente, a los colectivos vulnerables. 
La figura 4.12 muestra el efecto sobre la renta disponible de los hogares por quintiles de renta, 
donde el quintil 1 agrupa al 20% de los hogares de menor renta y el quintil 5 al 20% de los 
hogares de mayor renta. La figura muestra que las medidas del PNIEC tiene un efecto progresivo. 
La renta disponible aumenta en todos los quintiles, derivado del mayor crecimiento económico, 
pero aumenta en mayor medida en los quintiles de menor renta, debido en parte a los efectos 
de las ayudas recibidas por estos colectivos. El quintil 1 y 2 ven aumentada su renta disponible 
un 3,8% y un 2,8%, mientras que el quintil 4 y 5 aumentan su renta un 1,8% y un1% 
respectivamente. 
Figura 4.12. Variación en la renta disponible en 2030 por quintiles de renta (%) 
4,0%
3,5%
%)3,0%
a (
nt2,5%
en r2,0%
n 
ó
ci1,5%
a
ari
V1,0%
0,5%
0,0%
Quintil 1 Quintil 2 Quintil 3 Quintil 4 Quintil 5
 
Fuente: Basque Centre for Climate Change, 2019 
La figura 4.13 muestra el efecto del PNIEC en el gasto de los hogares vulnerables, según se 
definen en el Real Decreto-ley 15/2018 de 5 de octubre. La figura muestra un aumento en el 
gasto tanto de los hogares vulnerables como de los no vulnerables, siendo el efecto en los 
hogares vulnerables más positivo ya que éstos se ven beneficiados de una forma más notable, 
no solo del ahorro energético y la reducción de la factura energética, sino también por las ayudas 
asociadas al Plan hacia los hogares de menor renta. Los hogares vulnerables aumentan su gasto 
en 2030 un 2,1% y los no vulnerables un 1,1%. 
   
                                                            06ww
5ea7yx Ltueadnsa spsi óoanlsíto dicceiaals da aacntsu aaal ilzl aab droeanhso ae dbnei lei tclaa PcleNiófIanEc Cdc eihó avnni v iinenclduaids,o e el lf odimseeñnoto a ldgeuln aaust omceodnisduams coo pna irma ploasc thoo rgeadreisst rvibulunteivroab cloems oo  llaa s
222

Figura 4.13. Variación en el consumo final entre hogares vulnerables y no vulnerables (%) 
2,50
%)
al (
ci
n
de2,00
n
T
al 
ct1,50
p
o r
m
u1,00
n
c
el 
n 
e0,50
n 
ó
ci
a
ari
V0,00
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Vulnerables No Vulnerables
Fuente: Basque Centre for Climate Change, 2019 
4.4.5 Impactos sobre la contaminación y la salud pública 
Según la OMS, en el año 2010 las muertes prematuras provocadas por la contaminación 
atmosférica en España alcanzaron las 14.042. Los contaminantes que más efectos producen 
sobre la salud son las partículas finas (PM2.5) y el ozono (O ). 
3
Las emisiones de PM2.5 son las principales causantes de muertes prematuras derivadas de la 
contaminación, provocando problemas en los sistemas respiratorios (cáncer de pulmón), 
cardiovasculares  o  cerebrales  (ataques  isquémicos).  En  cuanto  al  ozono  (O ),  aunque 
3
normalmente suele asociarse con daños en los sistemas agrícolas, también genera efectos 
importantes en la salud, relacionados con enfermedades de tipo respiratorio. 
Las medidas contenidas en el PNIEC consiguen reducir tanto las emisiones de GEI como las de 
los principales contaminantes primarios que generan concentraciones finales de PM2.5 y O . La 
3
figura 4.14-a. recoge esta disminución de emisiones calculadas por la Unidad de Inventarios de 
MITECO a partir del nuevo mix energético. 
Las emisiones de PM2.5 primarias, las más perjudiciales para la salud, se reducen un 33%, como 
consecuencia por el uso de tecnologías más limpias. Además, el dióxido de azufre (SO ) y los 
2
óxidos nitrosos (NO), los principales contaminantes para la formación de PM2.5 secundarias, se 
x
reducen un 38% y un 35% respectivamente. La reducción del SO se debe principalmente a la 
2
reducción del consumo de carbón en el sector eléctrico, y en el caso del NO por la mejora de la 
x
eficiencia en los motores de combustión interna y la electrificación del transporte. 
    e
223

Figura 4.14. a) Variación de las emisiones en 2030 respecto al Escenario Tendencial  
b) Muertes prematuras en España derivadas de la contaminación atmosférica en 2030 
        a) Variación de las emisiones (%)            b) Muertes prematuras (personas) 
0% 16000
4 2 O O 3 X 2 M s
-5% CH CO C N2 NH NO SO VN aria
O m
-10% C ri 12000
p
5 
-15% 2. 8.913
M
-20% P 8000 6.521
-25%
-30% 4000
-35%
0
-40%
Tendencial Objetivo
Fuente: Basque Centre for Climate Change, 2019 
Estas reducciones en los niveles de emisión de contaminantes atmosféricos llevan asociadas 
importantes mejoras en términos de calidad ambiental, que se traducen en una disminución de 
los daños a la salud en forma de menos muertes prematuras. Como muestra la figura 4.14b, las 
muertes prematuras por contaminación atmosférica en el año 2030 se reducen en torno a 2.400 
personas, pasando de 8.913 en el Escenario Tendencial hasta las 6.521 en el Escenario Objetivo, 
una reducción en términos porcentuales del 27%. 
4.4.6 Análisis de sensibilidad 
Este apartado recoge un análisis de sensibilidad sobre los precios de los combustibles fósiles58 a 
2030 que han sido utilizados para la realización de este estudio. El análisis de sensibilidad se ha 
realizado únicamente sobre el modelo DENIO. 
En este ejercicio se compara el escenario central de la Comisión Europea, con otros dos 
escenarios alternativos con una variación del +/-25% en todos los precios de los combustibles 
fósiles. Por ejemplo, en el caso del petróleo, y según IRENA, un escenario de cumplimiento del 
Acuerdo de París implicaría una reducción global del consumo de petróleo del 20% a 2030 con 
respecto a los niveles actuales, una bajada de la demanda que debería contener la subida de 
precios. Sin embargo, otros organismos como la IEA indican que podría existir actualmente un 
“gap” de inversión lo que podría reducir la oferta y presionar al alza los precios. Este análisis de 
sensibilidad permite evaluar un rango mayor de situaciones futuras sobre las que existe una 
elevada incertidumbre. 
La tabla 4.1 recoge los resultados del análisis de sensibilidad sobre el PIB y el cuadro 
macroeconómico. Se observa que un menor aumento de los precios de los combustibles fósiles 
supone una reducción del impacto en términos del PIB, y viceversa. Una reducción de los precios 
en un 25% respecto a los del escenario central, genera una reducción del 18% en el impacto del 
Plan en términos de PIB, mientras que un aumento del 25% supone un aumento del 9%.  e.
 5 8   E s  t o  s   p  r e  c  io  s   h  a  n    s i d  o   r  e c  o  m   e  n d  a  d  o  s   por la Comisión Europea.
224
La variación del precio de los combustibles fósiles en último término afecta a la reducción en la 
factura energética derivada de las medidas de ahorro y eficiencia. Así, en un entorno de precios 
energéticos altos, el ahorro en la factura energética previsto será mayor, lo que se inducirá en 
un mayor efecto expansivo del PNIEC. Lo contrario ocurriría en un entorno de precios menores. 
Tabla 4.1. Análisis de sensibilidad del precio de la energía sobre el PIB en 2030. 
Escenario Objetivo respecto al Tendencial (M€) 
  Escenario  Escenario   Escenario 
p-25%  Central  p +25% 
PIB  21.891  25.750  28.036 
Consumo Final   4.447  10.026  12.712 
Formación Bruta de Capital Fijo  20.547  21.265  21.717 
Exportaciones    0  0 
Importaciones  3.103  5.391  6.394 
Fuente: Basque Centre for Climate Change, 2019 
La tabla 4.2 recoge los resultados en términos de empleo por grandes categorías de sectores. 
Los empleos netos creados pasarían de 348 mil personas/año en el escenario central en 2030 a 
un rango entre 318 y 366 mil personas/año. Una reducción del precio de los combustibles fósiles 
de un 25% genera una reducción del 10% en el empleo creado, mientras que un aumento del 
25% supone un aumento del 5%. Los motivos detrás de este mayor/menor aumento son los 
mismos que los mencionados con respecto al PIB. 
Tabla 4.2. Análisis de sensibilidad del precio de la energía sobre el empleo neto en 2030. 
Escenario Objetivo respecto al Tendencial (miles) 
  Escenario  Escenario  Escenario 
p-25%  Central  p +25% 
Total  318  348  366 
Agricultura y pesca  10  11  11 
Minería  -1  -1  -1 
Industria  58  61  62 
Construcción  46  48  50 
Energía  1  1  1 
Servicios  204  228  243 
Fuente: Basque Centre for Climate Change, 2019 
Finalmente, es importante destacar que los precios futuros de los combustibles fósiles no solo 
afectarán a la factura energética, sino que también tendrán un efecto, por ejemplo, sobre el mix 
energético y eléctrico, sobre el grado de rentabilidad de las inversiones o sobre otras variables 
como el propio crecimiento del PIB asumido en el Escenario Tendencial. Estos efectos están 
fuera del alcance de este análisis de sensibilidad que se ha limitado a las modificaciones en el 
modelo económico DENIO. 
   
225

4.4.7 Conclusiones 
Los resultados de este análisis de impacto permiten concluir que el efecto del PNIEC supone 
una oportunidad económica con importantes beneficios a escala económica, de empleo, social 
y sobre la salud pública. A continuación, se recogen algunas conclusiones con las cifras 
principales que permiten sostener esta conclusión: 
El PNIEC movilizará 241 mil millones de euros de inversiones en España entre 2021 y 2030, 
lo que generará un importante efecto expansivo en la economía. 
El Producto Interior Bruto (PIB) aumentará entre 16.500 y 25.700 millones de euros entre 
2021 y 2030, un aumento del 1,8% en 2030 respecto al Tendencial, tanto por las 
inversiones previstas, como por el mayor ahorro y eficiencia energética y la menor 
importación de combustibles fósiles. 
Las medidas que se pondrán en marcha generarán entre 253.000 y 348.000 nuevos 
empleos entre 2021 y 2030 (empleo anual no acumulado), un aumento del 1,7% en 2030 
respecto al Escenario Tendencial. Solo las inversiones en renovables generarán entre 
107.000  y  135.000  empleos  durante  la  década,  que  beneficiará a  la  industria 
manufacturera, a la construcción, y a los servicios asociados al sector renovable. 
El PNIEC permitirá ahorrar 67 mil millones de euros hasta 2030 respecto al Escenario 
Tendencial, por la reducción de la demanda de importación de combustibles fósiles, lo 
que mejorará además la seguridad energética al ser sustituida esta fuente por energías 
autóctonas. 
El PNIEC favorecerá a los hogares de menor renta y a los colectivos vulnerables, que 
verán aumentada su renta y su consumo en una proporción mayor que el resto de los 
hogares. 
Finalmente, las medidas tendrán una incidencia muy positiva en términos de salud. La 
mejora de la calidad del aire con las medidas previstas en el Plan evitará la muerte 
prematura de alrededor de 2.400 personas en España en 2030, lo que supondrá una 
reducción del 27% con respecto al Escenario Tendencial. 
 
226

 
 
 
 
 
 
 
 
 
PLAN NACIONAL INTEGRADO DE ENERGÍA Y CLIMA 
2021-2030 
ANEXOS 
 
 
 
 
 
 
 
 
   
    BOE-A-cable e

ANEXO A. SITUACIÓN ACTUAL Y PROYECCIONES: 
ESCENARIO TENDENCIAL Y ESCENARIO OBJETIVO 
A.1.   EVOLUCIÓN PREVISTA DE LOS PRINCIPALES FACTORES EXÓGENOS 
QUE INFLUYEN EN EL SISTEMA ENERGÉTICO Y EN LAS EMISIONES DE 
GASES DE EFECTO INVERNADERO 
En este primer apartado, se exponen las principales variables macroeconómicas que se han 
considerado en el ejercicio de prospectiva que se ha realizado en el Plan, siguiendo en la medida 
de lo posible el Reglamento 2018/1999 sobre la Gobernanza de la Unión de la Energía y de la 
Acción por el Clima. 
Previsiones macroeconómicas: PIB y crecimiento de la población 
La proyección de la variable PIB ha sido proporcionada por el MINECO, actualizada a la última 
revisión del Programa de Estabilidad del año 2018. Los valores se encuentran en la siguiente 
tabla. 
Tabla A.1. Proyección del PIB de España 
Proyección de Producto Interior Bruto de España 
(miles de M€ a precios constantes de 2016) 
Años  2015  2020  2025  2030 
PIB  1.071  1.223  1.334  1.421 
Fuente: Ministerio de Asuntos Económicos y Transformación Digital 
La  proyección  del  PIB más  allá  del  horizonte  contenido  en el  programa  de  estabilidad 
corresponde al escenario macroeconómico, construido a partir de las tablas input-output de la 
economía española. Dicho escenario, que prevé un crecimiento del PIB en la década 2020-2030 
de un 16%, utiliza como dato de partida la evolución de la población contemplada en el informe 
de la Comisión Europea: “The 2018 Ageing Report: Economic and Budgetary Projections for the 
EU Member States (2016-2070)” 59. 
La proyección de población contenida en el Plan es la incluida en el mencionado Ageing Report 
2018, con el objeto de garantizar así la coherencia entre las proyecciones de PIB y la población. 
Como  se  puede  observar  en  la  siguiente  tabla,  la  población  española  experimenta  un 
crecimiento de un 1% en la siguiente década. 
Tabla A.2. Proyección de la población española 
Proyección de la población española 
(miles de personas) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Población  46.450  46.582  46.803  47.155 
Fuente: Comisión Europea 
La proyección del número de viviendas se realiza sobre la base de las proyecciones de población  s
anteriores, empleando la ratio de ocupación de personas por vivienda del INE. Esta senda es  oe.
 5 9    h  t t p  s  : / / e  c  . e u  r o  p  a  . e  u /  i n  f o  / s i t e  s  / i n  f o  /  files/economy-finance/ip065_en.pdf
229

coherente con la utilizada en la futura actualización de la “Estrategia a largo plazo para la 
rehabilitación energética en el sector de la edificación en España”. 
Adicionalmente a lo anterior, se realiza la aproximación de que el total de hogares coincide con 
el total de viviendas. Es decir, se considera que todas las viviendas están habitadas. Esta 
hipótesis se ha elaborado teniendo en cuenta que este estudio se realiza para proyectar los 
consumos energéticos en el futuro, y los principales consumos existirán en las viviendas 
habitadas. 
La trayectoria de número total de viviendas se muestra a continuación. 
Tabla A.3. Proyección del número de viviendas 
Proyección del número de viviendas  
(miles de viviendas) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Número de viviendas   18.346  18.585  19.252  19.820 
Fuente: Comisión Europea, Instituto Nacional de Estadística 
Señalar que el número de viviendas comprende las rehabilitadas, las nuevas y las existentes, 
asumiendo diferentes hipótesis para el Escenario Tendencial y para el Escenario Objetivo. El 
detalle de las medidas asociadas a la rehabilitación de viviendas se puede consultar en el 
epígrafe A3 relativo a la dimensión de eficiencia energética. 
Cambios sectoriales previstos con impacto en el sistema energético y las emisiones de 
gases de efecto invernadero 
De acuerdo con el escenario macroeconómico realizado por el MINECO, no se prevén cambios 
sectoriales destacables. La siguiente tabla contiene el peso relativo de los sectores principales 
de la economía española sobre el total. A pesar de que en la siguiente tabla solo se muestran los 
valores en el año 2030, estos porcentajes permanecen prácticamente constantes durante todo 
el periodo analizado. 
Tabla A.4. Porcentaje del valor añadido bruto total para España en el año 2030 
que corresponde a cada uno de los sectores económicos 
Representatividad de los sectores económicos 
sobre el valor añadido bruto total para el año 2030 
Agricultura  3% 
Industria  17% 
Construcción  8% 
Servicios  72% 
Fuente: Ministerio de Asuntos Económicos y Transformación Digital 
Tendencias globales: Precios internacionales de combustibles fósiles y precio del 
derecho de emisión 
El sistema energético español se inscribe dentro de las tendencias y los mercados energéticos 
globales,  por  lo  que  los  valores  de  las  variables  de  partida  considerados  han  sido  los  e.e
recomendados por la Comisión Europea.  w.b
Aco mcobnutsintiubalecsió fnó,s islees ,p yr essuesn ptraony elocsc iovnaelosr hesa sutati leizl aadñoos 2 p03ar0a.  los precios internacionales de los
230

Tabla A.5. Precios internacionales de los combustibles fósiles 
Precios internacionales de los combustibles fósiles 
(€ a precios constantes de 2016/ barril equivalente de petróleo) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Petróleo  46,65  69,17  91,47  100,77 
Gas  40,40  44,15  56,08  60,99 
Carbón  11,71  16,58  18,36  22,04 
Fuente: Comisión Europea 
En coherencia con la hipótesis de evolución de precios de los combustibles de la tabla anterior, 
la Comisión Europea ha suministrado también los precios internacionales para la proyección del 
coste de los derechos de emisión. 
En el caso de los derechos de emisión de CO comercializados en el sistema de mercado europeo, 
2 
la evolución de sus precios es una variable exógena en el modelo, por lo que se han utilizado los 
parámetros recomendados, presentados en la siguiente tabla. 
Tabla A.6. Proyección del coste del derecho de emisión de CO260 
Precios internacionales de los derechos de emisión de gases de efecto invernadero 
(Unidades: € a precios constantes de 2016/ tCO2) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Coste del derecho de emisión  7,8  15,5  23,3  34,7 
Fuente: Comisión Europea 
Evolución de los costes tecnológicos 
El modelo analítico utilizado para la proyección del sistema energético, TIMES-Sinergia, es de 
tipo bottom-up, por lo que los costes de las distintas tecnologías energéticas resultan un dato 
de entrada fundamental para realizar una proyección adecuada de las distintas variables de 
salida del modelo. 
Para garantizar la coherencia de los precios relativos entre las distintas tecnologías, se han 
tomado preferentemente los datos proporcionados por el JRC de la Comisión Europea en el 
modelo Potencia. Para todos aquellos datos no disponibles en las dos fuentes citadas, se ha 
recurrido a fuentes internacionales comúnmente aceptadas, en su caso adaptando los valores a 
la tipología habitual en el sistema energético español. 
6  0  l Dl a a m t oa  sd   or e   "c R o e m c eo  nm  d m a  de  on s d   ep do   r E  l Ua     UE  Tn S i ó  c na   rE b u o  rno pperaic epsa"r.a  el Escenario de Referencia. Se implementan los valores del
231

La  evolución  de  costes  de  las  distintas  tecnologías  se  ha  tomado  de  diversas  fuentes 
internacionales, y, en el caso de que estuviesen disponibles, de fuentes nacionales expertas. A 
modo de resumen se presentan las fuentes principales desagregadas por sector considerado: 
Tabla A.7. Fuentes de datos para la evolución de costes tecnológicos 
Fuentes de datos 
Sector  Fuente de datos 
EU Reference Scenario 2016, Energy, transport and GHG emissions Trends 
Transporte 
to 2050. Input data to PRIMES model, 2016 
Residencial  Energy Technology Data Source, IEA ETSAP - Technology Brief, 2012 
Servicios  JRC. Input data to POTEnCIA Model, 2018 
JRC. Power generation technology assumptions, developed to serve as 
Generación eléctrica 
input to the POTEnCIA 
Industria  Energy Technology Data Source , IEA ETSAP - Technology Brief, 2010-2015 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
En lo referente a los días de calefacción y refrigeración, estos parámetros no se han utilizado en 
el modelado, y, por tanto, no se han empleado las proyecciones proporcionadas por la Comisión 
Europea. 
232

A.2  DIMENSIÓN DE LA DESCARBONIZACIÓN 
Una vez expuestas las principales variables exógenas, se pasa a la descripción de los escenarios 
Tendencial y Objetivo de las distintas dimensiones incluidas en el Plan. En este apartado se 
comienza con la descarbonización, que a su vez está compuesta por dos ámbitos: las emisiones 
de GEI y el fomento de las energías renovables. 
A.2.1  Emisiones y absorciones de gases de efecto invernadero 
El objetivo de reducción de las emisiones GEI de un 20% respecto al año 1990 es un elemento 
central en el diseño del PNIEC. Alcanzar este nivel de descarbonización solo es posible si va 
acompañado por medidas del resto de dimensiones que estén interrelacionadas con la 
reducción de emisiones, como es el caso del objetivo de producción de energía final mediante 
fuentes renovables o, el principio de eficiencia energética primero. 
Para más detalle sobre las emisiones de GEI puede consultarse el final de este anexo. 
En las siguientes tablas se presentan las emisiones totales de GEI correspondientes al Escenario 
Tendencial y al Escenario Objetivo del PNIEC, detalladas por sectores. 
Tabla A.8. Proyección de emisiones totales en el Escenario Tendencial 
Proyección de emisiones en el Escenario Tendencial 
(miles de toneladas de CO2 equivalente) 
Años  1990  2005  2015  2020  2025  2030 
Transporte  59.199  102.310  83.197  89.762  90.721  88.193 
Generación de energía eléctrica  65.864  112.623  74.051  57.013  42.228  43.025 
Sector industrial (combustión)  45.099  68.598  40.462  38.234  36.889  33.512 
Sector industrial (emisiones de procesos)  28.559  31.992  21.036  21.697  22.003  22.166 
Sectores Residencial Comercial e Institucional  17.571  31.124  28.135  28.314  26.326  23.393 
Ganadería  21.885  25.726  22.854  23.218  23.167  23.116 
Cultivos  12.275  10.868  11.679  11.404  11.412  11.419 
Residuos  9.825  13.389  14.375  13.832  13.060  12.209 
Industria del refino  10.878  13.078  11.560  13.070  12.837  11.870 
Otras industrias energéticas  2.161  1.020  782  814  733  760 
Otros sectores  9.082  11.729  11.991  12.577  12.943  13.222 
Emisiones Fugitivas  3.837  3.386  4.455  5.036  5.034  4.731 
Uso de productos  1.358  1.762  1.146  1.237  1.298  1.340 
Gases fluorados  64  11.465  10.086  8.267  6.152  4.037 
Total  287.656  439.070  335.809  324.476  304.804  292.994 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
En la siguiente tabla se muestran las emisiones de GEI correspondientes al Escenario Objetivo 
del PNIEC. 
    bo
233

Tabla A.9. Proyección de emisiones totales en el Escenario Objetivo 
Proyección de emisiones en el Escenario Objetivo 
(miles de toneladas de CO2 equivalente) 
Años  1990  2005  2015  2020  2025  2030 
Transporte  59.199  102.310  83.197  87.058  77.651  59.875 
Generación de energía eléctrica  65.864  112.623  74.051  56.622  26.497  20.603 
Sector industrial (combustión)  45.099  68.598  40.462  37.736  33.293  30.462 
Sector industrial (emisiones de procesos)  28.559  31.992  21.036  21.147  20.656  20.017 
Sectores residencial, comercial e institucional  17.571  31.124  28.135  28.464  23.764  18.397 
Ganadería  21.885  25.726  22.854  23.247  21.216  19.184 
Cultivos  12.275  10.868  11.679  11.382  11.089  10.797 
Residuos  9.825  13.389  14.375  13.657  11.932  9.718 
Industria del refino  10.878  13.078  11.560  12.330  11.969  11.190 
Otras industrias energéticas  2.161  1.020  782  825  760  760 
Otros sectores  9.082  11.729  11.991  12.552  11.805  11.120 
Emisiones fugitivas  3.837  3.386  4.455  4.789  4.604  4.362 
Uso de productos  1.358  1.762  1.146  1.236  1.288  1.320 
Gases fluorados  64  11.465  10.086  8.267  6.152  4.037 
Total  287.656  439.070 335.809 319.312  262.675  221.844 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Adicionalmente se presentan las emisiones desagregadas entre aquéllas sujetas al sistema de 
comercio de derechos de emisión y las que están excluidas (emisiones difusas). En las siguientes 
tablas se detallan los resultados desagregados para el Escenario Objetivo. 
 
Tabla A.10. Proyección de emisiones en los sectores sujetos al comercio de derechos de emisión 
Proyección de emisiones en el Escenario Objetivo en sectores sujetos al comercio de derechos de emisión 
(miles de toneladas de CO2 equivalente) 
Años  2005  2015  2020  2025  2030 
Transporte  4.013  2.481  3.145  3.265  3.290 
Generación de energía eléctrica  100.042  69.465  53.010  23.702  17.876 
Sector industrial (combustión)  56.007  35.073  33.084  29.167  26.667 
Sector industrial (emisiones de procesos)  29.005  18.066  17.961  17.484  16.864 
Sectores residencial, comercial e institucional  51  156  173  155  130 
Ganadería  0  0  0  0  0 
Cultivos  0  0  0  0  0 
Residuos  0  0  0  0  0 
Industria del refino  12.948  11.444  12.207  11.849  11.079 
Otras industrias energéticas  622  477  503  464  464 
Otros sectores  0  0  0  0  0 
Emisiones fugitivas  1.514  2.590  2.832  2.749  2.570 
Uso de productos  0  0  0  0  0 
Gases fluorados  0  0  0  0  0 
Total (ETS)  204.201  139.751  122.915  88.834  78.940  e.e
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019  b
    2021-5106n https://ww
234

Tabla A.11. Proyección de emisiones en los sectores difusos 
Proyección de emisiones en el Escenario Objetivo en sectores difusos 
(miles de toneladas de CO2 equivalente) 
Años  2005  2015  2020  2025  2030 
Transporte  98.297  80.716  83.912  74.386  56.585 
Generación de energía eléctrica  12.582  4.586  3.612  2.795  2.727 
Sector industrial (combustión)  12.591  5.390  4.653  4.126  3.795 
Sector industrial (emisiones de procesos)  2.988  2.970  3.186  3.172  3.153 
Sectores residencial, comercial e institucional  31.073  27.980  28.291  23.609  18.266 
Ganadería  25.726  22.854  23.247  21.216  19.184 
Cultivos  10.868  11.679  11.382  11.089  10.797 
Residuos  13.389  14.375  13.657  11.932  9.718 
Industria del refino  131  116  123  120  112 
Otras industrias energéticas  398  305  322  296  296 
Otros sectores  11.729  11.991  12.552  11.805  11.120 
Emisiones fugitivas  1.872  1.865  1.957  1.854  1.792 
Uso de productos  1.762  1.146  1.236  1.288  1.320 
Gases fluorados  11.465  10.086  8.267  6.152  4.037 
Total (No ETS)  234.869  196.058  196.397  173.841  142.903 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Tal y como se puede ver en las tablas anteriores las principales reducciones de emisiones de GEI 
se producen en los sectores de generación de energía eléctrica y en el transporte. El sector 
residencial, comercial e institucional también hace una aportación importante al cumplimiento 
del objetivo de reducción de emisiones.  
En conclusión, el objetivo central establecido en este Plan es la reducción de al menos un 20% 
de las emisiones GEI en 2030 con respecto a 1990. Sin embargo, el resultado de la optimización 
realizada con el modelo TIMES ha sido de un 23%, con una reducción de emisiones de GEI entre 
los años 2020 y 2030 de 31%. 
A.2.2  Energías renovables 
A continuación, se incluyen los resultados y las proyecciones de la contribución de la producción 
de energía mediante fuentes renovables sobre el consumo de energía final. 
Tal y como se ha señalado previamente, es importante destacar que el objetivo central del Plan 
es el cumplimiento de la mitigación de emisiones de GEI hasta una reducción de al menos un 
20% respecto al año 1990. 
Contribución de las energías renovables sobre el consumo final bruto de energía 
El porcentaje total de energías renovables sobre energía bruta final en el año 2016 fue del 17,3%. 
Respecto al método de cálculo, se han seguido las indicaciones establecidas en la Directiva 
relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables 2009/28/CE, del  es
Parlamento Europeo y del Consejo de 23 de abril de 2009, así como las modificaciones  bo
introducidas en este cálculo en la Directiva 2018/2001 del Parlamento Europeo y del Consejo de  06ww
11 de diciembre de 2018. 
235

En la Tabla A.12 y Tabla A.13 se presentan los resultados en los escenarios Tendencial y Objetivo, 
respectivamente. 
Tabla A.12. Porcentaje de energías renovables sobre consumo energía final en Escenario Tendencial 
Porcentaje de energías renovables sobre consumo de energía final en el Escenario Tendencial 
Años  2015*  2020  2022  2025  2027  2030 
Consumo de EERR  Agricultura (ktep)  119   136   163   179   204  
de uso final  Industria (ktep)  1.600  1.632  1.680  1.711  1.757 
4.310  
(excluyendo el  Residencial (ktep)  2.732  2.603  2.410  2.384  2.345 
consumo eléctrico  Servicios y otros (ktep)  242  230  212  204  192 
renovable)  Transporte (ktep)  176   2.422  2.427  2.434  2.403  2.358 
Energía suministrada por bombas de calor (ktep)  353   627  1.272  2.239  2.638  3.237 
Generación renovable eléctrica (ktep)  8.642   10.160  10.841  11.863  12.517  13.498 
Energía renovable total (ktep)  13.481   17.902  19.141  20.999  22.036  23.592 
Energía final corregida con las pérdidas del sistema 
eléctrico, los consumos en aviación y la energía  83.361   89.321  90.846  91.500  91.362  91.155 
suministrada por las bombas de calor (ktep) 
Porcentaje de energías renovables sobre 
16%  20%  21%  23%  24%  26% 
consumo de energía final 
* Los datos del año 2015 son reales, el resto son proyecciones realizadas por el MITECO 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Tabla A.13. Porcentaje de energías renovables sobre consumo energía final en Escenario Objetivo 
Porcentaje de energías renovables sobre consumo de energía final en el Escenario Objetivo 
Años  2015*  2020  2022  2025  2027  2030 
Consumo de EERR  Agricultura (ktep)  119  148  192  203  220 
de uso final  Industria (ktep)  1.596  1.624  1.667  1.711  1.779 
4.310  
(excluyendo el  Residencial (ktep)  2.640  2.623  2.598  2.709  2.876 
consumo eléctrico  Servicios y otros (ktep)  241  279  337  376  435 
renovable)  Transporte (ktep)  176   2.348  2.369  2.401  2.285  2.111 
Energía suministrada por bombas de calor (ktep)  353   629  1.339  2.404  2.851  3.523 
Generación renovable eléctrica (ktep)  8.642   10.208  12.438  15.784  18.187  21.792 
Energía renovable total (ktep)  13.481   17.780  20.821  25.383  28.324  32.736 
Energía final corregida con las pérdidas del sistema 
eléctrico, los consumos en aviación y la energía  83.361   88.548  86.081  85.023  82.050  77.589 
suministrada por las bombas de calor (ktep) 
Porcentaje de energías renovables sobre 
16%  20%  24%  30%  34%  42% 
consumo de energía final 
* Los datos del año 2015 son reales, el resto son proyecciones realizadas por el MITECO 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
En la Tabla A.13 se aprecia que en el Escenario Objetivo se alcanza un porcentaje de energías 
renovables sobre el consumo bruto de energía final de un 42% en 2030, mientras que en el 
Escenario Tendencial se alcanzaría un 26%. Es decir, como consecuencia de la implementación 
de las medidas contenidas en este Plan, se produce un aumento de 16 puntos en la presencia 
de renovables sobre el consumo final de energía. 
Se comentan a continuación las principales causas de este aumento: 
En el Escenario Tendencial, la mayor contribución al incremento del porcentaje  oe.
renovable viene dado por las componentes de generación eléctrica renovable y las  w.
bombas de calor.
236

En el Escenario Objetivo: 
o La contribución de la generación de energía renovable eléctrica del Escenario 
Objetivo es casi el doble con respecto al Tendencial, por las políticas de fomento 
de generación renovable. 
o La aportación de las bombas de calor aumenta un 8,8% respecto al Escenario 
Tendencial. 
o A diferencia del Escenario Tendencial, en el Escenario Objetivo se producen 
aumentos en el uso de energías renovables finales en todos los sectores, esto 
es: agricultura, industria, residencial y servicios. 
o Según la Tabla A.13, aparentemente, el único sector en el que disminuye el uso 
de energías renovables de uso final es el transporte. En realidad, esto es debido 
a que en la cifra presentada no se incluye la aportación eléctrica ya que queda 
incluida bajo el epígrafe de generación eléctrica. Por tanto, la alta penetración 
de los vehículos de propulsión eléctrica no está reflejada de forma directa en 
esta tabla, sino que queda incluida dentro de la generación eléctrica renovable. 
o Las ganancias en ahorro y eficiencia energética incrementan la aportación de 
renovables en términos porcentuales, por su efecto en la reducción de consumo 
de energía final. 
A continuación, se presentará la desagregación sectorial de energías renovables. 
Energías renovables en aplicaciones de calor y frío 
Las aplicaciones de calor y frío incluyen los siguientes sectores: residencial, servicios e industrial. 
En la Tabla A.14, se presentan los resultados de esta contribución. 
Tabla A.14. Porcentaje de energías renovables en calor y frío 
Porcentaje de energías renovables en aplicaciones de calor y frío 
Años  2015*  2020  2025  2030 
Escenario Tendencial  17%  18%  22%  25% 
Escenario Objetivo  17%  18%  25%  31% 
* Los datos del año 2015 son reales, el resto son proyecciones realizadas por el MITECO 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
En los resultados de la tabla anterior, y de una manera coherente con la evolución del porcentaje 
global, el Escenario Objetivo presenta un mayor porcentaje de energías renovables en calor y 
frío. A continuación, se presentan las principales conclusiones a este respecto: 
El fomento de uso de energías renovables de uso final, tales como la biomasa, el biogás 
y la energía solar térmica tienen un impacto importante en la elevación de este 
porcentaje. 
El mayor uso de las bombas de calor para climatización también tiene un impacto 
significativo. Este efecto se nota especialmente en el Escenario Objetivo, dado que es  es
más viable económicamente introducir bombas de calor en viviendas.  bo
  
237

Transporte 
En la Tabla A.15, se muestran los porcentajes de energías renovables en el sector del transporte 
con respecto a su consumo final de energía. Para ello, se han representado tanto los porcentajes 
obtenidos por cálculo directo, es decir, determinando la ratio de la aportación de renovables en 
el transporte respecto al total de consumo final en este sector, como los porcentajes obtenidos 
mediante la aplicación de las consideraciones de la Directiva 2018/2001 relativa al fomento del 
uso de energía procedente de fuentes renovables. En esta última se aplican correcciones en el 
consumo final de aviación y multiplicadores en biocarburantes y biogás avanzados y electricidad 
renovable. 
Tabla A.15. Porcentaje de energías renovables en el sector del transporte 
Porcentaje de energías renovables en el sector transporte 
Método cálculo  Escenario  2015*  2020  2025  2030 
Escenario Tendencial  1%  10%  10%  11% 
Directiva 2018/2001 
Escenario Objetivo  1%  10%  15%  28% 
Escenario Tendencial  1%  7%  7%  7% 
Porcentaje directo 
Escenario Objetivo  1%  7%  8%  11% 
* Los datos del año 2015 son reales, el resto son proyecciones realizadas por MITECO  
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Tal y como se puede observar en la tabla anterior, se cumple holgadamente el objetivo nacional 
obligatorio de presencia de energías renovables en el transporte para el año 2030 de un 14% 
establecido en la Directiva 2018/2001 relativa al fomento del uso de energía procedente de 
fuentes renovables, alcanzándose un porcentaje en el año 2030 del 28%. 
Por otro lado, es importante comprobar que tanto en el Escenario Tendencial como en el 
Escenario Objetivo se verifica el cumplimiento del objetivo a 2020 de un 10% de energías 
renovables en el transporte. Esto se consigue principalmente por el uso de biocarburantes. 
Señalar que el porcentaje de energía renovable en el transporte correspondiente al año 2015 es 
reducido debido a que todavía no estaba aprobado el procedimiento de certificación de 
sostenibilidad de los biocarburantes. Por este motivo, el consumo de biocarburantes sin 
certificación de sostenibilidad no se podía incluir en el cálculo de este porcentaje. Esta situación 
se pone de manifiesto al analizar el dato disponible de consumo real de biocarburantes para el 
año 2016 que es de un 5,3 %. 
Seguidamente se analizan las principales diferencias entre ambos escenarios, que dan lugar a 
un aumento muy importante de la presencia de energías renovables en el transporte: 
Trasvase modal hacia modos de transporte más eficientes. El cambio de modo de 
transporte que se plantea en el Escenario Objetivo hacia medios de transporte colectivo, 
resulta en un sector mucho más eficiente. 
Introducción acelerada del vehículo eléctrico en el Escenario Objetivo. En el año 2030 
existirán en el parque automovilístico unos 3 millones de turismos eléctricos y más de  s
dos millones de motocicletas, camiones ligeros y autobuses. Estos vehículos totalizarán  o
5 millones de unidades. La introducción de la movilidad eléctrica es paulatina desde los  06ww
vvealhoírceuslo asc etuléacletrsi choass tcao malcpauntzaanr  eens ae lc ipfroar ceenn 2ta0j3e0 d. eE se inmeprgoíartsa rnetneo tveanbelre es ne ncu eel ntrtaan qsupeo rlotes 
238

en la proporción en la que el mix eléctrico genere electricidad mediante fuentes 
renovables. 
El incremento de la movilidad mediante transporte ferroviario electrificado. También 
presenta una importancia significativa, siempre que, al igual que en el punto anterior, la 
generación de energía eléctrica provenga de fuentes renovables. 
Uso de biocarburantes avanzados y biogás. La contribución de estos combustibles 
producidos a partir de las materias primas enumeradas en el Anexo IX, parte A de la 
Directiva 2018/2001, cumple con el mínimo establecido. 
En la Tabla A.16, se presentan los distintos límites establecidos en la Directiva 2018/2001 relativa 
al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables, así como el grado de 
cumplimiento de los mismos. Tal y como se deduce de los datos presentados, se cumplen los 
mínimos y máximos establecidos por la Directiva en cuanto a la contribución de biogás y 
biocarburantes en el año 2030. 
Tabla A.16. Cumplimiento límites fijados en la Directiva 2018/2001 en el sector del transporte 
Cumplimiento límites fijados en la Directiva 2018/2001 
  Componente  2015*  2020  2025  2030  Objetivo 2030 
Biogás y biocarburantes.  
Artículo 27.1.b)  0%  0,5%  1,7%  1,7%  Máximo 1,7% 
Anexo IX, Parte B 
Biogás y biocarburantes avanzados. 
Artículo 25.1  0%  0,9%  1,6%  3,7%  Mínimo 3,5% 
Anexo IX, Parte A 
Biocarburantes producidos a partir de 
Artículo 26. 1  0%  6,9%  6,8%  6,8%  Máximo 7% 
cultivos alimentarios y forrajeros 
* Los datos del año 2015 son reales, el resto son proyecciones realizadas por el MITECO 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Energías renovables en el sector eléctrico 
El presente apartado comienza con los resultados relativos a la generación de energía renovable 
en el parque de generación eléctrica, que se muestran a continuación: 
Tabla A.17. Porcentaje de energías renovables en el sector de generación de energía eléctrica 
Porcentaje de energías renovables en generación eléctrica 
Método cálculo  Escenario  2015*  2020  2025  2030 
Escenario Tendencial  41%  48%  53% 
Directiva 2018/2001  37% 
Escenario Objetivo  42%  64%  86% 
Escenario Tendencial  41%  47%  52% 
Porcentaje directo  38% 
Escenario Objetivo  42%  60%  74% 
* Los datos del año 2015 son reales, el resto son proyecciones realizadas por el MITECO 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Análogamente al apartado anterior, en la Tabla A.17 se presentan los porcentajes de generación 
renovable en el sector eléctrico con respecto a la energía final, aplicando el cálculo de ratio 
directa, así como bajo la metodología establecida en la Directiva 2018/2001. En el caso del 
porcentaje directo, se alcanza una contribución renovable del 74% en el año 2030, valor que se 
obtiene al dividir la energía renovable suministrada por el sistema entre la energía total.  es
A continuación, se realiza una exposición detallada sobre el sector eléctrico, dado que esta es  w.
uennea rgdéet iclaos,  apsaí rctoems om aál sc uimmppolimrtaienntteos  deenl  olba jectoivnot rdibeu ecnióenr gíaa sl are dneosvcaabrlbeos.n ización del sistema  2021-5106n https://ww
239

Sector eléctrico 
En primer lugar, se presenta la capacidad instalada de las distintas tecnologías de generación en 
el Escenario Tendencial. 
En el Escenario Tendencial la potencia total instalada en el territorio español se incrementa 
desde los 114,5 GW en el año 2020 hasta los 126 GW en el año 2030, lo que supone un aumento 
del 10% durante dicho periodo (11,7 GW). Los principales incrementos provienen de las 
tecnologías eólica (terrestre y marina) y solar fotovoltaica, con alrededor de 10 GW cada una. 
Cabe  reseñar  que  en  este  Escenario  Tendencial  al  final  del  periodo  se  mantiene  en 
funcionamiento el 100% de la potencia térmica nuclear, respecto a la potencia instalada en 
2020. En el caso del carbón se incorpora el cierre programado para finales del 2020 de una serie 
de centrales como consecuencia de la aplicación de las normas europeas, hecho que queda 
reflejado en el dato de 2025, manteniendo esa potencia hasta el final de la década. 
Tabla A.18. Parque de generación de energía eléctrica en el Escenario Tendencial 
Parque de generación del Escenario Tendencial (MW) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Eólica (terrestre y marina)  22.925  28.033  33.033  38.033 
Solar fotovoltaica  4.854  8.921  13.921  18.921 
Solar termoeléctrica  2.300  2.303  2.303  2.303 
Hidráulica  14.104  14.109  14.109  14.109 
Bombeo Mixto  2.687  2.687  2.687  2.687 
Bombeo Puro  3.337  3.337  3.337  3.337 
Biogás  223  211  211  211 
Biomasa  677  613  613  613 
Carbón  11.311  7.897  2.165  2.165 
Ciclo combinado  26.612  26.612  26.612  26.612 
Cogeneración  6.143  5.239  4.373  2.470 
Fuel y Fuel/Gas (Territorios No Peninsulares)  3.708  3.708  3.708  3.708 
Residuos y otros  893  610  470  341 
Nuclear  7.399  7.399  7.399  7.399 
Total  107.173  111.679  114.940  122.909 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
En el caso de la cogeneración, las potencias reflejadas en la Tabla A.18 y Tabla A.19 se 
corresponden con potencias instaladas. Por tanto, este epígrafe incluye tanto las instalaciones 
activas como las inactivas. 
Por su parte, en el Escenario Objetivo la potencia total instalada se incrementa hasta los 161 GW 
en el año 2030, lo que supone un incremento de un 44% durante dicho periodo (49 GW), así 
como un 30% más que en el mismo año en el Escenario Tendencial. 
Similar a lo presentado en el Escenario Tendencial, los principales incrementos provienen de las 
tecnologías eólica (terrestre y marina) y solar fotovoltaica, con aproximadamente 22 GW y 30 
GW  respectivamente.  Es necesario  recordar  que, si  bien  los  totales  renovables  quedan 
comprometidos por el PNIEC, las cifras relativas de las diversas tecnologías son orientativas y 
susceptibles de modificación en función de la evolución tecnológica, los costes y la disponibilidad  s
de las distintas tecnologías. De igual manera, dichas cifras incluyen las diferentes tipologías de  oe.
tecnologías existentes y futuras, pudiendo citar a modo de ejemplo y sin carácter excluyente:  w.
pmoatreinnaci,a g rdaen dgeesn pelraanctiaósn d dei sgternibeuriadcaió ny  fgoetonveoraltcaióicna  yc opnevqeunecñioans ainl,s tpaolatceinocnieas  epóalrictiac utlearrreess. tre y  2021-5106n https://ww
240

Tabla A.19. Parque de generación de energía eléctrica en el Escenario Objetivo 
Parque de generación del Escenario Objetivo (MW) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Eólica (terrestre y marina)  22.925  28.033  40.633  50.333 
Solar fotovoltaica  4.854  9.071  21.713  39.181 
Solar termoeléctrica  2.300  2.303  4.803  7.303 
Hidráulica  14.104  14.109  14.359  14.609 
Bombeo Mixto  2.687  2.687  2.687  2.687 
Bombeo Puro  3.337  3.337  4.212  6.837 
Biogás  223  211  241  241 
Otras renovables  0  0  40  80 
Biomasa  677  613  815  1.408 
Carbón  11.311  7.897  2.165  0 
Ciclo combinado  26.612  26.612  26.612  26.612 
Cogeneración  6.143  5.239  4.373  3.670 
Fuel y Fuel/Gas (Territorios No Peninsulares)  3.708  3.708  2.781  1.854 
Residuos y otros  893  610  470  341 
Nuclear  7.399  7.399  7.399  3.181 
Almacenamiento  0  0  500  2.500 
Total  107.173  111.829  133.802  160.837 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Adicionalmente  destacar  el  alza  de  las  tecnologías  de  bombeo  hidráulico  y  de  solar 
termoeléctrica (con nueve horas de almacenamiento), con una potencia adicional de 3,5 GW y 
5 GW respectivamente. Esta potencia, que aporta una mayor capacidad de gestión a la 
generación,  se  ve  complementada  con  una  penetración  escalonada  de  dispositivos  de 
almacenamiento diario en el sistema, cuyo objetivo ha de ser la reducción de los vertidos y la 
maximización de la capacidad de producción de las tecnologías renovables no gestionables. 
Dicho almacenamiento diario supondrá una potencia equivalente aproximada de 2,5 GW en 
2030, con un mínimo de dos horas de almacenamiento a carga máxima. 
Se aprecia un incremento de otras tecnologías renovables en el periodo considerado que alcanza 
un valor de 80 MW, incluyendo geotermia y energías del mar. 
En suma, la potencia renovable se ve incrementada en unos 59 GW en el periodo 2021-2030, 
siendo el total de capacidad renovable en esa fecha de 122,7 GW. 
Por otro lado, durante el periodo contemplado 2021-2030 se produce un descenso de la 
potencia instalada de las centrales nucleares superior a los 4 GW (potencia que se corresponde 
con cuatro reactores de los siete que se encuentran actualmente en funcionamiento). Este 
descenso se enmarca dentro del Plan de cese de explotación ordenado, escalonado y flexible de 
los reactores nucleares existentes, que prevé el cese de explotación de los otros tres reactores 
en el período comprendido entre 2031 y 2035. 
Adicionalmente, se contempla la finalización de la generación eléctrica procedente de las 
centrales de carbón que continúen su operación más allá de 2020 (un máximo de cinco o seis de 
las 15 actualmente existentes), como tarde para 2030. En cualquier caso, no es totalmente 
descartable que se mantenga parte de la potencia instalada allí donde se han acometido 
inversiones para cumplir con el marco comunitario si bien, dadas las actuales circunstancias del  e.e
sector, se prevé un descenso de la potencia instalada de centrales de carbón.  b
cLoa nrtaiznóuna rp sriienncidpoa lr dene tdaibclheos  ecens uen p erenvtioor nao 2 f0u3e0r tseemráe lnat ed icfiocnudltiacdio dnea dlaos p toérr mlai craess pduee csatarb eóunr oppaeraa   2021-5106n https://ww
241

al cambio climático en el que el precio de la tonelada de CO  será, como mínimo, de 35 euros. 
2
En todo caso, la finalización de la generación eléctrica de las centrales térmicas de carbón se 
considera imprescindible para lograr el objetivo central de mitigación de GEI de este Plan 
Nacional, al menos 20% en 2030 respecto a 1990. 
Cabe destacar, asimismo, que se prevé la repotenciación de la totalidad del parque renovable 
existente actualmente tras finalizar su vida útil, sustentándose las medidas de renovación e 
hibridación en proyectos existentes incorporados en el presente PNIEC. 
Es necesario indicar que el objetivo primordial del sistema eléctrico es garantizar, en las 
condiciones  óptimas  de  seguridad  y  calidad  de  servicio,  el  suministro  eléctrico  a  los 
consumidores. Conforme a los estudios de viabilidad realizados en relación al parque de 
generación propuesto, no será necesario instalar potencia térmica adicional de respaldo como 
complemento al mix de generación obtenido con el modelo TIMES-Sinergia61. 
En todo caso, REE, como Operador del Sistema, velará en todo momento por garantizar el 
correcto funcionamiento de las redes de transporte y distribución, así como la garantía de 
suministro eléctrico. 
Por último, y conforme a lo anteriormente expuesto, la elevada penetración de potencia 
renovable en el sistema eléctrico de generación irá acompañada de las siguientes acciones: 
Promoción de las infraestructuras de red necesarias. 
Maximización del uso de la capacidad de acceso disponible mediante procedimientos 
de asignación de potencia eficientes. 
Simplificación en la tramitación administrativa y medioambiental de las autorizaciones 
de las instalaciones, para que dicha tramitación no se convierta en un freno en la 
construcción de las instalaciones de generación y de las infraestructuras necesarias para 
su puesta en marcha, especialmente en el caso de las repotenciaciones. 
Revisión del funcionamiento del mercado eléctrico, en caso de considerarse necesario, 
como  mecanismo  para  favorecer  el  máximo  aprovechamiento  del  potencial  de 
generación renovable del país. 
Una vez expuesto el parque de generación, se muestran a continuación los resultados relativos 
a la generación eléctrica62: 
   
                                                            w.b
61 Como se puede comprobar en el Anexo D, el parque de generación de energía eléctrica resultante del modelo  06ww
62 LTpoIaMsra vE adSl-iocShrineoes  ardgñeioa g,  hehana ebsriidaeocni dóaonn  arcleoizaralridezaospd pooon lrda Rsie eendstt eEimslé aaclct arioiñcnoae  2ds0e n1 Ee5sc peeassatñárania.  sfu cnodnafmoremneta adl odse esgnl olosse v parleosreens traedpoo.r tados a Eurostat
242

 
Tabla A.20. Generación eléctrica bruta del Escenario Tendencial 
Generación eléctrica bruta del Escenario Tendencial* (GWh) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Eólica (terrestre y marina)  49.325  60.022  71.522  83.022 
Solar fotovoltaica  8.302  16.034  25.032  34.030 
Solar termoeléctrica  5.557  5.608  5.608  5608 
Hidráulica  28.140  28.288  27.935  27.581 
Bombeo  3.228  4.640  4.640  4.640 
Biogás  813  829  1.024 
Geotermia/  743  0  0  0 
Energías del mar  0  0  0 
Carbón  52.281  32.826  12.549  10.189 
Ciclo combinado  28.187  31.000  44.133  51.289 
Cogeneración carbón  395  78  0  0 
Cogeneración gas  24.311  22.382  19.148  9.905 
Cogeneración productos petrolíferos  3.458  2.463  1.767  982 
Otros  216  2.563  2.024  1.838 
Fuel y Fuel/Gas (TNP)  13.783  10.141  10.141  10.141 
Cogeneración renovable  1.127  988  1.060  1.151 
Biomasa  3.126  4.757  4.750  4.713 
Cogeneración con residuos  192  160  122  84 
Residuos sólidos urbanos  1.344  918  799  355 
Nuclear  57.196  58.039  58.039  58.039 
Total  280.911  281.720  290.097  304.593 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Tabla A.21. Balance eléctrico del Escenario Tendencial 
  Balance eléctrico del Escenario Tendencial (GWh) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Generación eléctrica bruta  281.021  282.172  290.097  304.593 
Consumos en generación  -11.270  281.720  -9.554  -9.488 
Generación eléctrica neta  269.751  -10.398  280.543  295.105 
Consumos en almacenamiento  -4.520  271.323  -6.445  -6.445 
Exportación  -15.089  -6.445  -13.421  -25.828 
Importación  14.956  -9.251  18.385  23.486 
Demanda en barras de central63  265.098  18.111  279.062  286.318 
Consumos en sector transformación de la energía  -6.501  273.738  -6.967  -6.698 
Pérdidas en transporte y distribución  -26.509  -7.466  -25.615  -26.173 
Demanda eléctrica final de sectores no energéticos  232.088  241.021  246.480  253.448 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Principales conclusiones referidas al Escenario Tendencial: 
La demanda eléctrica final en el territorio español se incrementa un 5,2% durante el 
periodo contemplado, ascendiendo desde los 232 TWh en el año 2020 hasta los 253 
TWh en el año 2030. 
El saldo neto en fronteras resulta importador para el año 2020, por valor de 8,86 TWh, 
convirtiéndose en exportador en el año 2030 por valor de 2,34 TWh. 
                                                            oe.
63 Demanda en barras de central definida como energía inyectada en la red procedente de los centros de generación  w.
y las importaciones, deduciendo consumos en bombeo y exportaciones.  06ww
24 3  OE-A-2021-51able en https://
El porcentaje de generación renovable en el sector eléctrico para el año 2020 se sitúa 
en  el  41%,  incrementándose  hasta  el  52%  en  el  año  2030,  esto  es  11  puntos 
porcentuales de diferencia. 
Tabla A.22. Generación eléctrica bruta del Escenario Objetivo 
Generación eléctrica bruta del Escenario Objetivo* (GWh) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Eólica (terrestre y marina)  49.325  60.670  92.926  119.520 
Solar fotovoltaica  8.302  16.304  39.055  70.491 
Solar termoeléctrica  5.557  5.608  14.322  23.170 
Hidráulica  28.140  28.288  28.323  28.351 
Almacenamiento  3.228  4.594  5.888  11.960 
Biogás  813  1.009  1.204 
Geotermia  743  0  94  188 
Energías del mar  0  57  113 
Carbón  52.281  33.160  7.777  0 
Ciclo combinado  28.187  29.291  23.284  32.725 
Cogeneración carbón  395  78  0  0 
Cogeneración gas  24.311  22.382  17.408  14.197 
Cogeneración productos petrolíferos  3.458  2.463  1.767  982 
Otros  216  2.563  1.872  1.769 
Fuel/Gas  13.783  10.141  7.606  5.071 
Cogeneración renovable  1.127  988  1.058  1.126 
Biomasa  3.126  4.757  6.165  10.031 
Cogeneración con residuos  192  160  122  84 
Residuos sólidos urbanos  1.344  918  799  355 
Nuclear  57.196  58.039  58.039  24.952 
Total  280.911  281.219  307.570  346.290 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Tabla A.23. Balance eléctrico del Escenario Objetivo 
  Balance eléctrico del Escenario Objetivo (GWh) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Generación eléctrica bruta  281.021  281.219  307.570  346.290 
Consumos en generación  -11.270  -10.528  -10.172  -10.233 
Generación eléctrica neta  269.751  270.690  297.398  336.056 
Consumos en almacenamiento  -4.520  -6.381  -7.993  -15.262 
Exportación  -15.089  -9.251  -26.620  -48.325 
Importación  14.956  18.111  12.638  8.225 
Demanda en barras de central  265.098  273.170  275.424  280.694 
Consumos en sector transformación de la energía  -6.501  -7.552  -6.725  -6.604 
Pérdidas en transporte y distribución  -26.509  -25.161  -25.022  -24.868 
Demanda eléctrica final de sectores no energéticos  232.088  240.457  243.677  249.222 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
   
244

Principales conclusiones referidas al Escenario Objetivo: 
La demanda eléctrica final asciende desde los 240,5 TWh en 2020 hasta los 249,2 TWh 
en 2030, un alza del 4%. 
El saldo neto en fronteras resulta claramente exportador en 2030, alcanzando los 40 
TWh. Este saldo está impulsado por la alta penetración de potencia renovable en el 
sistema. 
El porcentaje de generación renovable en el sector eléctrico experimenta un incremento 
de 32 puntos porcentuales en este periodo, pasando del 42 % en 2020 al 74% en el año 
2030. 
De este modo, poniendo en relación ambos escenarios, Tendencial y Objetivo, para el año 
2030, es importante remarcar las principales diferencias: 
Potencia total instalada de 124 GW frente a 161 GW, esto es, más de 36 GW más de 
potencia instalada en el Escenario Objetivo frente al Tendencial. 
Incremento neto de potencia renovable de 62,3 GW en el Escenario Objetivo frente a 
los 20 GW del Escenario Tendencial. 
Cese de explotación ordenado, escalonado y flexible del parque nuclear lo que afecta a 
cuatro reactores en el período de vigencia del Plan. Asimismo, finalización de la 
generación eléctrica por parte de las centrales de carbón. Por el contrario, en el 
Escenario Tendencial se prolonga la vida útil del total del parque nuclear y se asume el 
pleno funcionamiento de aquellas centrales térmicas de carbón que permanecen con 
posterioridad a 2021. 
Mayor demanda eléctrica bruta en el Escenario Objetivo, por valor de 38,3 TWh (un 12% 
de incremento respecto al Tendencial). 
Mayor porcentaje de generación renovable en el sector eléctrico en el Escenario 
Objetivo: 74%, equivale a 23 puntos porcentuales por encima de lo que se lograría en el 
Escenario Tendencial. 
El saldo neto en fronteras refuerza su carácter exportador en el Escenario Objetivo. 
   
245

A.3  DIMENSIÓN DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA 
En este epígrafe se hace referencia a los efectos de las políticas y medidas sobre la eficiencia 
energética de los distintos sectores de la economía. Se ha comentado previamente que uno de 
los vectores que ha guiado el desarrollo del Plan es la disminución de emisiones de GEI, 
pudiéndose distinguir para ello, dentro de las medidas planteadas, dos direcciones principales: 
La  sustitución  de  combustibles  fósiles  por  otras  fuentes  de  energía  menos 
contaminantes o más eficientes. 
La reducción del consumo de energía para satisfacer las mismas demandas, o lo que es 
lo mismo, el incremento de la eficiencia energética, siendo ésta la materia de la que se 
ocupa el presente apartado. 
A.3.1  Consumo de energía primaria  
Las siguientes tablas contienen la energía primaria agregada para todos los sectores tanto para 
el Escenario Tendencial como para el Escenario Objetivo. 
Tabla A.24. Consumo primario de energía incluyendo usos no energéticos en el Escenario Tendencial 
Consumo primario de energía incluyendo usos no energéticos en el Escenario Tendencial (ktep) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Carbón  13.583  10.351  4.997  4.506 
Petróleo y sus derivados  53.045  54.950  53.773  51.758 
Gas natural  24.538  27.144  30.012  30.259 
Energía Nuclear  14.903  15.118  15.118  15.118 
Energías Renovables  16.620  20.866  23.562  25.132 
Residuos industriales    288  307  322 
RSU (no renovable)  252  168  142  66 
Electricidad  -11  762  427  -201 
Total  122.930  129.647  128.337  126.959 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Tabla A.25. Consumo primario de energía incluyendo usos no energéticos en el Escenario Objetivo 
Consumo primario de energía incluyendo usos no energéticos en el Escenario Objetivo (ktep) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Carbón  13.583  9.084  3.743  2.133 
Petróleo y sus derivados  53.045  55.619  49.302  40.646 
Gas natural  24.538  26.690  24.257  24.438 
Energía Nuclear  14.903  15.118  15.118  6.500 
Energías Renovables  16.620  20.764  26.760  33.383 
Residuos industriales    302  303  381 
RSU (no renovable)  252  168  142  66 
Electricidad  -11  762  -1202  -3448 
Total  122.930  128.507  118.422  104.099 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019  e.
    06ww
246

Estas son las principales conclusiones al respecto de las tablas anteriores: 
El consumo de productos petrolíferos y gas natural en el año 2015 supera el 60% del 
total. Las políticas y medidas incluidas en el Plan consiguen reducir esta dependencia de 
los hidrocarburos en el balance energético del país. 
En el Escenario Tendencial, el consumo de energía primaria en 2030 se incrementa 
aproximadamente un 3% desde el 2015. 
En el Escenario Objetivo: 
o Se refleja el impacto de las políticas y medidas para descarbonizar la economía, 
así como la importante introducción de las energías renovables en el balance de 
energía primaria. La reducción del consumo de energía primaria en el año 2030 
respecto al 2015 es del 15%, lo que contrasta con el incremento registrado en 
el Escenario Tendencial para el mismo periodo comentado previamente. 
o El consumo de energías renovables se duplica en el año 2030 respecto al 2015. 
o El consumo de carbón se reduce prácticamente a la décima parte del que existía 
en 2015, debido principalmente al cierre paulatino de las plantas de generación 
de energía eléctrica con carbón. 
o El consumo de productos petrolíferos se reduce un 23% respecto al año 2015; 
el de gas natural se mantiene en niveles similares. 
o El consumo de energía procedente de la tecnología nuclear va disminuyendo 
acompañando al cese de explotación programado, escalonado y ordenado de 
las centrales. 
A.3.2  Consumo de energía final 
A continuación, se presentan las proyecciones de consumo de energía final total para cada uno 
de los sectores incluidos en el modelo: industria, residencial, servicios y transporte. 
Tabla A.26. Consumo final de energía incluyendo usos no energéticos en el Escenario Tendencial 
Consumo final de energía incluyendo usos no energéticos en el Escenario Tendencial (ktep) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Carbón  1.503  1.525  1.586  1.644 
Productos petrolíferos  40.674  42.290  41.859  40.184 
Gas natural  13.139  15.203  16.357  16.482 
Electricidad  19.952  20.582  21.049  21.646 
Energías renovables  5.292  7.115  6.898  6.856 
Otros no renovables  2  295  313  326 
No energéticos  4.350  5.122  5.442  5.691 
Total  84.912  92.133  93.504  92.829 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Tabla A.27. Consumo final de energía incluyendo usos no energéticos en el Escenario Objetivo 
Consumo final de energía incluyendo usos no energéticos en el Escenario Objetivo (ktep) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Carbón  1.503  1.440  1.438  1.408 
Productos petrolíferos  40.674  41.930  37.153  29.275 
Gas natural  13.139  15.119  14.711  13.774 
Electricidad  19.952  20.534  20.813  21.294  e.e
Energías renovables  5.292  6.943  7.195  7.426  bo
NOotr oesn enrog éretincoovsa bles  4.3502   5.130059   5.430009   5.633895   06www.
Total  Fuente: Ministerio para la Transición E8c4o.9ló1g2i ca y el 9R1e.t3o8 D2e mográ8f7ic.o0,1 290 19  79.199
247

Los principales comentarios sobre el consumo de energía final se presentan a continuación: 
La principal diferencia entre el Escenario Tendencial y el Objetivo es que en el primero 
el consumo de energía final aumenta, y en el segundo disminuye. El Escenario Objetivo 
presenta un descenso muy importante, próximo al 30%, en el consumo de productos 
petrolíferos. Debido a todas las medidas propuestas, la economía española será más 
eficiente en el año 2030 y menos dependiente del petróleo. 
Respecto al Escenario Objetivo: 
o El consumo de energía final se reduce en torno a un 7% entre 2015 y 2030, a 
pesar de que la senda económica es siempre creciente. Esto implica que, con las 
medidas propuestas, se avanzará en el desacoplamiento entre el crecimiento 
económico y el consumo de energía. 
o El consumo de electricidad aumenta en torno a un 7%. 
o El consumo final de productos petrolíferos estimado para el año 2030 se reduce 
un 28% respecto a los datos reales del año 2015. Sin embargo, el consumo de 
gas natural aumenta en torno a un 5%. 
o El consumo de energías renovables aumenta alrededor del 40%. 
En conclusión, las necesidades de la economía española en el año 2030 se satisfarán de una 
manera más eficiente en términos energéticos. 
Sector Industrial 
Las siguientes tablas contienen el consumo de energía final en el sector industrial. 
Tabla A.28. Consumo de energía final en el sector industrial (excluidos usos no energéticos) 
 para el Escenario Tendencial 
Consumo de energía final en el sector industrial (excluidos usos no energéticos)  
para el Escenario Tendencial (ktep) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Carbón  1.404  1.437  1.546  1.604 
Productos petrolíferos  2.718  2.190  2.067  2.033 
Gas natural  6.895  7.445  7.825  7.664 
Electricidad  6.539  7.172  7.586  8.200 
Energías renovables  1.346  1.600  1.680  1.757 
Otros no renovables  0  288  307  322 
Total  18.902  20.131  21.011  21.579 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Tabla A.29. Consumo de energía final en el sector industrial (excluidos usos no energéticos)  
para el Escenario Objetivo 
Consumo de energía final en el sector industrial (excluidos usos no energéticos) para el 
Escenario Objetivo (ktep) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Carbón  1.404  1.360  1.423  1.408 
Productos petrolíferos  2.718  2.035  1.680  1.387 
Gas natural  6.895  7.310  7.294  7.202 
Electricidad  6.539  7.167  7.290  7.414 
Energías renovables  1.346  1.597  1.667  1.779  es
Otros no renovables  0  302  303  381  oe.
Total  18.902  19.771  19.657  19.570  w.
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019  06ww
248

En cuanto a la industria en el Escenario Objetivo, se puede destacar lo siguiente: 
Descenso en el consumo de energía final respecto al Tendencial, como consecuencia de 
las políticas y medidas de eficiencia energética. 
Este descenso en el consumo final se traslada directamente al carbón y los productos 
petrolíferos, colaborando, por tanto, con la reducción de emisiones de GEI del sector 
industrial. 
Residencial 
Las siguientes tablas contienen el consumo de energía final en el sector residencial. 
Tabla A.30. Consumo de energía final en el sector residencial 
(excluidos usos no energéticos) para el Escenario Tendencial 
Consumo de energía final en el sector residencial (excluidos usos no energéticos)  
para el Escenario Tendencial (ktep) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Carbón  89  49  0  0 
Productos petrolíferos  3.001  2.236  1.351  459 
Gas natural  3.022  3.827  4.485  4.783 
Electricidad  6.025  5.937  5.913  5.763 
Energías renovables  2.745  2.732  2.410  2.345 
Total general  14.882  14.782  14.159  13.350 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
 
Tabla A.31. Consumo de energía final en el sector residencial 
(excluidos usos no energéticos) para el Escenario Objetivo 
Consumo de energía final en el sector residencial (excluidos usos no energéticos)  
para el Escenario Objetivo (ktep) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Carbón  89  49  0  0 
Productos petrolíferos  3.001  2.236  1.240  285 
Gas natural  3.022  3.929  4.005  3.750 
Electricidad  6.025  5.884  5.762  5.482 
Energías renovables  2.745  2.640  2.598  2.876 
Total general  14.882  14.739  13.605  12.394 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
De los datos presentados en las tablas anteriores se desprenden varias conclusiones. En primer 
lugar, el consumo de energía final disminuye en el  Escenario Objetivo con respecto al 
Tendencial. Análogamente, se experimenta una reducción de los consumos de combustibles 
fósiles y se elimina el carbón, mientras que, por el contrario, se incrementa la contribución de 
las energías renovables. 
   
249

Servicios y otros 
Las siguientes tablas contienen el consumo de energía final en el sector servicios y otros. 
Tabla A.32. Consumo de energía final en el sector servicios y otros 
(excluidos usos no energéticos) para el Escenario Tendencial 
Consumo de energía final en el sector servicios y otros (excluidos usos no energéticos) 
para el Escenario Tendencial (ktep) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Carbón  29  39  40  40 
Productos petrolíferos  1.111  1.042  714  447 
Gas natural  2.819  3.544  3.661  3.552 
Electricidad  6.406  6.469  6.505  6.600 
Energías renovables  156  242  212  192 
Otros no renovables  2  7  6  4 
Total general  10.523  11.343  11.137  10.834 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
 
Tabla A.33. Consumo de energía final en el sector servicios y otros 
(excluidos usos no energéticos) para el Escenario Objetivo 
Consumo de energía final en el sector servicios y otros (excluidos usos no energéticos) para 
el Escenario Objetivo (ktep) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Carbón  29  30  15  0 
Productos petrolíferos  1.111  1.096  807  527 
Gas natural  2.819  3.485  3.132  2.636 
Electricidad  6.406  6.481  6.328  6.229 
Energías renovables  156  241  337  435 
Otros no renovables  2  7  6  4 
Total general  10.523  11.340  10.625  9.830 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Las principales conclusiones que se extraen del sector servicios y otros son el incremento de la 
eficiencia, así como un mayor consumo de energías renovables. Con todo esto, se reducen los 
consumos de productos petrolíferos y gas natural en el Escenario Objetivo respecto del 
Escenario Tendencial. 
   
250

Transporte 
Las siguientes tablas contienen el consumo de energía final en el sector del transporte. 
Tabla A.34. Consumo de energía final en el sector transporte (excluidos usos no energéticos)  
para el Escenario Tendencial 
Consumo de energía final en el sector transporte 
(excluidos usos no energéticos) para el Escenario Tendencial (ktep) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Productos petrolíferos  31.657  34.766  35.622  35.103 
Gas natural  328  257  286  415 
Electricidad  480  492  521  549 
Energías renovables  958  2.422  2.434  2.358 
Total  33.423  37.936  38.862  38.425 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Tabla A.35. Consumo de energía final en el sector transporte (excluidos usos no energéticos)  
para el Escenario Objetivo 
Consumo de energía final en el sector transporte 
(excluidos usos no energéticos) para el Escenario Objetivo (ktep) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Productos petrolíferos  31.657  34.507  31.507  25.299 
Gas natural  328  265  180  90 
Electricidad  480  490  866  1555 
Energías renovables  958  2.348  2.401  2.116 
Total  33.423  37.610  34.954  29.059 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Se presentan las principales conclusiones que afectan al consumo de energía final en el sector 
del transporte: 
En primer lugar, destaca el descenso en el consumo de energía final causado por las 
medidas de incremento de eficiencia en el uso de los vehículos, la introducción de 
vehículos nuevos más eficientes y las políticas de cambio modal. 
Asimismo, hay un descenso importante en el consumo de productos petrolíferos, que 
se sustituyen por electricidad. 
Por último, el consumo de gas es menor en el Escenario Objetivo que en el tendencial. 
Esto se debe a que el consumo final de todo el sector es considerablemente menor, por 
lo que el cumplimiento de los objetivos de descarbonización se alcanzan mediante el 
uso del vehículo eléctrico, así como mediante el descenso de la demanda de vehículos 
de combustibles fósiles por los diferentes cambios modales propuestos. 
Electrificación de la economía 
Existen diversas medidas implementadas en este Plan que contribuyen a la electrificación de la 
economía. En un contexto en el que la generación eléctrica tiene una alta contribución  es
renovable, la electrificación de la economía contribuye a la descarbonización.  bo
iLnat eerlencatcriiofincaacl)i óenx pdeerl icmoennsutam uon f ifnuaelr dtee  aeunmeregníat o(d eens ceol nEtsacdeonsa lroios  uOsbojse tniovo e,n ceormgéot irceossu ylt laad aov idaec ilóans   2021-5106n https://ww
251

medidas aplicadas en este Plan. En el Escenario Objetivo, en el año 2030, se incrementa la 
electrificación un 17,5% con respecto al Tendencial. Si se toma como referencia el año 2015, el 
aumento en la electrificación es de un 21,5%.  
Sectorialmente, la mayor contribución a la electrificación del Escenario Objetivo con respecto al 
año 2015 se da en el transporte, con una subida relativa de un 335% entre ambos años. En el 
sector residencial el incremento es del 10%, mientras que en el resto de sectores también se 
experimenta una mejora de la electrificación. 
A.3.3  Intensidad energética 
La siguiente tabla muestra los valores de intensidad energética tanto de la energía primaria 
como de la energía final para ambos escenarios. 
Se puede ver que en el Escenario Tendencial ya se produce una mejora de las intensidades 
energéticas. Es decir, el sistema energético se va haciendo más eficiente en un escenario 
continuista. No obstante, destaca el efecto de las políticas y medidas de eficiencia adicionales 
en el Escenario Objetivo.  
En este caso se alcanzan valores de intensidad energética que significan un descenso de 
aproximadamente un 30% en energía final y un 36% en energía primaria con respecto a los 
valores de 2015. En 2015 la intensidad energética fue de 115 tep/M€ en energía primaria, y de 
79 tep/M€ en energía final. 
Tabla A.36. Intensidades energéticas de energía primaria y final 
en los escenarios Tendencial y Objetivo 
Intensidades energéticas de energía primaria y final en los escenarios 
Tendencial y Objetivo (tep / M€ base 2016) 
Años  2015  2020  2025  2030 
Intensidad energética primaria  115  106  96  89 
Escenario 
Tendencial  Intensidad energética final  79  75  70  65 
Intensidad energética primaria  115  105  89  73 
Escenario 
Objetivo  Intensidad energética final  79  75  65  56 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
   
252

A.4  DIMENSIÓN DE LA SEGURIDAD ENERGÉTICA 
El presente apartado analiza las repercusiones del balance energético primario del país en la 
seguridad de suministro de energía. El consumo de hidrocarburos (petróleo y gas natural) en 
energía primaria representa aproximadamente el 60% del total en la actualidad. Por este 
motivo, y considerando que la producción nacional de hidrocarburos es residual, el suministro 
de este tipo de combustibles es fundamental para la seguridad de energética del país, entendida 
ésta como seguridad de suministro. 
Para reducir la exposición a los riesgos que podría representar la disminución en el suministro 
de estos combustibles se han seguido dos vías que son complementarias con el resto de 
objetivos de este Plan: 
En primer lugar, un aumento de la eficiencia energética del país reducirá la demanda 
total de energía, con lo que se necesitará menos cantidad de energía para satisfacerla. 
En segundo lugar, y para aumentar el efecto de lo anterior, en el Escenario Objetivo se 
realiza  una  importante  sustitución  de  combustibles  fósiles  por  otros  autóctonos 
(energías renovables casi en su totalidad). 
Estos dos efectos se han podido ver en los apartados previos en los que se ha detallado el 
consumo de energía primaria y final de la economía española. 
Por otro lado, en este apartado se analiza también la dependencia exterior del sector de 
generación  de  energía  eléctrica.  Este  sector  también  es  dependiente  del  consumo  de 
hidrocarburos, aunque en menor medida que el resto de la economía. 
A.4.1  Balance  energético  actual,  recursos  energéticos  domésticos  y 
dependencia de las importaciones 
En los apartados anteriores se han presentado las diferentes fuentes primarias que constituyen 
el origen del suministro energético a España, así como el desglose y su proyección a futuro. En 
base a las mismas, se pueden realizar las siguientes observaciones en cuanto a seguridad de 
suministro: 
La presencia del gas natural en el balance energético español es ligeramente inferior a 
la de otros Estados miembros de la UE, lo cual se puede explicar, entre otros, por los 
siguientes motivos: 
o Climatología más benigna, dando lugar a una menor penetración del gas natural 
entre los consumidores domésticos y calefacciones centrales. 
o Mayor importancia del gas natural en la generación de electricidad, lo que 
motiva que su presencia en la energía final sea netamente inferior a la cuota en 
energía primaria. 
En cuanto a productos petrolíferos, su presencia en el mix energético nacional es 
superior a la media de la UE. Esto se puede explicar por las siguientes causas: 
o Elevado desarrollo del transporte de mercancías por carretera en detrimento 
de ferroviario (2% de media en España frente a un 17% en la UE).  s
o Importante consumo para transporte marítimo frente a Estados miembros  oe.
interiores.  w.
o Elevado consumo para transporte aéreo por la importancia de sector turístico.  2021-5106n https://ww
253

En relación a la producción nacional de hidrocarburos, cabe señalar que es prácticamente 
testimonial. Los datos de 2017 son los siguientes: 
Producción interior de gas natural (2017): 400 GWh (0,11% de las necesidades totales). 
Se considera producción interior no solo la de los yacimientos de hidrocarburos, sino 
también la inyección de biogas a la red de transporte. 
Producción  interior  de  crudo  (2017):  0,12 millones  de  toneladas  (0,21% de  las 
necesidades). 
Los principales países de origen para las distintas fuentes de energía son los siguientes: 
Electricidad:  España  dispone  de  interconexiones eléctricas  con  Francia,  Portugal, 
Andorra y Marruecos. El detalle de importaciones y exportaciones con dichos países se 
encuentra en la siguiente tabla. 
Tabla A.37. Intercambios internacionales físicos mensuales por frontera* 
Intercambios internacionales físicos mensuales por frontera 
(GWh) 
    2010  2015  2017 
Andorra  0  0  0 
Francia  1.983  9.131  15.564 
Entradas  Portugal  3.189  5.811  8.190 
Marruecos  34  14  8 
Total  5.206  14.956  23.763 
Andorra  264  264  233 
Francia  3.514  1.807  3.099 
Salidas  Portugal  5.823  8.077  5.505 
Marruecos  3.937  4.941  5.756 
Total  13.539  15.089  14.594 
Andorra  -264  -264  -233 
Francia  -1.531  7.324  12.465 
Saldo * 
Portugal  -2.634  -2.266  2.685 
Marruecos  -3.903  -4.927  -5.748 
   Total  -8.333  -133  9.169 
*Valor positivo: saldo importador; Valor negativo: saldo exportador. 
Fuente: Red Eléctrica de España 
Gas natural: en 2017 el 53% de las importaciones se realizaron a través de gasoducto, 
frente a un 47% en buques metaneros en forma de gas natural licuado (GNL) a través 
de plantas de regasificación. El desglose por países de origen de las importaciones de 
gas natural en 2017 es el siguiente: 
o Argelia (48%) 
o Nigeria (12%) 
o Perú (10%) 
o Qatar (10%)  e.es
o Noruega (10%)  w.b
o Otros (10%)
254

A la vista de lo anterior, se puede destacar como posible riesgo la relativa dependencia de 
importación de gas natural de Argelia, que se ve compensada por el elevado peso de las 
importaciones por buque metanero desde un variado abanico de países de origen. 
Productos petrolíferos: los principales países de origen de crudo de petróleo en 2017 
son los siguientes. Tal y como se puede observar, la diversificación en las fuentes de 
origen de petróleo es muy superior a la del gas. 
o México (15%) 
o Nigeria (14%) 
o Arabia Saudí (10%) 
A.4.2  Proyecciones de evolución del balance energético, recursos energéticos 
domésticos y dependencia de las importaciones con las políticas y medidas 
existentes 
A continuación, se presenta la proyección a 2030 del desglose de energía primaria según 
producción nacional e importaciones para el Escenario Tendencial y el Objetivo. 
Tabla A.38. Evolución de la ratio de dependencia energética primaria. Escenario Tendencial (ktep) 
Origen de la energía primaria, Escenario Tendencial (Unidades: ktep) 
   2015  2020  2025  2030 
33.564  37.189  38.713  40.878 
Producción nacional 
(27%)  (29%)  (30%)  (32%) 
Carbón  1.246  736  0  0 
Productos petrolíferos  236  146  147  148 
Gas natural  54  49  49  49 
Nuclear  14.903  15.118  15.118  15.118 
Energías renovables  16.873  20.685  22.951  25.174 
Residuos no renovables  252  456  449  388 
          
Neto  89.366  92.458  89.623  86.081 
importado/exportado  (73%)  (71%)  (70%)  (68%) 
Carbón  12.337  9.615  4.997  4.506 
Productos petrolíferos  52.809  54.804  53.626  51.610 
Gas natural  24.484  27.096  29.963  30.209 
Electricidad  -11  762  427  -201 
Energías renovables  -253  181  611  -43 
Total Energía Primaria  122.930  129.647  128.337  126.959 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
   
255

Tabla A.39. Evolución de la ratio de dependencia energética primaria. Escenario Objetivo (ktep) 
Origen de la energía primaria, Escenario Objetivo (Unidades: ktep) 
  2015  2020  2025  2030 
33.564  37.499  41.909  40.646 
Producción nacional 
(27%)  (29%)  (35%)  (39%) 
Carbón  1.246  1.105  0  0 
Productos petrolíferos  236  146  147  148 
Gas natural  54  49  49  49 
Nuclear  14.903  15.118  15.118  6.500 
Energías renovables  16.873  20.611  26.150  33.501 
Residuos no renovables  252  470  445  448 
              
Neto   89.366  91.008  76.513  63.453 
importado/exportado  (73%)  (71%)  (65%)  (61%) 
Carbón  12.337  7.979  3.743  2.133 
Productos petrolíferos  52.809  55.473  49.155  40.498 
Gas natural  24.484  26.641  24.208  24.389 
Electricidad  -11  762  -1.202  -3.448 
Energías renovables  -253  153  610  -119 
Total Energía Primaria  122.930  128.507  118.422  104.099 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Respecto de la situación en 2017, en el que el coeficiente de dependencia energética del exterior 
es del 73%, el Escenario Objetivo supone una reducción de 12 puntos porcentuales, alcanzando 
un 61%. Con ello se avanzará en la reducción de una de las debilidades estructurales más 
importantes del sistema energético nacional. 
Adicionalmente, la importación de combustibles fósiles se reduce en un porcentaje todavía 
mayor que el que lo hace la dependencia energética. Este efecto se logra por la combinación de 
los dos efectos comentados al principio de este apartado: la reducción en el consumo global de 
energía mediante el uso de la eficiencia energética, así como la sustitución en el consumo de 
hidrocarburos por combustibles autóctonos (especialmente energías renovables y en gran parte 
gracias a una mayor electrificación de los sectores). 
Con todo lo anterior, se proyecta una mejora sustancial de la balanza comercial en el horizonte 
2030, siempre que se cumplan las políticas y medidas incluidas en el Plan. En concreto, se pasa 
de una importación neta de 95.945 ktep entre carbón, gas natural y petróleo en 2017, a 67.020 
ktep en 2030 (reducción del 30%). 
Respecto a la energía eléctrica, el incremento en la capacidad instalada de fuentes de energía 
renovables aumenta la seguridad de suministro debido al uso de fuentes autóctonas y al 
incremento en la diversificación de fuentes. En el Escenario Objetivo se alcanza un 74% de 
electricidad generada a partir de fuentes renovables. En cuanto a su relación con la seguridad  es
de suministro, cabe señalar el incremento de las interconexiones con Francia. Dicho incremento  bo
está planeado para acercarse progresivamente a los objetivos marcados por la UE de una  06ww
mcaipeamcibdraod.  Edsete i nptuenrtcoo nsee xaiónnal idzae ,e anl  mmaeynoor sd, eutnal l1e5 e%n  edle a lpaa rctaapdaoc iAd.a5d.  instalada de cada Estado
256

A.4.3  Ciberseguridad 
La definición del objetivo de ciberseguridad recogida en el Informe Anual de Seguridad Nacional 
2018 es: “garantizar un uso seguro de las redes y los sistemas de información y comunicaciones 
a través del fortalecimiento de las capacidades de prevención, detección y respuesta a los 
ciberataques potenciando y adoptando medidas específicas para contribuir a la promoción de 
un ciberespacio seguro y fiable.” 
Un sector de relevancia estratégica para la Seguridad Nacional es el de las Infraestructuras 
Críticas. En el período 2013-2018 se ha observado una clara tendencia al incremento en el 
número de incidentes registrados en ese ámbito, principalmente de malware y explotación de 
vulnerabilidades de sistemas, con más de 2300 incidentes en operadores críticos, siendo los más 
afectados el sector financiero, el energético y el de transportes, que suman más del 50% de los 
casos. 
Un paso importante en el ámbito de la ciberseguridad en España fue la reforma del Código Penal 
que tuvo lugar en el año 2015, en la que se recogieron importantes modificaciones de los delitos 
relacionados con el sabotaje informático, en cumplimiento de la Directiva 2013/40/UE del 
Parlamento Europeo y del Consejo, de 12 de agosto de 2013, relativa a los ataques contra los 
sistemas de información y por la que se sustituye la Decisión marco 2005/222/JAI del Consejo. 
La existencia de normativa para la Protección de Infraestructuras Críticas en España, desde 2011, 
ha hecho posible, asimismo, la transposición de la Directiva 2016/ 1148 del Parlamento Europeo 
y del Consejo de 6 de julio de 2016, relativa a las medidas destinadas a garantizar un elevado 
nivel común de seguridad de las redes y sistemas de información de la Unión (Directiva NIS), de 
una manera rápida y sencilla al haberse utilizado los mismos procedimientos y el conocimiento 
acumulado, para llevar a cabo dicha implantación. La entrada en vigor del Real Decreto-ley 12/ 
2018, de 7 de septiembre, de seguridad de las redes y sistemas de información, ha transpuesto 
a la legislación española la mencionada Directiva NIS, lo que ha supuesto un notable impulso a 
la ciberseguridad de los servicios esenciales del ámbito de la energía. 
Además de esa actualización normativa, España ha aprobado en abril de 2019 su Estrategia 
Nacional de Ciberseguridad, cuya función es desarrollar las previsiones de la Estrategia de 
Seguridad Nacional de 2017 en el ámbito de la ciberseguridad, y que ha sustituido a la anterior, 
aprobada en 2013. Señalar, asimismo, que desde el año 2015, España cuenta con una Estrategia 
de  Seguridad  Energética  Nacional.  A  la  vista  de  los  importantes  cambios  normativos, 
tecnológicos y de política energética que han tenido lugar en estos años, previsiblemente se 
actualizará en poco tiempo. 
Esta estrategia ha potenciado y reforzado la colaboración público-privada con los distintos 
operadores energéticos, labor que ha sido coordinada desde la Oficina de Coordinación 
Cibernética  (OCC)  del  Centro  Nacional  de  Protección  de  Infraestructuras  Críticas  y 
Ciberseguridad (CNPIC). Asimismo, los operadores críticos designados en el ámbito de la energía 
e industria nuclear han presentado sus respectivos Planes de Seguridad del Operador (PSO), 
comprobando su ajuste a la situación actual de las amenazas y desafíos a los que se encuentran  s
sometidas las infraestructuras críticas del sector de la energía y de la industria nuclear,  oe.
actualizando la información contenida en dichos planes.  w.
257

Finalmente, España ha tomado buena nota de la Recomendación de la Comisión a los Estados 
miembros sobre Ciberseguridad en el Sector Energético, de fecha 3 de abril de 2019, y se dispone 
a aplicar de forma sistemática las recomendaciones sobre los requerimientos en tiempo real de 
las infraestructuras energéticas, sobre los denominados efectos en cascada y sobre la adecuada 
combinación de las tecnologías menos recientes y las más actuales (the combination of legacy 
and state-of-the-art-technology). 
   
258

A.5  MERCADO INTERIOR DE LA ENERGÍA 
En la presente dimensión se analizan las distintas componentes que forman el mercado interior 
de  la  energía.  Se  resalta  por  su  importancia  la  interconectividad,  la  infraestructura  de 
transmisión de energía, así como la integración del mercado energético. 
Los dos mercados a los que se hacer referencia en este punto son el eléctrico y el gasista. Los 
intercambios internacionales en el mercado eléctrico se realizan mediante las interconexiones 
entre países. Por otro lado, los intercambios internacionales de gas se realizan vía gasoducto o 
mediante  el  uso  de  buques  que  transportan  gas  natural  licuado.  Estos  intercambios 
internacionales son fundamentales para la progresión hacia un mercado europeo unificado de 
energía. 
A.5.1  Interconectividad 
A.5.1.1  Interconectividad del sistema eléctrico 
Nivel actual de interconexión y principales interconexiones 
En la actualidad España se encuentra interconectada eléctricamente con los Estados miembros 
de Portugal y Francia, así como con Andorra y Marruecos, que no pertenecen a la UE. 
A continuación, se exponen las principales características de las interconexiones con los distintos 
países mencionados: 
La interconexión con Francia consta de 5 líneas: Hernani-Argia 400 kV, Arkale-Argia 220 
kV, Biescas-Pragnères 220 kV, Vic-Baixas 400 kV y Santa Llogaia-Baixas 400 kV. 
La línea Santa Llogaia-Baixas es de corriente continua y se puso en servicio en octubre 
de 2015 a través de los Pirineos orientales. Es de gran relevancia, ya que permitió 
duplicar la capacidad de intercambio eléctrico con este país, de manera que se alcanza 
un total de unos 2.200-2.800 MW. También es importante por su influencia en la calidad 
y seguridad del suministro y en la capacidad de integración de energías renovables. A 
pesar de esta última línea, la necesidad de incrementar la capacidad de interconexión 
de España con el sistema europeo sigue siendo una prioridad para el sistema eléctrico 
español. 
La interconexión con Portugal está constituida por 11 líneas: Cartelle-Lindoso 400 kV 1 
y 2, Conchas-Lindoso 132 kV, Aldeadavila-Lagoaça 400 kV, Aldeadavila-Pocinho 1 y 2 220 
kV, Saucelle-Pocinho 220 kV, Cedillo-Falagueira 400 kV Badajoz-Alcáçovas 66 kV, 
Brovales-Alqueva 400 kV, Rosal de la Frontera-V.Ficalho 15 kV y Puebla de Guzmán-
Tavira 400 kV. Estas líneas suman una capacidad total de intercambio de entre 2.200 y 
3.000 MW. 
Por otro lado, está previsto incrementar esta capacidad mediante la construcción de 
una nueva línea de 400 kV por Galicia entre Fontefría (España) y Vilafría (Portugal), que  s
permitirá alcanzar una capacidad de intercambio total, junto con el resto de las  oe.
existentes, de unos 4.300 MW.  06www.
La interconexión con Andorra se lleva a cabo con la línea Adrall-Margineda 110 kV.
259

Finalmente, la interconexión con Marruecos se realiza a través de 2 líneas submarinas 
de 400 kV, que en total proporcionan una capacidad de intercambio de unos 800 MW. 
Capacidad comercial de intercambio y ratio de interconexión eléctrica 
La capacidad total de intercambio efectivo entre dos países no depende solo de las capacidades 
nominales de las líneas que cruzan la frontera sino también de la red conexa, del reparto de 
flujos eléctricos con el resto de interconexiones y de la ubicación de los centros de generación y 
puntos de consumo. Por este motivo, la suma de las capacidades nominales de las líneas que 
cruzan la frontera puede ser notablemente inferior a la capacidad efectiva total. 
A continuación, se muestran los valores de capacidad de intercambio del sistema español 
peninsular con Francia, Portugal y Marruecos para el periodo comprendido entre el año 2013 y 
el 2018, de acuerdo a la información proporcionada por el operador del sistema.  
Se consideran los valores de capacidad de intercambio a disposición del operador del sistema y 
se dan dos valores, uno con el percentil 7064 (en línea con ENTSO-E65) y otro con el valor máximo 
(permite ver más claramente el incremento de capacidad de interconexión en el mismo año en 
que se mejora ésta). 
Tabla A.40. Capacidad comercial de intercambio eléctrico 
Capacidad comercial de intercambio eléctrico (MW) 
  NTC       Francia -> España  NTC         Portugal -> España 
  Percentil 70  Valor máximo  Percentil 70  Valor máximo 
2013  1.200  1.300  2.000  2.400 
2014  1.200  1.300  2.100  2.900 
2015  1.300  2.950  3.000  4.000 
2016  2.750  3.500  2.800  3.900 
2017  2.850  3.500  3.200  4.000 
201866  2.900  3.600  3.500  4.000 
Fuente: Red Eléctrica Española 
Los valores de los ratios de interconexión que se presentan a continuación han sido calculados 
aplicando las consideraciones adicionales siguientes asumidas por REE y basadas en las definidas 
por ENTSO-E: 
Para el cálculo de la ratio del sistema español peninsular, se consideran las fronteras con 
Francia y Portugal. No se considera Marruecos por no estar sujeto a las obligaciones y 
compromisos de ámbito europeo. 
Para el cálculo de la ratio de la Península Ibérica, se considera únicamente la frontera 
Francia – España. 
                                                            s
64 El percentil 70 es el valor habitualmente empleado para determinar la capacidad de intercambio de las  e.
interconexiones internacionales. Se emplea este percentil para dejar cierto margen de seguridad.   w.b
65 ENTSO-E, es por sus siglas en inglés “the European Network of Transmission System Operators for Electricity” y  06ww
66 Hreapsrteas 1e5n tdae a j u4n3i oo pdeer a2d0o1r8e s técnicos del Sistema (TSOs por sus siglas en inglés) de 36 países europeos.
260

A efectos de cálculo del numerador se considera la suma de las capacidades de 
importación desde España para el periodo considerado. Los valores de capacidad de 
importación se obtienen de los valores horarios de Net Transfer Capacity (NTC) 
publicados en eSIOS67. 
El valor de potencia instalada es el correspondiente al inicio del periodo considerado. 
Tabla A.41. Evolución de potencia eléctrica de generación instalada España-Portugal 
Potencia (MW) instalada  Potencia (MW) instalada 
Año 
Sistema español peninsular68  Sistema Portugués 
2013  102.378  18.494 
2014  102.908  17.792 
2015  102.827  17.776 
2016  103.287  18.563 
2017  102.371  19.518 
201811  101.207  19.800 
Fuente: Red Eléctrica Española 
Tabla A.42. Ratio de interconexión eléctrica 
Ratio de interconexión eléctrica 
    Año  Percentil 70  Máximo  Observaciones 
 
España  3,1%  3,6% 
2013   
Península Ibérica  1,0%  1,1% 
España  3,2%  4,1%  Mayo 2014: 
2014  Puesta en servicio de la interconexión sur 
Península Ibérica  1,0%  1,1%  España-Portugal (Puebla de Guzmán -Tavira) 
España  4,2%  6,8%  Junio 2015: 
2015  Puesta en servicio de la interconexión España-
Península Ibérica  1,1%  2,5%  Francia por Cataluña (Santa Llogaia-Baixas) 
 
España  5,4%  7,2% 
2016 
Península Ibérica  2,3%  2,9%   
 
España  5,9%  7,3% 
2017   
Península Ibérica  2,4%  2,9% 
 
España  6,3%  7,5% 
201869   
Península Ibérica  2,4%  2,9% 
Fuente: Red Eléctrica de España 
   
                                                            06ww
666789   eIHnSacIslOutSay  eE1 sl5a  e dpl eos ijtsuetnneimcoia ad  iedn es2t 0ian1lfa8od.r am eanc ieóln s idsetel mopae Braadleoarr d ae pl asirsttier mdea  leas ppuaeñsotla ( RenEE s)e: rhvtitcpios :d//ewl ewnwla.ceesi oPes.nreínes.uelsa/ e- sM allorca
261

Proyecciones de los requisitos de expansión de las interconexiones 
Mediante Acuerdo del Consejo de Ministros de 16 de octubre de 2015, se aprobó el documento 
de “Planificación Energética. Plan de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 
2015-2020”, previsto en el artículo 4 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico 
y publicado por Orden IET/2209/2015, de 21 de octubre. Esta planificación sustituye, en la parte 
correspondiente a la red de transporte de electricidad, al documento “Planificación de los 
Sectores de Electricidad y Gas 2008-2016”, aprobado por el Consejo de Ministros de 30 de mayo 
de 2008. 
En la Planificación 2015-2020 se incluye una nueva línea de 400 kV por Galicia, denominada 
Fontefría-Vilafría, para el refuerzo de la interconexión España – Portugal. 
Asimismo, para mejorar la interconexión España-Francia, se ha incluido en el horizonte 2015-
2020 un transformador desfasador de 550 MVA en Arkale, entre la subestación de Arkale 
(Oyarzun, Guipúzcoa) y Argia (Francia). Es un elemento clave para aumentar la capacidad de 
intercambio con Europa y la seguridad de suministro. Este sistema, declarado Proyecto de 
Interés Común por la Unión Europea y puesto en servicio el día 30 de junio de 2017, ha supuesto 
una inversión de 20 M€. 
Adicionalmente, el documento de Planificación 2015-2020 incluye el Anexo II, en el que, con 
carácter no vinculante, se recogen las infraestructuras de la red de transporte de electricidad 
que se estima necesario poner en servicio durante los años posteriores al horizonte de la 
planificación (con posterioridad a 2020). La inclusión de una instalación en este Anexo permite 
el inicio de los trámites administrativos pertinentes de las referidas instalaciones 
Al tener un horizonte temporal de ejecución mayor, este Anexo recoge las siguientes futuras 
interconexiones con Francia: 
Interconexión submarina con Francia a través del golfo de Vizcaya: Gatika – Cubnezais. 
Interconexión  por  Pirineos  occidentales:  dos  alternativas,  una  alternativa  de 
interconexión con Francia desde Itxaso o a través de Navarra (Muruarte). 
Interconexión por Pirineos centrales a través de Aragón (Ejea de los Caballeros). 
El  operador  del  sistema  continúa  gestionando  los  proyectos  de  estas  tres  futuras 
interconexiones. En marzo de 2018 se cerró la fase de consulta y participación pública de la 
interconexión a través del golfo de Vizcaya, que es la que presenta un mayor grado de avance. 
Igualmente, el mencionado Anexo II de la planificación incluye una nueva interconexión España-
Andorra, a través de línea aérea a 220 kV, doble circuito entre la subestación de Adrall y la 
Frontera de Andorra. 
Con la puesta en servicio de la Interconexión submarina con Francia a través del golfo de Vizcaya 
se conseguirá una interconexión con el resto de Europa de 5.000 MW. Una vez puestos en 
servicio los proyectos transpirenaicos, ésta alcanzaría los 8.000 MW. Es importante señalar que, 
a pesar de este importante incremento de la capacidad de interconexión, todavía no se 
alcanzarían los objetivos europeos en materia de interconexiones.  e.
    06ww
262

A.5.1.2  Interconectividad del sistema gasista: 
Nivel actual de interconexión y principales interconexiones 
España cuenta actualmente con 6 interconexiones físicas, 4 de ellas con Estados miembros de la 
UE y 2 con terceros países. 
Interconexiones con Francia 
Existen dos interconexiones físicas con Francia, a través de los municipios de Irún (Guipúzcoa) y 
Larrau (Navarra). Ambas se gestionan como una única interconexión o punto virtual (VIP 
Pirineos). Las capacidades de transporte son las siguientes: 
Sentido Francia-España: 165 GWh/día firmes + 65 GWh/día interrumpibles. 
Sentido España-Francia: 225 GWh/día. 
A lo largo del año 2017, la importación neta a través de esta interconexión fue de 43 TWh, lo 
que supone un flujo neto diario de 121 GWh/día en el sentido Norte-Sur, aunque con acusada 
estacionalidad. Por tanto, el flujo habitual es Francia-España, aunque en ocasiones particulares 
puede revertirse. 
Cabe recordar que la capacidad de interconexión de España y, en conjunto de la Península 
Ibérica, se cuenta entre las más reducidas de la UE. Durante el año 2017, la demanda máxima 
se registró el 5 de diciembre, con 1.772 GWh/día. Durante ese día concreto, la capacidad de 
interconexión firme con Francia podía aportar solo un 9% de la demanda, porcentaje que podría 
ascender hasta el 13% teniendo en cuenta la capacidad interrumpible. 
Interconexiones con Portugal 
Existen dos interconexiones físicas con Portugal, a través de los municipios de Badajoz y Tuy 
(Pontevedra). Al igual que la interconexión con Francia, ambas se gestionan como una única 
interconexión o punto virtual (VIP Ibérico). Las capacidades de transporte son las siguientes: 
Sentido Portugal-España: 80 GWh/día. 
Sentido España-Portugal: 144 GWh/día. 
A lo largo del año 2017, la exportación neta a través de esta interconexión fue de 30 TWh, lo 
que supuso un flujo neto diario de 82 GWh/día. 
Interconexiones con Argelia 
Existen dos interconexiones físicas con Argelia, ambas unidireccionales en sentido importación: 
El gasoducto Magreb-Europa, que atraviesa Marruecos y entra en España a través del 
municipio de Tarifa (Cádiz), con una capacidad de transporte de 444 GWh/día. 
A lo largo del año 2017, la importación a través de esta interconexión fue de 86 TWh, lo 
que supuso un flujo neto diario de 237 GWh/día. 
El gasoducto Medgaz, que entra en España a través del municipio de Almería, con una 
capacidad de transporte de 290 GWh/día, que podría incrementarse un 25% adicional 
con inversiones en territorio argelino. 
A lo largo del año 2017, la importación a través de esta interconexión fue de 75 TWh, lo  s
que supuso un flujo neto diario de 205 GWh/día.  oe.
    06www.
263

A.5.2  Infraestructura de transporte de la energía 
A.5.2.1 Infraestructura de transporte de electricidad 
Características clave de la infraestructura existente de transporte de electricidad 
De acuerdo con la información proporcionada por REE, la longitud de circuito total de la red de 
transporte nacional, a 31 de diciembre de 2017, es de 43.930 km. Asimismo, se dispone de 5.719 
posiciones en subestaciones. Por su parte, la capacidad instalada de transformación se eleva a 
un total nacional a 86.654 MVA. 
El desglose de las líneas por nivel de tensión y considerando su reparto entre la Península y los 
sistemas insulares o territorios no peninsulares, se presenta a continuación. 
Tabla A.43. Instalaciones de la red de transporte en España 
400 kV
Península Península Baleares Canarias Total
Total líneas (km) 21.728 19.039 1.808 1.355 43.930
Líneas aéreas (km) 21.611 18.264 1.089 1.080 42.045
Cable submarino (km) 29 236 540 30 835
Cable subterráneo (km) 88 539 179 245 1.051
Transformación (MVA) 80.208 613 3.273 2.560 86.654
Datos provisionales pendientes de auditoría en curso.  
Fuente: Red Eléctrica de España 
 
Figura A.1. Evolución de la longitud de la red de transporte 
 
Fuente: Red Eléctrica de España 
   
264

 Año 400 kV  Año 400 kV
1978 5.732 13.258 1998 14.538 15.876
1979 8.207 13.767 1999 14.538 15.975
1980 8.518 14.139 2000 14.918 16.078
1981 8.906 13.973 2001 15.364 16.121
1982 8.975 14.466 2002 16.067 16.296
1983 9.563 14.491 2003 16.592 16.344
1984 9.998 14.598 2004 16.841 16.464
1985 10.781 14.652 2005 16.846 16.530
1986 10.978 14.746 2006 17.052 16.753
1987 11.147 14.849 2007 17.191 16.817
1988 12.194 14.938 2008 17.765 17.175
1989 12.533 14.964 2009 18.056 17.307
1990 12.686 15.035 2010 18.792 17.401
1991 12.883 15.109 2011 19.671 18.001
1992 13.222 15.356 2012 20.109 18.370
1993 13.611 15.442 2013 20.639 18.643
1994 13.737 15.586 2014 21.094 18.782
1995 13.970 15.629 2015 21.184 18.922
1996 14.084 15.734 2016 21.619 19.010
1997 14.244 15.776 2017(1) 21.728 19.039 
Fuente: Red Eléctrica de España 
 
Adicionalmente, la red de transporte cuenta con los siguientes elementos de control de tensión 
y energía reactiva, reactancias y condensadores: 
Tabla A.45. Elementos de control de tensión y energía reactiva en la red de transporte 
400 kV
Península Península Baleares Canarias Total
Reactancias (MVAr) 9.050 3.414 373 0 12.837
Número de unidades 62 54 17 0 133
Condensadores (MVAr) 200 1.100 0 0 1.300
Número de unidades 2 11 0 0 13 
Fuente: Red Eléctrica de España 
El mapa del sistema eléctrico español se muestra a continuación70. 
   
 7 0  P  h a t rt ap   : m/  / aw y  wo  rw   d . re et  ea .l le e s  / s ee  s  p/ au  ce  td i ve i  d c ao  dn  es us  /l tg a e  rs etonr -lad ew-leab-r deedl- yT-StOra,n esnp oerl tliisntka:/ mapas-de-la-red  2021-5106n https://ww
265

Figura A.2. Mapa del sistema eléctrico Peninsular 
 
Fuente: Red Eléctrica de España 
 
Figura A.3. Mapa del sistema eléctrico Balear 
 
Fuente: Red Eléctrica de España 
    s
266

Figura A.4. Mapa del sistema eléctrico Canario 
 
Fuente: Red Eléctrica de España 
A.5.2.2  Infraestructura de transporte de gas 
Características clave de la infraestructura existente de transporte de gas 
España cuenta con una red de transporte de gas con capacidad suficiente para hacer frente a las 
necesidades aprovisionamiento y entrega a la red de distribución en el medio plazo. 
Figura A.5. Mapa de la infraestructura de gas 
  e.e
Fuente: Sedigas  w.
  
267

Red de gasoductos 
En la Ley 34/1998, del sector de hidrocarburos, se han establecido las siguientes definiciones: 
Gasoductos de transporte primario de gas natural a alta presión: aquellos cuya presión 
máxima de diseño sea igual o superior a 60 bares. 
Gasoductos de transporte secundario: aquellos cuya presión máxima de diseño está 
comprendida entre 60 y 16 bares. 
Gasoductos de distribución: aquellos cuya presión máxima de diseño sea igual o inferior 
a 16 bares y aquellos otros que, con independencia de su presión máxima de diseño, 
tengan por objeto conducir el gas a un único consumidor partiendo de un gasoducto de 
la Red Básica o de transporte secundario. 
A finales de 2017 existían 11.369 km de gasoductos de transporte primario, 1.992 km de 
gasoductos de transporte secundario y 74.000 km de gasoductos de distribución, totalizando la 
red de transporte y distribución un total de 87.000 km. La mayor parte de esta red es de 
construcción reciente, tal y como muestra la figura inferior. 
Figura A.6. Evolución de la longitud de las redes de transporte y distribución de gas natural (km) 
 
Fuente: Sedigas 
En lo referente a la red de transporte, durante el ejercicio 2017 solo se pusieron en marcha dos 
gasoductos de transporte secundario: 
El gasoducto Yeles-Seseña, con una presión máxima de servicio de 59 bares, una 
longitud de 9 km y un diámetro 8” 
El gasoducto Villacarrillo-Villanueva del Arzobispo con una presión máxima de 49,5 
bares, una longitud de 12 km y un diámetro de 8”. 
Por último, la red de gasoductos cuenta con diecinueve estaciones de compresión que permiten 
vehicular el gas desde los distintos puntos de entrada del sistema a sus destinos finales, 
mostrándose en la figura A.5. 
Plantas de regasificación 
El sistema gasista contaba al finalizar el año 2017 con 6 plantas de regasificación operativas, con 
las siguientes características agregadas: 
Capacidad de regasificación: 1.900 GWh/día. 
La producción media de las plantas durante 2017 fue de 496 GWh/día. 
Capacidad de almacenamiento de GNL: 3,3 millones de m3 de GNL (22,5 TWh).  e.
El nivel medio de llenado de los tanques durante 2017 fue de 9,8 TWh.  w.
    06ww
268

En la siguiente tabla se muestran las plantas de regasificación operativas y sus características 
técnicas: 
Tabla A.46. Plantas de regasificación 
 
Fuente: Enagás GTS 
Almacenamientos subterráneos 
El sistema gasista contaba al finalizar 2017 con 4 almacenamientos subterráneos, operados 
como un almacenamiento único a efectos de la contratación comercial, con las siguientes 
características: 
Capacidad de almacenamiento útil: 31,7 TWh, descontado el gas colchón. 
Las existencias oscilaron en 2017 entre los 17 TWh (febrero) y 25 TWh (octubre), de los 
cuales 17 TWh correspondían a existencias estratégicas. 
Capacidad de inyección máxima: 127 GWh/día. 
Capacidad de extracción máxima: 215 GWh/día (punto más favorable de la curva de 
declino). 
A.5.3  Mercados de la electricidad y el gas, precios de la energía 
A.5.3.1  Mercados y precios de la electricidad 
La evolución de los componentes del precio final de la energía durante los últimos años queda 
reflejada a continuación. 
269

Tabla A.47. Componentes del precio final medio de electricidad. Demanda peninsular.  
Precios en barras de central. 
 
Fuente: Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia 
A.5.3.2  Mercados y precios del gas 
Situación actual del mercado de gas. 
Aprovisionamientos 
En la estructura de aprovisionamientos y los flujos de gas en los puntos de entrada destaca la 
importancia del abastecimiento de GNL (en torno al 40%) y el peso de Argelia como principal 
país suministrador (48% en 2017). 
Los registros de aduanas publicados por la Agencia Tributaria y analizados por la CNMC en su 
Informe de Supervisión del Mercado de Gas Natural en España muestran para 2017 los 
siguientes hechos: 
El coste medio de los aprovisionamientos fue de 17,55 €/MWh, frente a los 15,58 €/TWh 
en 2016. 
Existe una elevada correlación entre los precios de aprovisionamientos de gas y el precio 
del barril de Brent, puesto que el precio de la mayor parte de contratos a largo plazo de 
las comercializadoras españolas, especialmente con Argelia, está indexado al precio del 
petróleo. Este hecho explica la subida de precio en 2017 respecto a 2016. 
Mercado mayorista 
Se define como el mercado integrado por las transacciones efectuadas por los comercializadores 
en el sistema gasista español, ya se realicen estas en las plantas de regasificación, los 
almacenamientos subterráneos (gestionados como un único almacenamiento) o el Punto Virtual 
de Balance (PVB) de la red de gasoductos. 
El mercado mayorista español se caracteriza por: 
El elevado peso del mercado no organizado, que concentró el 97,5% de las transacciones 
en 2017.  s
Una actividad de trading más reducida que en otros Estados miembros por su reducida  b
capacidad de interconexión con Francia y, por tanto, la reducción de las oportunidades  06ww
de arbitraje.
270

La  importancia  de  las  transacciones  de  GNL  en  los  tanques  de  las  plantas  de 
regasificación, constituyendo seis hubs adicionales al PVB, concentrándose la mayor 
liquidez en la planta de Barcelona. 
Una importante concentración del mercado en un número reducido de empresas. En 
2016, la cuota de transacciones notificadas al gestor técnico del sistema por las cinco 
empresas con mayor actividad en el mercado fue del 45%. 
Las principales cifras que caracterizaron el mercado mayorista de gas en España son las 
siguientes: 
El total de gas transaccionado en el mercado mayorista no organizado (over the counter) 
en 2017 fue de 515 TWh, un 150% de la demanda nacional, distribuido en 177.000 
operaciones. La mayor parte de estos volúmenes, en torno al 60%, se negocian en el 
PVB, correspondiendo el 38% restante a los tanques de las plantas de regasificación y 
apenas un 2% a los almacenamientos subterráneos. 
Por su parte, las transacciones realizadas en el mercado mayorista organizado (MIBGAS), 
supusieron un volumen de 13,38 TWh, un 3,8% de la demanda nacional, distribuido en 
67.500 transacciones. Por el momento en MIBGAS solo se negocian productos con 
entrega en el PVB. 
En lo referente al precio marginal del mercado mayorista, se puede considerar que su dinámica 
está influenciada por los siguientes precios: 
Precio del GNL en los tanques de las plantas de regasificación, incorporando el peaje de 
regasificación. Lógicamente el precio del GNL en los tanques depende a su vez de la 
evolución del precio de la materia prima, el coste del transporte en buque metanero y 
el peaje de descarga. 
Precio de los volúmenes flexibles de gas argelino vehiculado por los gasoductos Magreb 
y Medgaz, indexado al petróleo. 
Precio del gas en la zona de balance del Sur de Francia (hub TRS), incorporando los 
peajes de salida de la red francesa y de entrada a la red española. 
Por tanto, el precio en el mercado mayorista es especialmente sensible a las variaciones del 
precio del GNL, así como a la evolución de los precios de los principales hubs de la UE, aunque 
esta influencia quede amortiguada por la reducida capacidad de interconexión y el elevado 
precio del peaje de salida de la red francesa. Precisamente el precio en el hub TRS, igualmente 
sensible a los precios del GNL e incrementado por el coste de los peajes, es el que más se 
aproxima en el largo plazo al precio en el mercado español. 
    w.b
271

Mercado mayorista organizado 
El 15 de diciembre de 2015 comenzó sus operaciones el mercado organizado de gas, MIBGAS, 
en el que se negocian productos spot con entrega en el PVB. En el período transcurrido hasta 
diciembre de 2017 se ha producido un importante incremento del número de participantes, del 
volumen y número de ofertas y de transacciones: 
Tabla A.48. Operaciones del mercado organizado de gas, MIBGAS 
Operaciones en MIBGAS 
PARÁMETRO  2016  2017  2018* 
Número de agentes dados de alta  44  65  71 
Número medio diario de agentes activos  27  34  45 
Volumen negociado (GWh)  6.566  13.376  11.285 
Churn rate (volumen negociado /demanda nacional)  2,05%  3,81%  6,31% 
Volumen producto intradiario (D) (GWh)  2.309  6.299  4.481 
Volumen producto diario (D+1) (GWh)  2.635  4.107  3.010 
Volumen producto diario (M+1) (GWh)  1.005  1.702  2.355 
*Periodo enero-junio. 
 
Fuente: Mercado Mayorista Organizado de Gas 71
Como se puede observar en la tabla anterior, en 2018 se ha alcanzado un grado de relativa 
madurez en el número de agentes registrados y activos, pero ha continuado creciendo el 
volumen de gas transaccionado. Esta tendencia es especialmente llamativa en el caso del 
producto mensual, que ha superado en el primer semestre de 2018 el volumen de gas casado 
en todo el ejercicio 2017. 
Asimismo, el seguimiento de las métricas del Gas Target Model realizado por el operador del 
mercado,  MIBGAS,  en  su  Informe  Anual  2017  muestra  cómo  éstas  aún  se  encuentran 
relativamente lejos de las que marcan los mercados más desarrollados de la UE, pero han 
experimentado un avance importante durante el ejercicio 2017. 
En relación a la evolución del precio, el mes de enero de 2017 muestra cómo en determinadas 
circunstancias los precios de los mercados del sur de Europa (MIBGAS y TRS) se han desacoplado 
del resto del continente, manteniendo durante más de un mes diferenciales de precio medios 
de 15 €/MWh con los hubs de referencia. En este episodio concreto, convergieron las siguientes 
circunstancias: 
Ola de frío en Francia y la Península Ibérica, con el consiguiente incremento de la 
demanda doméstica de gas. 
Indisponibilidad de centrales nucleares en Francia, con el consiguiente incremento de 
las importaciones de electricidad procedentes de otros Estados miembros, entre ellos 
España. 
Incremento de la demanda eléctrica en España por el incremento de las exportaciones, 
utilizándose mayoritariamente los ciclos combinados, aumentando la demanda de gas 
para el sector eléctrico. 
Compra de gas por los comercializadores españoles en el mercado spot tanto en el sur 
  de Francia como en el m ercado global de GNL.  s
7  1  De  j ae t ro c si c   id o e  d   ne  ú  r me  f ee r r oe   n d c ei a   .a   g e  n  t e  s    a    3  1 /  1  2/2016 y 2017; 30/06/2018. Resto de parámetros acumulados durante el  2021-5106n https://ww
27 2
En la siguiente gráfica se puede ver una evolución de los precios de gas. 
Figura A.7. Evolución del precio de los mercados de gas 
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Entre octubre y diciembre 2017 se reprodujo el fenómeno de desacoplamiento, con precios 
notablemente más elevados en la Península Ibérica y el sur de Francia. 
Sin embargo, durante los primeros meses de 2018 la desconexión de MIBGAS respecto a otros 
hubs comunitarios, como consecuencia de la reducida capacidad de interconexión física y el 
elevado importe de los peajes, ha tenido consecuencias positivas para el mercado mayorista 
español. En efecto, las tensiones registradas entre el 28 de febrero y el 1 de marzo en los 
mercados continentales apenas se dejaron sentir en MIBGAS. En concreto, el precio del 
producto diario en MIBGAS alcanzó los 34 €/MWh frente a 89 €/MWh en NBP, 76 €/MWh, 68 
€/MWh en PEG Nord y 62 €/MWh en TRS. 
En todo caso, como se puede observar a lo largo de la serie histórica, los episodios en los que la 
desconexión de los mercados de la Península Ibérica determina precios más reducidos que en 
resto  del  continente  son  aislados y  de  corta  duración,  verificándose  un  precio  del  gas 
estructuralmente más elevado. 
Mercado minorista 
Se define este mercado como el conjunto de transacciones que han tenido lugar entre 
comercializadores y consumidores finales. 
Las principales características del mercado minorista español son las siguientes: 
Reducida proporción de puntos de suministro respecto a la población, con reducida  e.
penetración en el segmento doméstico a causa de la climatología.  w.b
Elevada concentración empresarial, con elevada cuota del mercado del operador  06ww
Pinrceucmiob feinnatle d qeu vee mntaan dteiel ngea sla m máas yeoler vpaadrote q duee  lean r elad  mdee ddiias tdrieb ulac iUóEn.. 
273

Los principales indicadores de este mercado en 2017 son los siguientes: 
Número de clientes: 7,8 millones. 
Número  de  comercializadores  con  ventas  a  cliente  final:  71  comercializadores, 
pertenecientes a 54 grupos empresariales. 
Las cuotas de mercado quedan recogidas en la siguiente tabla. 
Tabla A.49. Cuotas de los operadores en mercado minorista de gas 
Cuotas de los operadores en el mercado minorista 
Grupo empresarial  Cuota sobre volumen de ventas 
Gas Natural Fenosa  39,6% 
Endesa  16,6% 
Unión Fenosa Gas  8,2% 
Iberdrola  6,8% 
Cepsa  5,0% 
EDP  2,4% 
Fuente: Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia 
El valor del índice Herfindahl-Hirschman72 (HHI) es 2.034, habiendo registrado una mejora en el 
último ejercicio. 
La concentración empresarial en el segmento doméstico-comercial es aún más acusada, pues 
Gas Natural Fenosa, con un HHI en términos del número de clientes de 3.076. Gas Natural 
Fenosa concentra el 54% de los clientes y el 50% de la cuota de ventas. 
Por el contrario, en el mercado de gas industrial (HHI de 2.134) y para generación eléctrica (HHI 
de 1.631) existe una menor concentración. 
La evolución de la concentración empresarial durante los últimos 6 años es estable, con Gas 
Natural Fenosa entre el 40 y el 47%, seguido de Endesa, entre el 15 y el 17%. Sí se ha producido 
un descenso de la cuota de las cinco mayores comercializadoras, del 84% al 76% de cuota 
agregada, como consecuencia del crecimiento de los pequeños comercializadores. 
Tasa de cambio de suministrador: 9,5%. Se ha mantenido relativamente estable desde 
el año 2013. 
Número de cortes por impago: 19.000 (2,43 cortes por cada 1.000 clientes). Ha 
descendido notablemente respecto a 2016. 
Coexisten en el mercado minorista dos tipologías básicas de tarifas: 
Una tarifa regulada para consumidores los consumidores conectados a presiones 
inferiores a 4 bar, con consumos anuales no superiores a 50.000 kWh/año: el 21% del 
total de clientes y el 2% del volumen de ventas. 
El mercado libre: el 79% del total de clientes y el 98% del volumen de ventas. 
                                                            06ww
72 Ícenondntircceee n1 et.m0ra0pc0li óeyan 1d. .oD8 0ep0 af rocaor mamnaoa  hlmiazaobrdit eeulra anl disvaeem lc deoenn tsceiod cneocrnaec nuetnnra tmcraióedrnoc ,ae ydn o cu oncno m muenor v cnaaoldo ocr o.s Anuc pmeenartiyoroarr da no 1i vc.8eo0ln d0 ve calo lmomrieosms c ioonn,f mecerainoytrorearsd g oar .a1 d.0o0 d0e, 
274

En referencia a los precios finales para el consumidor, la CNMC concluye que “en términos 
generales, en el mercado doméstico las ofertas de suministro de gas están, en su mayoría, 
referenciadas a la evolución de la tarifa de último recurso”. 
El coste anual del suministro de gas para un cliente con derecho a acogerse a la TUR era el 
siguiente a finales de 2017: 
TUR1: 221,38 €/año para un cliente con un consumo de 2.500 kWh/año. 
TUR2: 619,50 €/año para un cliente con un consumo de 9.000 kWh/año. 
Conforme a la comparativa de los precios de gas para un consumidor doméstico (en la banda de 
2.500 a 5.000 kWh/año) realizada por la Comisión Europea, se comprueba que el precio en 
España es el séptimo más caro de la UE, debido tanto a un precio más elevado de la materia 
prima como al coste de las redes. 
Figura A.8. Precio del gas natural para un consumidor doméstico en la UE en 2017 (€/MWh) 
 
Fuente: Precios y costes de la energía en Europa, Comisión Europea, 2019 
Proyecciones de la evolución de precios con las actuales políticas y medidas 
El precio del gas en España en el horizonte de proyección del Plan se corresponde con las 
hipótesis de precio internacional de este combustible recomendadas por la Comisión Europea. 
A.5.4  Componentes principales del precio de la electricidad y del gas 
En cuanto a la electricidad, en la actualidad la factura del consumidor final de electricidad 
incorpora: 
El coste de la energía, que integra: 
El coste en los mercados diario, intradiario y servicios ajuste. 
El coste de los pagos por capacidad. 
El coste del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad en la península. 
Los costes de retribución a los operadores del mercado y del sistema. 
Los peajes de acceso para cubrir los costes del sistema, que a día de hoy incluyen tanto los  oe.
peajes de acceso a través de los cuales se retribuye el coste de las redes de transporte y  w.
distribución, como otros cargos que cubren básicamente los conceptos siguientes:
275

El margen de comercialización que se aplique en la facturación por energía y/o potencia. 
El coste del alquiler de los equipos de medida. 
Impuestos de electricidad e IVA. 
 
Tabla A.50. Precio medio del gas natural doméstico e industrial por bandas de consumo 
Precio medio del gas natural doméstico e industrial por bandas de consumo 
Primer Semestre de 2018 
Banda de  Precio sin  Precio con 
Precio sin IVA 
consumo  Consumo anual (GJ)  impuestos  impuestos 
(€/kWh) 
doméstico  (€/kWh)  (€/kWh) 
D1 
D2 
D3 
Banda de  Precio sin  Precio con 
Precio sin IVA 
consumo no  Consumo anual (GJ)  impuestos  impuestos 
(€/kWh) 
doméstico  (€/kWh)  (€/kWh) 
I1 
I2 
I3 
I4 
I5 
I6  es
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019  o
  06ww
A.5.5. Energía nuclear en España 
A.5.5.1 Cese de explotación y escalonado del parque nuclear 
Las empresas propietarias del parque nuclear y la Empresa Nacional de Residuos Radiactivos, 
S.A., S.M.E: (Enresa), empresa pública responsable de la gestión de los mencionados residuos, 
así como de las labores de desmantelamiento y clausura de las instalaciones nuclerares, han 
acordado por unanimidad un calendario de cese de explotación ordenado y escalonado de los 
siete reactores nucleares que permanecen activos, acuerdo que ha contado con el visto bueno 
del Gobierno.  
Tras el consenso alcanzado entre los diferentes actores implicados, se procederá al cese de 
explotación escalonado de cuatro reactores en el período de vigencia del presente PNIEC. Los 
tres restantes lo harán antes de finalizar 2035. 
El cese de explotación ordenado y escalonado del parque nuclear es compatible con la plena 
garantía del suministro eléctrico, tal y como queda acreditado en los informes de Red Eléctrica 
de España (ver anexo D.2). 
Es plenamente compatible, asimismo, con el objetivo clave de este PNIEC de lograr una 
mitigación de emisiones en 2030 de al menos el 20% respecto al año 1990. Si se hubiese optado 
por el cese de explotación de los reactores una vez que cumpliesen los 40 años de vida útil, la 
totalidad del parque nuclear hubiese cesado su operación antes de 2030. Según los análisis de 
sensibilidad llevados a cabo con el modelo TIMES-Sinergia en esas circunstancias no hubiese sido 
posible alcanzar el objetivo arriba mencionado del 20% de mitigación de emisiones respecto al 
año 1990 de una manera coste eficiente. 
Asimismo, fruto del mencionado acuerdo entre las partes, se dispone de un escalonamiento 
temporal suficientemente holgado como para que el proceso se lleve a cabo en condiciones 
idóneas tanto técnicas como de disponibilidad de quipos humanos. Finalmente, señalar que el 
marco temporal acordado permitirá capitalizar debidamente el fondo existente (Enresa) para 
las labores de  desmantelamiento y clausura de las instalaciones. 
A.5.5.2 Seguridad del suministro de combustible 
En el PNIEC 2021-2030 se establecen las previsiones sobre la evolución de la contribución de la 
energía nuclear al mix energético en base al cual se ha elaborado un primer borrador del 
Séptimo Plan General de Residuos Radiactivos (7º PGRR). 
El aseguramiento del suministro de combustible a las centrales nucleares hasta su cese de 
explotación está garantizado por el propio Tratado Euratom y por la European Supply Agency 
(ESA), que supervisa todos los contratos de suministro de elementos combustibles establecidos 
por los titulares de las centrales en la UE. 
A.5.5.3 Plan General de Residuos Radiactivos 
La  Ley 25/1964, de 29 de abril, sobre energía nuclear, dispone en su artículo 38 bis(introducido  b
por la disposición final novena de la Ley 11/ 2009 de 26 de octubre) que la gestión de residuos  06ww
rnaudciloeaacrteisv,o cs oyn csotimtubyues utinb lese nruvicclieoa rp gúabslitcaod oe sye enlc idael sqmuaen steel armesieernvtao  ay  lcala tuitsuulraar iddea din dsteal laEcsitoandeos, 
277

encomendándose a Enresa la gestión de dicho servicio público, estando sus actividades 
actualmente  recogidos  en  el  Real  Decreto  102/2014  de  21  de  febrero  para  la  gestión 
responsable y segura del combustible nuclear gastado y los residuos radiactivos. 
Asimismo, la disposición adicional sexta de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector 
Eléctrico, declarada vigente por la Ley 24/2013, estableció, a partir de la modificación efectuada 
por la Ley 11/ 2009, de 29 de octubre, por la que se regulan las Sociedades Anónimas Cotizadas 
de Inversión en el Mercado Inmobiliario, que el sistema de financiación de este servicio público 
se efectuará mediante un sistema de tasas a cargo de los productores de los residuos 
radioactivos. 
Posteriormente, tras la modificación de la disposición adicional primera de la Ley 58/2003, de 
17 de diciembre, General Tributaria, llevada a cabo por la disposición final undécima de la Ley 
9/2017, de 8 de noviembre, de Contratos del Sector Público, la contraprestación recibida por los 
servicios prestados por Enresa ha dejado de tener la naturaleza jurídica de tasa, para pasar a 
tener la consideración de prestación patrimonial de carácter público no tributario.En el sistema 
de gestión de residuos radioactivos de España, el PGRR constituye el documento oficial que 
contempla las estrategias, actuaciones necesarias y soluciones técnicas a desarrollar en el corto, 
medio y largo plazo, encaminadas a la adecuada gestión de los residuos radioactivos, al 
desmantelamiento y clausura de instalaciones nucleares y radioactivas y al resto de actividades 
relacionadas con las anteriores, incluyendo las previsiones económicas y financieras para 
llevarlas a cabo. El 6º PGRR actualmente en vigor fue aprobado por el Gobierno en junio de 2006. 
La tramitación del 7º PGRR se ha iniciado en marzo de 2020, con la presentación de una 
propuesta al MITECO por parte de Enresa, y el inicio de su Evaluación Ambiental Estratégica. En 
este nuevo PGRR se recogerán los aspectos financieros y estratégicos relacionados con el 
desmantelamiento de las instalaciones nucleares y la gestión de los residuos radiactivos. 
El borrador del 7º PGRR contempla el calendario de cese de explotación ordenado de las 
centrales nucleares actualmente en explotación entre 2027 y 2035, coherente con el definido 
en el PNIEC 2021-2030. 
Este borrador evalúa y actualiza todos los costes futuros de las actividades asociadas a las 
mencionadas estrategias y acordes con el calendario de cierre. En ese sentido, el sistema de 
gestión de residuos radiactivos y combustible gastado, incluido el desmantelamiento y clausura 
de instalaciones nucleares, dispone de un sistema de financiación, que se fundamenta en el 
principio de que “quien contamina, paga”, y que se basa en prestaciones patrimoniales de 
carácter público que pagan los generadores de residuos y que alimentan el denominado “Fondo 
para la financiación de actividades del PGRR”, de acuerdo con lo establecido en la disposición 
adicional sexta de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. 
En virtud de la referida disposición adicional sexta, los tipos de gravamen y elementos tributarios 
para la determinación de la cuota de estas prestaciones patrimoniales de carácter público 
pueden ser revisados por el Gobierno mediante Real Decreto, en base a una memoria 
económico-financiera actualizada del coste de las actividades correspondientes. 
    e.
278

A.5.6  Descripción de subsidios energéticos (incluidos los combustibles fósiles) 
El sector del carbón de España ha sufrido una profunda reestructuración en los últimos años en 
el marco establecido en la normativa de la UE (Decisión 2010/787/UE, de 10 de diciembre de 
2010, relativa a las ayudas estatales destinadas a facilitar el cierre de minas no competitivas, 
eliminándose desde el 31 de diciembre de 2018 las ayudas a las empresas mineras para 
compensar las pérdidas en el ejercicio, según lo establecido en el artículo 3 de dicha Decisión. 
Asimismo, en cumplimiento de lo establecido en la Decisión 2010/787/UE, las subvenciones a 
las empresas de la minería del carbón que se mantienen en 2019 son las ayudas para cubrir los 
costes  excepcionales  asociados  al  cierre  de  las  explotaciones  mineras:  ayudas  sociales 
(prejubilaciones  y  bajas  indemnizadas)  y  ayudas  para  los  proyectos  de  restauración 
medioambiental. Por tanto, en 2019 no se contemplan subsidios a la producción de carbón.  
Todos los precios de la energía en España están liberalizados, excepto ciertos suministros a 
consumidores domésticos donde en algunos productos como los Gases Licuados del Petróleo 
(GLP) se mantiene un régimen de precios máximos regulados tanto en el GLP envasado como en 
el GLP canalizado. 
a) Subsidios fiscales 
Los productos energéticos en España están sujetos al IVA a una tasa normal del 21% y las 
excepciones  se  aplican  a  ciertos  usos,  como  en  la  aviación  comercial  y  la  navegación 
internacional. Además, los productos energéticos vendidos en el país están sujetos a varios 
impuestos, como el Impuesto sobre Hidrocarburos, el Impuesto Especial sobre la Electricidad o 
el Impuesto Especial sobre el Carbón. 
España aplica determinados subsidios a los usos como combustibles o carburantes de los 
productos energéticos. El Impuesto sobre Hidrocarburos satisfecho por la utilización del gasóleo 
en la agricultura y ganadería es parcialmente devuelto, lo mismo para uso profesional como el 
transporte de mercancías, pasajeros y taxis con ciertos límites. Las exenciones de dicho 
impuesto están reguladas en los artículos 9 y 51 de la Ley 38/1992, de 28 de diciembre, de 
Impuestos Especiales. Asimismo, se aplican los tipos impositivos reducidos recogidos en el 
artículo 50 de dicha Ley, diferenciando en función del uso. En concreto, se contemplan los 
siguientes tipos reducidos por usos de hidrocarburos: 
Gasóleos utilizados como carburantes en los vehículos del artículo 54.2 de la Ley 
38/1992 (motores estacionarios, vehículos especiales, vehículos agrícolas) y, en general, 
como combustible (calefacción): 96,71 euros por 1.000 litros. 
GLP destinados a usos distintos a los de carburante; 15 euros por tonelada. 
Gas natural destinado a usos distintos a los de carburante, así como el gas natural 
destinado al uso como carburante en motores estacionarios: 0,65 euros por gigajulio. 
Gas natural destinado a usos con fines profesionales siempre y cuando no se utilicen en 
procesos de cogeneración y generación directa o indirecta de energía eléctrica: 0,15 
euros por gigajulio.  e.
Queroseno destinado a usos distintos de los de carburante: 78,71 euros por 1000 litros.  06ww
279

Biodiesel para uso como carburante en los usos previstos en el apartado 2 del artículo 
54 y, en general, como combustible, y biometanol para uso como combustible: 96,71 
euros por 1000 litros. 
b) Otros Subsidios energéticos 
A señalar, tal como refleja la tabla A.51: 
1. Existencia de un régimen de ayudas a la energía renovable, cogeneración y residuos, 
régimen retributivo específico que garantiza una rentabilidad razonable para poder 
competir con el resto de las tecnologías. 
2. Mecanismos por capacidad (incentivo a la inversión a largo plazo e incentivo a la 
inversión medioambiental). 
Por tanto, de acuerdo con lo anteriormente expuesto en la siguiente tabla se enumeran todas 
las subvenciones a la energía vigentes a esta fecha, en particular a los combustibles fósiles y las 
medidas y planes para su progresiva eliminación. 
 
   
280

                   
n 
ó
nci
exti            
es 
n
a
Pl
Cuantificación ayuda*  0,28229 €/l  0,28229 €/l  42,47 €/t  0,5 €/GJ  1 €/GJ  0,29929 €/l  0,28229 €/l  0,28229 €/l  Todo el importe del IEH (queroseno: 0,378 €/l))  Todo el importe del IEH (función del carburante)  Todo el importe del IEH (función del carburante)  Todo el importe del IEH (función del carburante) Todo el importe del IEH (función del carburante) Todo el importe del IEH (función del carburante)  0,049 €/l  0,31529 €/l 
Tipo  0,09671  0,09671  15  0,65  0,15  0,07871  0,09671  0,09671    0,06371 
           
Tipo no reducido asimilable  0,379  0,379  57,47  1,15  1,15  0,378  0,379  0,379    0,379 
9             
ones a la energía 201 Base legal    en 2019 nergía 2019 - Fiscales  Ley 38/1992 de impuestos especiales Art.50 Ley 38/1992 de impuestos especiales Art.50 Ley 38/1992 de impuestos especiales Art.50 Ley 38/1992 de impuestos especiales Art.50 Ley 38/1992 de impuestos especiales Art.50 Ley 38/1992 de impuestos especiales Art.50 Ley 38/1992 de impuestos especiales Art.50 Ley 38/1992 de impuestos especiales Art.50 Ley 38/1992 de impuestos especiales Art.9  Ley 38/1992 de impuestos especiales Art.51  Ley 38/1992 de impuestos especiales Art.51  Ley 38/1992 de impuestos especiales Art.52 Ley 38/1992 de impuestos especiales Art.52 Ley 38/1992 de impuestos especiales Art.52 Ley 38/1992 de impuestos especiales Art.52 bis 6.a Ley 38/1992 de impuestos especiales Art.52 ter 
Tabla A.51. Subvenci Descripción  Subvenciones a la E Tipo reducido del Impuesto sobre Gasóleos utilizados como carburantes en vehículos mencionados en art.54.2 (agricultura)  Tipo reducido Gasóleos utilizados como combustible ( calefacción)   GLP destinados a usos distintos a los de carburante  Gas natural destinado a usos distintos a los de carburante, así como el gas natural destinado al uso como carburante en motores estacionarios Gas natural destinado a usos con fines profesionales siempre y cuando no se utilicen en procesos de cogeneración y generación directa o indirecta de energía eléctrica  Queroseno destinado a usos distintos de los de carburante  Biodiesel para uso como carburante en los usos previstos en art.54 (agricultura y ganadería) y en general como combustible  Biometanol para uso como combustible  Exención del impuesto especial para productos energéticos suministrados para su utilización como carburante en la navegación aérea distinta de la navegación aérea de recreo privada Exención del impuesto especial de hidrocarburos para su utilización como carburante en el transporte por ferrocarril, construcción, modificación, pruebas y mantenimiento de aeronaves y embarcaciones, operaciones de dragado de vías navegables y puertos, inyección en altos hornos con fines de reducción química, añadidos al carbón que se utilice como combustible principal Exención del impuesto especial en la fabricación e importación de hidrocarburos que se destinen a navegación aérea y marítima no de recreo, producción de electricidad o cogeneración en centrales eléctricas, fabricación o importación de biocarburantes o biocombustibles para investigación y otros Devolución del impuesto especial para hidrocarburos utilizados en fines distintos a carburante en motor o combustible. Devolución del impuesto para avituallamiento de gasóleo a embarcaciones para navegación distinta de la navegación de recreo privada Devolución del impuesto para utilización de hidrocarburos en proyectos piloto para el desarrollo tecnológico de productos menos contaminantes o mezclados con otros contaminados Devolución parcial del Impuesto Especial de Hidrocarburos por el gasóleo de uso profesional (aplica a determinados vehículos para su uso en transporte de mercancías, pasajeros y taxis) Devolución parcial del Impuesto Especial de Hidrocarburos por el gasóleo empleado en agricultura y ganadería   es
Categoría  Tipos Impositivos reducidos  Exenciones y  devoluciones 2021-5106n https://www.boe.
281  
Cuantificación Tipo Planes extinción ayuda*  Es muy variable en España se comprometió a no función de la tecnología aplicarlo a nuevos procedimientos y del año de la puesta en de asignación más allá del marcha de las 10/jun/2024 sin nueva aprobación instalaciones. previa de la Comisión.  1. Incentivo a la Inversión a Largo Plazo: pago por capacidad, de 10.000€/MW/año durante 20 años, que actualmente solo cobran las centrales de ciclo  combinado de gas más recientes, así como un par de centrales hidráulicas (por ser las tecnologías que se han puesto en servicio en los último 20 años)  A extinguir, cerrado para nuevas 8.750€/MW/año inversiones. 2020 será el último durante 10 años. Coste ejercicio con pagos por este total en 2019: 25,3M€ concepto (6M€)  arburos sin bonificación y el tipo reducido 
      oc
dr
Tipo no Base legal Categoría Descripción reducido    en 2019asimilable  Subvenciones a la Energía 2019 – Otros subsidios energéticos  Régimen de Ley 24/2013, Real Decreto ayudas a la 413/2014, Orden Régimen retributivo específico aplicable a las instalaciones de energías renovables (“State aid Energía IET/1045/2014, posteriores SA.40348"), aprobado por Decisión de la Comisión C(2017) 7384 final. Garantiza una rentabilidad  Órdenes reguladoras del renovables, razonable para poder competir con el resto tecnologías. procedimiento de asignación cogeneración y convocatorias. y residuos  Orden ITC/2794/2007, de 27 1. Incentivo a la Inversión a Largo Plazo: pago por capacidad, de 10.000€/MW/año durante 20 años, de septiembre, por la que se Mecanismos que actualmente solo cobran las centrales de ciclo combinado de gas más recientes, así como un par revisan las tarifas eléctricas a  de de centrales hidráulicas (por ser las tecnologías que se han puesto en servicio en los último 20 años) partir del 1 de octubre de capacidad, 2007 en particular con combustibles Orden ITC/3860/2007, de 28 fósiles de diciembre, por la que se 2. Incentivo a la Inversión Medioambiental: Incentivo a la inversión a largo plazo destinado a la revisan las tarifas eléctricas a  realización de inversiones en mejoras medioambientales en unidades de producción que utilicen carbón como combustible principal. 8.750€/MW/año durante 10 años partir del 1 de enero de 2008 (DA 2ª) * La cuantificación de la ayuda en el caso de tipos impositivos reducidos se ha calculado como la diferencia entre el tipo aplicable al consumo de hi   2021-5106n https://www.boe.es
282    
 
A.6  INVESTIGACIÓN, INNOVACIÓN Y COMPETITIVIDAD 
Este apartado muestra la situación actual, así como las proyecciones de los ámbitos relacionados 
con la investigación, la innovación y la competitividad., aspecto fundamental de una política 
energética de largo plazo. 
A.6.1  Nivel de gasto público y privado en investigación e innovación 
La financiación estatal de la I+i+c para la transición energética y el cambio climático se articula y 
ejecuta a través de diferentes instrumentos y organismos, todos ellos dependientes del 
Ministerio de Ciencia e Innovación. 
Esta financiación se puede desglosar en financiación de proyectos de I+i+c y de la infraestructura 
pública de investigación y desarrollo. Se canaliza a través de: 
El Centro Desarrollo Tecnológico e Industrial (CDTI): Financiación de proyectos de I+i+c 
empresarial. 
La Agencia Estatal de Investigación (AEI): Financiación de formación y atracción de 
personal investigador; proyectos de investigación básica y aplicada tanto nacionales 
como dentro de Espacio Europeo de Investigación o “ERA-NETS”. 
El propio MCI: Financiación de los Organismos Públicos de Investigación. 
En el caso del CDTI, en el marco del Plan Estatal y tomando como referencia el año 2017 ha 
aprobado en el área de energía 84 proyectos de investigación e innovación desarrollados por 
empresas con distintas modalidades de ayudas (ayudas reembolsables, ayudas parcialmente 
reembolsables y subvenciones). El conjunto de estas ayudas han dado lugar a una inversión total 
de más de 109 M€ y unos compromisos de aportación pública por valor de 76 M€73. 
Dentro del área sectorial de la energía, la I+i+c en fomento de las energías renovables y 
tecnologías  emergentes  supone  el  64,7%  de  los  proyectos  aprobados,  el  57,1%  de  los 
compromisos de aportación pública y el 68,1% del presupuesto total de inversión empresarial. 
Estas inversiones sectoriales en energía representan el 6% de las operaciones totales financiadas 
y el 9% del compromiso de aportación. Es notable que existe un recorrido y potencial de 
desarrollo grande en esta dirección. 
Por otra parte, CDTI también es responsable de la gestión de la Sociedad INNVIERTE ES, S.A., 
S.C.R, cuyo cometido es potenciar la inversión de capital riesgo en el sector tecnológico español, 
impulsando empresas innovadoras o de base tecnológica (principalmente pequeñas y medianas 
empresas) y facilitando la participación estable del capital privado a largo plazo mediante la 
inversión en vehículos público-privados. 
                                                           
73 Convocatorias 2017 mediante subvenciones: CIIP, Subprograma Interempresas Internacional; INNO, Programa 
Innoglobal Subvenciones; SERA, Eranet; y SNEO, Subvenciones Neotec. El Programa Feder-Innterconecta no fue  e
convocado en 2017. Convocatorias permanentes CDTI: ID, que contemplan los Proyectos de I+I, CIEN, Proyectos  bo
Estratégicos, Proyectos Eureka, Iberoeka,…; y LIC,  Proyectos de Innovación.  06www.
     283    OE-A-2021-51able en https://
Las inversiones de los vehículos de capital riesgo apoyados por INNVIERTE en el área de energía 
y medio ambiente, a diciembre de 2017, se presenta en la tabla a continuación. 
Tabla A.52. Inversiones programa INNVIERTE en energía y medio ambiente 
Empresas   Fondos recibidos 
Empresa que lidera 
en cartera   por las participadas (€) 
AGBAR  7  10.726.957 
Iberdrola  2  1.200.000 
Repsol  4  5.507.822 
Fuente: Centro Desarrollo Tecnológico e Industrial 
La AEI, por su parte gestiona la financiación de la investigación y el desarrollo ejecutada por 
centros públicos de investigación y universidades, así como la colaboración público-privada. 
Concretamente dentro del Programa Estatal de I+i+c orientado a los Retos de la Sociedad y 
específicamente para proyectos I+i+c “Retos Investigación” en el Reto 3: Energía eficiente, 
segura y limpia, en las anualidades 2014, 2015 y 2016 han financiado 176 proyectos siendo 24,1 
M€ la ayuda total concedida. 
Figura A.9. Financiación de proyectos de energía del Programa Estatal de I+i+c  
- Retos de la Sociedad (M€) 
 
Fuente: Agencia Estatal de Innovación 
El mayor número de proyectos financiados corresponden a fotovoltaica, seguido de redes 
eléctricas/Inteligentes,  bioenergía,  fusión  nuclear,  almacenamiento  de  energía  y  solar 
termoeléctrica. A continuación, proyectos relacionados con hidrógeno y pilas de combustible, 
combustión/CO y eficiencia energética. 
2
Por último, como líneas más minoritarias, están eólica, fisión nuclear, geotermia y solar baja  es
temperatura, y con un solo proyecto financiado aparece la energía marina. Hay que hacer notar  bo
que la clasificación por líneas temáticas se ha hecho considerando la tecnología predominante  06ww
en cada uno de los proyectos lo que no es óbice para que algunos de ellos incluyan también
  284  
  
otras tecnologías. Por último, cabe destacar la existencia de tres proyectos consistentes en 
investigación sobre hibridación de energías renovables. 
Por  otra  parte,  dentro  del  mismo  programa  estatal,  pero  en  la  convocatoria  Retos  – 
Colaboración (Colaboración público-privada) en el Reto 3: Energía eficiente, segura y limpia, en 
las anualidades 2014, 2015 y 2016 ha financiado un total de 113 proyectos siendo 92,5 M€ la 
ayuda total concedida. 
Figura A.10. Financiación de proyectos de energía del Programa Estatal de I+i+c 
 - Retos Colaboración (M€) 
 
Fuente: Agencia Estatal de Innovación 
Encontramos históricamente dos grandes bloques claramente diferenciados: 
En el primero de ellos, con mayor número de proyectos financiados y mayor ayuda concedida, 
están las temáticas de energía eólica, eficiencia energética/ ciudades Inteligentes (se han 
considerado conjuntamente ante la imposibilidad de separarlas), redes eléctricas/inteligentes, 
solar fotovoltaica y bioenergía. 
En el segundo bloque, muy por detrás del primero en cuanto a número de proyectos financiados, 
están solar termoeléctrica (normalmente son proyectos pequeños y relacionados con el 
recurso), almacenamiento de energía (es posible que algunos de los proyectos de redes 
eléctricas incluyan también en parte esta temática), combustibles fósiles, energía nuclear de 
fisión, hidrógeno y pilas de combustible, energía marina, hidráulica y otros. 
 
  285  
  
A.7  TABLAS ANEXOS REGLAMENTO GOBERNANZA 2018/1999 
A.7.1  Tabla Anexo I Parte 2 Escenario Tendencial 
Tabla A.53. Parámetros, variables y balances del Escenario Tendencial 
    Unidades  2015  2020  2025  2030 
  1. Parámetros y variables generales 
1 Población  millones  46,45  46,58  46,80  47,15 
2 PIB (constantes 2016)  Miles de millones €  1.070,71  1.223,4  1.333,8  1.421,4 
4 Número de hogares  millones  18,35  18,58  19,25  19,82 
5 Tamaño de los hogares  habitantes/hogares  2,53  2,51  2,43  2,38 
7 Pasajeros-km  millones pkm            
  Autobuses  millones pkm  54.869,30  60.591,52  62.193,01  63.396,52 
  Automóviles  millones pkm  469.924,14  518.517,95  532.222,84  542.522,04 
  Motocicletas  millones pkm  36.400,03  43.386,11  44.532,84  45.394,61 
  Ferrocarril  millones pkm  33.069,61  36.712,32  37.682,66  38.411,87 
  Aviación  millones pkm  N.D.  N.D.  N.D.  N.D. 
  Navegación interior  millones pkm  N.D.  N.D.  N.D.  N.D. 
8 Transporte mercancías  millones tkm            
  Carretera  millones tkm  256.689,00  285.048,39  302.872,16  316.688,53 
  Ferrocarril  millones tkm  10.811,61  11.656,31  12.385,17  12.950,15 
  Navegación interior  millones tkm  N.D.  N.D.  N.D.  N.D. 
9 Precios internacionales de importación74  EUR/GJ            
  Petróleo  EUR/GJ  8,02  11,90  15,73  17,33 
  Gas  EUR/GJ  6,95  7,59  9,64  10,49 
  Carbón  EUR/GJ  2,01  2,85  3,16  3,79 
10 Precios del carbón en el RCDE74   EUR/ton CO2  7,80  15,50  23,30  34,70 
Hipótesis de los tipos de cambio respecto del euro 
11  Dólar/EUR  1,12  1,16  1,20  1,20 
y del dólar estadounidense (si procede) 
12 Número de grados-día de calefacción     N.A.  N.A.  N.A.  N.A. 
13 Número de grados-día de refrigeración     N.A.  N.A.  N.A.  N.A. 
Hipótesis de coste de las tecnologías utilizadas en modelización 
14    Ver tabla A.7  Ver tabla A.7  Ver tabla A.7  Ver tabla A.7 
respecto de las principales tecnologías pertinentes  
  2. Balances energéticos e indicadores 
  2.1 Suministro de energía           
1 Producción autóctona por tipo de combustible  ktep  33.564,01  37.189,27  38.713,45  40.878,03 
  Carbón  ktep  1246,00  736,12  0,00  0,00 
  Crudo de petróleo y productos petrolíferos  ktep  236,00  145,78  146,89  147,99 
  Gas natural  ktep  54,00  48,66  49,03  49,40 
  Energía nuclear  ktep  14.903,00  15.118,17  15.118,17  15.118,17 
  Fuentes renovables de energía  ktep  16.873,00  20.684,73  22.950,80  25.174,50 
  Residuos  ktep  252,01  455,80  448,57  387,97 
2 Importaciones netas por tipo de combustible75  ktep  95.422,50  92.457,65  89.623,30  86.081,08 
  Carbón  ktep  10.239,91  9.614,54  4.996,80  4.506,32 
  Crudo de petróleo y productos petrolíferos  ktep  61.815,40  54.804,46  53.625,84  51.609,86 
  Gas natural  ktep  23.774,87  27.095,73  29.962,65  30.209,16 
  Electricidad  ktep  -11,44  761,82  426,83  -201,38 
  Fuentes renovables de energía  ktep  -369,25  181,11  611,18  -42,88 
3 Dependencia importaciones de terceros países  %  73,00%  71,312%  69,83%  67,80% 
4 Principales fuentes de importación (países) con los principales vectores energéticos (incluidos el gas y la electricidad)76 
  Primer país de origen de las importaciones de electricidad (FR)  % del total de  61%     83,88%  87,41% 
importaciones 
  Segundo país de origen de las importaciones de gas (Portugal)  % del total de  39%     16,12%  12,59% 
importaciones 
5 Consumo interior bruto por tipo de combustible  ktep  122.929,54  129.646,92  128.336,75  126.959,11 
  Carbón  ktep  13.583,20  10.350,66  4.996,80  4.506,32 
  Crudo de petróleo y productos petrolíferos  ktep  53.044,59  54.950,24  53.772,73  51.757,85 
  Gas natural  ktep  24.538,11  27.144,38  30.011,68  30.258,56 
  Energía nuclear  ktep  14.903,20  15.118,17  15.118,17  15.118,17 
  Electricidad  ktep  -11,44  761,82  426,83  -201,38 
  Fuentes renovables de energía  ktep  16.619,87  20.865,84  23.561,98  25.131,62 
  Residuos  ktep  252,01  455,80  448,57  387,97 
  2.2 Electricidad y calor           
1 Producción bruta de electricidad  GWhe  280.911,00  281.720,46  290.097,29  304.592,65  s
2 Producción bruta de electricidad por combustible  GWhe              e.
  Energía nuclear  GWhe  57.196,00  58.039,00  58.039,00  58.039,00  bo
  Carbón  GWhe  52.676,00  33.004,14  12.649,62  10.290,18  w.
                                                            06ww
777456   EISnoncl locuo isdneas io nenclealuncytcreiianc i cdloaasnd  i lmya sdp rioverictdoaidcmiaoesnn eednsa tdcreieo  inenletesrca dtereiuc lriado apCdeo.am s iysi óenxt.r aeuropeas.
  286  
  
    Unidades  2015  2020  2025  2030 
  Crudo de petróleo y productos petrolíferos  GWhe  17.241,00  12.604,28  11.907,91  11.122,80 
  Gas natural  GWhe  52.498,00  55.844,20  65.203,86  62.931,17 
  Biomasa y residuos  GWhe  5.789,00  6.823,25  6.730,71  6.303,39 
  Hidráulica (excluido bombeo)  GWhe  28.140,00  28.288,21  27.934,69  27.581,18 
  Eólica  GWhe  49.325,00  60.021,53  71.521,53  83.021,53 
  Solar  GWhe  13.859,00  21.642,62  30.640,68  39.638,74 
  Geotérmica y otras fuentes renovables de energía  GWhe  743,00  813,06  829,10  1.024,48 
  Bombeo  GWhe  3.228,00  4.640,18  4.640,18  4.640,18 
  Otros  GWhe  216,00  0,00  0,00  0,00 
3 Cuota de generación eléctrica de la cogeneración en el total77  %  10,50%  10,13%  8,28%  4,55% 
4 Capacidad de generación de electricidad por fuentes78  GW  107,17  111,68  114,94  122,91 
  Energía nuclear  GW  7,40  7,40  7,40  7,40 
  Carbón  GW  11,36  7,96  2,18  2,18 
  Crudo de petróleo y productos petrolíferos  GW  4,27  4,24  4,08  3,93 
  Gas natural  GW  31,76  31,40  30,63  28,86 
  Biomasa y residuos  GW  1,95  1,08  1,04  0,93 
  Hidráulica (excluido bombeo)  GW  16,79  15,75  15,75  15,75 
  Eólica  GW  22,93  28,03  33,03  38,03 
  Solar  GW  7,15  11,22  16,22  21,22 
  Geotermia y otras fuentes renovables de energía  GW  0,22  0,21  0,21  0,21 
  Bombeo  GW  3,34  4,39  4,39  4,39 
  Otros  GW  0,00  0,00  0,00  0,00 
5  Generación de calor mediante instalaciones térmicas  GWhe  0,00  N.D.  N.D.  N.D. 
6  Generación de calor mediante centrales de cogeneración79  GWhe  33.409,00  34.204,08  28.493,28  15.793,38 
  2.3 Sector de la transformación           
1 Aportaciones de combustible para la generación de energía térmica  ktep  23.692,22  18.583,33  15.428,37  15.014,37 
  Carbón  ktep  11.868,32  7.201,14  3.011,57  2.452,99 
  Crudo de petróleo y productos petrolíferos  ktep  3.563,87  3.098,48  2.270,77  2.163,22 
  Gas natural  ktep  8.260,04  8.274,68  10.144,18  10.396,86 
2 Aportaciones de combustible para otros procesos de conversión  ktep     9.157  8.836  8.218 
  2.4 Consumo de energía           
1 Consumo de energía primaria (excluidos consumos no energéticos)  ktep  118.579,80  124.524,77  122.894,33  121.268,41 
1 Consumo de energía final (incluye consumos no energéticos)  ktep  84.542,00  92.132,53  93.504,15  92.828,79 
Consumo de energía final por sector  
2  ktep             
(excluye consumos no energéticos) 
  Industria  ktep  18.901,00  20.131,27  21.010,67  21.579,11 
  Residencial  ktep  14.882,00  14.781,81  14.158,55  13.350,02 
  Terciario  ktep  10.524,03  11.343,19  11.136,60  10.833,98 
  Transporte  ktep  33.423,00  37.936,47  38.862,34  38.424,83 
  Agricultura  ktep  2.501,16  2.817,64  2.893,57  2.950,15 
  Transporte de pasajeros  ktep     25.892,10  26.441,68  25.523,26 
  Transporte de mercancías  ktep     12.044,37  12.420,66  12.831,54 
Consumo de energía final por combustible 
3  ktep             
(excluye consumos no energéticos) 
  Carbón  ktep  1.503,28  1.525,43  1.585,59  1.644,02 
  Crudo de petróleo y productos petrolíferos  ktep  40.674,41  42.289,54  41.858,77  40.183,65 
  Gas natural  ktep  13.139,40  15.203,30  16.357,39  16.482,25 
  Electricidad  ktep  19.951,68  20.581,87  21.049,46  21.646,37 
  Calor  ktep             
  Fuentes renovables de energía  ktep  5.291,99  7.114,88  6.897,96  6.856,25 
  Residuos  ktep  2,41  295,37  312,56  325,55 
4 Consumo no energético final  ktep  4.349,73  5.122,14  5.442,43  5.690,70 
5 Intensidad de energía primaria de la economía general80  tep/millones euro  114,81  105,98  96,22  89,32 
  2.6 Inversiones           
  Costes de inversión relacionados con la energía   % de PIB     0,34%     0,31% 
comparados con el PIB81 
  2.7 Energías renovables           
Consumo final bruto de energía procedente de fuentes renovables y 
1 cuota  de  energías  renovables  en  el  consumo  final  bruto  %             
de energía y por sector y por tecnología82 
 Cuota de energías renovables en el consumo final bruto de energía  %  16,00%  20,04%  22,95%  25,88% 
  Calefacción y refrigeración  %  16,84%  17,96%  21,69%  25,07% 
  Electricidad  %  37,00%  41,32%  47,50%  52,75% 
  Transporte  %  1,00%  10,10%  10,04%  10,89% 
 Contribución del consumo final de energía renovable en el  %     2,71%  2,66%  2,59% 
transporte al objetivo general  
                                                           
77 Electricidad generada en las cogeneraciones dividido por la electricidad bruta generada, incluida la generación en bombeo.  e.e
78 Incluidos los desmantelamientos y las nuevas inversiones.  bo
79 Incluido el calor residual industrial.  w.
80 Consumo de energía primario/PIB.  06ww
8812  ELastsa tsr ainyveecrtsoiroianse sin itnecrlmuyeedni asso sloe  aeqnucéulelanst rdainre ecnta lma etanbtlea  aAs.o1c2i.a das a la implementación del PNIEC.
  287  
  
    Unidades  2015  2020  2025  2030 
 Contribución de biocombustible y biogás incluidos en el apartado A  %     1,78%  1,55%  1,78% 
del listado del Anexo IX83 
 Contribución de biocombustible y biogás incluidos en el apartado B  %     0,23%  0,35%  0,84% 
del listado del Anexo IX83 
 Contribución de biocombustibles consumidos en el transporte  %     6,75%  6,93%  6,35% 
producidos de cultivos alimentarios 
 Consumo final bruto de energías renovables   ktep  4.663,00  5.319,50  6.703,16  7.735,53 
en calefacción y refrigeración 
 Producción de energía renovable  ktep  8.642,00  10.159,83  11.862,66  13.498,14 
 Consumo final bruto de energías renovables en el transporte  ktep  176,00  2.422,38  2.433,65  2.357,97 
 Total del consumo final bruto de energías renovables  ktep  13.481,00  17.901,71  20.999,47  23.591,64 
 Cuota de biocombustibles a partir de cultivos alimentarios  %     6,75%  6,93%  6,35% 
 Cuota de biocombustibles avanzados  %     2,02%  1,91%  2,62% 
  3. Indicadores relativos a las emisiones y la absorción de GEI 
Emisiones de GEI por sector  
1 (RCDE, Reglamento sobre el reparto del esfuerzo y UTCUTS)  teq.CO2  335.809.458  324.475.532  304.804.134  292.993.633 
 Emisiones RCDE (en el ámbitos RCDE de 2013)  teq.CO2  139.751.465  125.168.662  109.785.991  106.694.596 
 Reglamento sobre el reparto del esfuerzo (en el ámbitos de 2013)  teq.CO2  196.057.993  199.306.870  195.018.143  186.299.037 
 (UcoTnCtUabTiSliz  ado de acuerdo con los requisitos de la legislación de la UE)  teq.CO2  -44.097.664  -41.423.989  -39.750.945  -36.021.456 
Please use for reporting on GHG emissions by IPCC sector and gas the same 
2 E(cmuaisniodnoe sse dae p GerEtIi npeonr tsee,c dtoesr gdloesl aIPdCoC e yn  pRoCrD gEa sy   RRE)  teq.CO2  exImcepl lteemmepnltaitneg a Rse ugsuelda tfioorn r (eEpUo)r t7i4n9g/ o2n0 1A4n (nIePxA rXtIiIc tleo2 C3o_mtambliess1i)o, n  
next due 15/3/2019. It is provided as separate file. 
  Transformación, energía primaria e intercambios  teq.CO2  16.796.815  18.920.018,00  18.604.614,00  17.361.019,00 
  Agricultura  teq.CO2  34.532.980  34.622.675,00  34.578.946,00  34.534.945,00 
  Generación Eléctrica  teq.CO2  74.050.523  57.013.146,00  42.228.410,00  43.024.908,00 
  Industria (combustión)  teq.CO2  40.462.329  38.233.671,00  36.888.827,00  33.512.444,00 
  Industria (procesos)  teq.CO2  21.036.000  21.697.375,00  22.002.913,00  22.165.517,00 
  Residencial  teq.CO2  17.212.310  16.705.507,00  15.345.116,00  13.426.858,00 
  Terciario  teq.CO2  10.923.001  11.608.447,00  10.981.128,00  9.965.735,00 
  Transporte  teq.CO2  83.197.462  89.761.816,00  90.720.773,00  88.193.394,00 
3 Intensidad de carbón de la economía general  teq.CO2/PIB  313,633  265,235  228,529  206,136 
(Millones EUR) 
4 Indicadores relacionados con las emisiones de CO2  teq.CO2/MWh             
a Intensidad de carbono de la producción de electricidad y vapor  teq.CO2/MWh  0,264  0,202  0,146  0,141 
b Intensidad de carbono de la demanda de energía final por sector  teq.CO2/tep  4,188  3,729  3,461  3,362 
  Industria  teq.CO2/tep  3,254  2,977  2,803  2,580 
  Residencial  teq.CO2/tep  1,157  1,130  1,084  1,006 
  Terciario  teq.CO2/tep  1,038  1,023  0,986  0,920 
   TTrraannssppoorrttee  ddee  pmaesracjaenrocsía s  tteeqq..CCOO22//tteepp      2,366  2,334  2,299 
5 Parámetros relacionados con las emisiones distintas de las de CO2               
a Ganado  1000 heads             
  Vacuno de leche  1000 heads  848,7  816  798  779 
  Vacuno distinto del de leche  1000 heads  5.359,8  5.558  5.563  5.568 
  Porcino  1000 heads  27.677,9  29.228  30.280  31.331 
  Ovino  1000 heads  16.026,4  15.160  14.155  13.151 
  Aves de corral  1000 heads  127.143,1  131.016  131.260  131.504 
Aportaciones de nitrógeno 
b  kt nitrógeno  1.068  1.000  970  940 
resultante de la aplicación de abonos sintéticos 
Aportaciones de nitrógeno 
c  kt nitrógeno  670  691  665  641 
resultante de la aplicación de estiércol 
d Nitrógeno fijado por cultivos fijadores de nitrógeno  kt nitrógeno  NE  NE  NE  NE 
e Nitrógeno en residuos de cultivos que retornan a los suelos  kt nitrógeno  120  123  126  129 
f Área de suelos orgánicos cultivados  hectáreas  NO  NO  NO  NO 
g Generación de residuos sólidos urbanos (RSU)  t  21.158.000  21.754.011  20.786.549  19.819.088 
h Residuos sólidos urbanos (RSU) depositados en vertederos  t  12.129.000  9.789.305,0  7.074.752,0  4.360.199,0 
i Proporción de CH4 recuperado  %  18,0%  18,0%  20,0%  20,0% 
del total de CH4 generado en los vertederos 
   
  Todos los parámetros y variables marcadas en verde: 
Ya se solicitan actualmente bajo la legislación vigente (MMR, RES Directive o Directiva de Eficiencia Energética) 
  Todos los parámetros y variables marcadas en rojo: 
Deberán proporcionarse considerando los resultados de las herramientas complementarias como modelos estándar del sistema energético. 
  Todos los parámetros y variables marcadas en naranja: 
Se corresponden con indicadores que deben de ser calculados con parámetros y variables ya disponibles en el fichero Excel facilitado. 
N.A. No aplica. No han sido utilizados.    N.D. No disponible.  s
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019  e.
 8 3  C  o  n s u  m   id  o  s   e n    e l   t r a n  s p  o  r t e .                   
  288  
  
A.7.2  Tabla Anexo I Parte 2 Escenario Objetivo 
Tabla A.54. Parámetros, variables y balances del Escenario Objetivo 
    Unidades  2015  2020  2025  2030 
  1. Parámetros y variables generales           
1 Población  millones  46,45  46,58  46,80  47,15 
2 PIB (constantes 2016)  Miles de millones €  1.070,71  1.223,35  1.333,77  1.421,36 
4 Número de hogares  millones  18,35  18,58  19,25  19,82 
5 Tamaño de los hogares  habitantes/hogares  2,53  2,51  2,43  2,38 
7 Pasajeros-km  millones pkm             
  Autobuses  millones pkm  54.869,30  60.591,52  86.187,56  112.101,04 
  Automóviles  millones pkm  469.924,14  518.517,95  480.630,82  426.725,07 
  Motocicletas  millones pkm  36.400,03  43.386,11  44.147,96  44.716,05 
  Ferrocarril  millones pkm  33.069,61  36.712,32  61.685,81  87.131,54 
  Aviación  millones pkm  ND  ND  ND  ND 
  Navegación interior  millones pkm  ND  ND  ND  ND 
8 Transporte mercancías  millones tkm             
  Carretera  millones tkm  256.689,00  284.979,52  291.692,97  293.815,70 
  Ferrocarril  millones tkm  10.811,61  11.653,49  23.259,61  34.811,06 
  Navegación interior  millones tkm  N.D.  N.D.  N.D.  N.D. 
9 Precios internacionales de importación74  EUR/GJ            
  Petróleo  EUR/GJ  8,02  11,90  15,73  17,33 
  Gas  EUR/GJ  6,95  7,59  9,64  10,49 
  Carbón  EUR/GJ  2,01  2,85  3,16  3,79 
10 Precios del carbón en el RCDE74   EUR/ton CO2  7,80  15,50  23,30  34,70 
Hipótesis de los tipos de cambio respecto del euro  
11  Dólar/EUR  1,12  1,16  1,20  1,20 
y del dólar estadounidense (si procede) 
12 Número de grados-día de calefacción     N.A.  N.A.  N.A.  N.A. 
13 Número de grados-día de refrigeración     N.A.  N.A.  N.A.  N.A. 
Hipótesis de coste de las tecnologías utilizadas en modelización 
14    Ver tabla A.7  Ver tabla A.7  Ver tabla A.7  Ver tabla A.7 
respecto de las principales tecnologías pertinentes. 
  2. Balances energéticos e indicadores           
  2.1 Suministro de energía           
1 Producción autóctona por tipo de combustible  ktep  33.564,01  37.498,88  41.908,84  40.646,01 
  Carbón  ktep  1.246,00  1.105,00  0-  0- 
  Crudo de petróleo y productos petrolíferos  ktep  236,00  145,78  146,89  147,99 
  Gas natural  ktep  54,00  48,66  49,03  49,40 
  Energía nuclear  ktep  14.903,00  15.118,17  15.118,17  6.499,65 
  Fuentes renovables de energía  ktep  16.873,00  20.611,47  26.149,96  33.501,45 
  Residuos  ktep  252,01  469,80  444,79  447,51 
2 Importaciones netas por tipo de combustible75  ktep  95.422,50  91.008,06  76.513,46  63.452,85 
  Carbón  ktep  10.239,91  7.978,66  3.743,02  2.133,22 
  Crudo de petróleo y productos petrolíferos  ktep  61.815,40  55.473,35  49.155,31  40.497,57 
  Gas natural  ktep  23.774,87  26.641,30  24.207,51  24.388,87 
  Electricidad  ktep  -11,44  761,82  -1.202,20  -3.447,98 
  Fuentes renovables de energía  ktep  -396,25  152,94  609,82  -118,83 
3 Dependencia importaciones de terceros países  %  73,00%  70,82%  64,61%  60,95% 
4 Principales fuentes de importación (países) con los principales vectores energéticos (incluidos el gas y la electricidad)76 
  Primer país de origen de las importaciones de electricidad (FR)  % del total de  61%     78,72%  86,11% 
importaciones 
  Segundo país de origen de las importaciones de gas (Portugal)  % del total de  39%     21,28%  13,89% 
importaciones 
5 Consumo interior bruto por tipo de combustible  ktep  122.929,54  128.506,94  118.422,30  104.098,86 
  Carbón  ktep  13.583,20  9.083,66  3.743,02  2.133,22 
  Crudo de petróleo y productos petrolíferos  ktep  53.044,59  55.619,13  49.302,20  40.645,56 
  Gas natural  ktep  24.538,11  26.689,95  24.256,54  24.438,27 
  Energía nuclear  ktep  14.903,20  15.118,17  15.118,17  6.499,65 
  Electricidad  ktep  -11,44  761,82  -1.202,20  -3.447,98 
  Fuentes renovables de energía  ktep  16.619,87  20.764,41  26.759,78  33.382,62 
  Residuos  ktep  252,01  469,80  444,79  447,51 
  2.2 Electricidad y calor           
1 Producción bruta de electricidad  GWhe  280.911,00  281.218,68  307.570,17  346.289,61 
2  ProEdnuecrcgiíóan n burculetaa rd e electricidad por combustible  GGWWhhee   57.196      58.039,00    58.039,00    24.952,30  oe.e
  Carbón  GWhe  52.676,00  33.338,69  7.877,66  101,00  w.b
     CGBHriiaodusmrd ánoaua sdltiauce ray pa  (rlee etxsrciódlluueioods oy   bporomdbuecoto) s petrolíferos  GGGGWWWWhhhheeee     2158725....124744890198,,,,00000000     2158246....261882033854,,,,22421785     248298....343174262323,,,,65537450     2418681....355055982619,,,,23085928     2021-5106n https://ww
  289  
  
    Unidades  2015  2020  2025  2030 
  Eólica  GWhe  49.325,00  60.669,96  92.925,71  119.519,87 
  Solar  GWhe  13.859,00  21.912,57  53.377,43  93.661,38 
  Geotérmica y otras fuentes renovables de energía  GWhe  743,00  813,06  1.160,12  1.505,33 
  Bombeo  GWhe  3.228,00  4.594,20  5.523,20  8.310,19 
  Otros  GWhe  216   0,00  365,00  3.650,00 
3 Cuota de generación eléctrica de la cogeneración en el total77  %  10%  10%  7%  5% 
4 Capacidad de generación de electricidad por fuentes78  GW  107,17  111,83  133,80  160,84 
  Energía nuclear  GW  7,40  7,40  7,40  3,18 
  Carbón  GW  11,36  7,96  2,18  0,02 
  Crudo de petróleo y productos petrolíferos  GW  3,38  4,24  3,16  2,07 
  Gas natural  GW  31,59  31,40  30,63  30,06 
  Biomasa y residuos  GW  1,48  1,08  1,24  1,73 
  Hidráulica (excluido bombeo)  GW  16,79  15,75  16,00  16,25 
  Eólica  GW  22,93  28,03  40,63  50,33 
  Solar  GW  7,15  11,37  26,52  46,48 
  Geotermia y otras fuentes renovables de energía  GW  0,22  0,21  0,28  0,32 
  Bombeo  GW  3,34  4,39  5,26  7,89 
  Otros  GW  0,00  0,00  0,50  2,50 
5  Generación de calor mediante instalaciones térmicas  GWhe  0,0  N.D.  N.D.  N.D. 
6  Generación de calor mediante centrales de cogeneración79  GWhe  33.409,00  34.204,08  26.088,82  20.027,37 
  2.3 Sector de la transformación             
1 Aportaciones de combustible para la generación de energía térmica  ktep  23.692,22  18.364,39  9.899,87  8.756,25 
  Carbón  ktep  11.868,32  7.280,30  1.881,85  49,35 
  Crudo de petróleo y productos petrolíferos  ktep  3.563,87  3.099,34  1.758,28  1.127,21 
  Gas natural  ktep  8.260,04  7.975,73  6.257,89  7.578,51 
2 Aportaciones de combustible para otros procesos de conversión  ktep     8.956  8.282  7.787 
  2.4 Consumo de energía          
1 Consumo de energía primaria (excluidos consumos no energéticos)  ktep  118.579,80  123.401,72  113.022,29  98.459,82 
1 Consumo de energía final (incluye consumos no energéticos)  ktep  84.542,00  91.381,69  87.018,82  79.199,15 
Consumo de energía final por sector 
2  ktep            
(excluye consumos no energéticos) 
  Industria  ktep  18.901,00  19.770,89  19.657,35  19.570,10 
  Residencial  ktep  14.882,00  14.738,58  13.604,89  12.393,66 
  Terciario  ktep  10.524,03  11.339,53  10.625,29  9.830,30 
  Transporte  ktep  33.423,00  37.609,82  34.953,82  29.058,87 
  Agricultura  ktep  2.501,16  2.817,64  2.777,46  2.707,18 
  Transporte de pasajeros  ktep     25.717,57  24.083,18  19.724,40 
  Transporte de mercancías  ktep     11.892,25  10.870,64  9.334,47 
Consumo de energía final por combustible 
3  ktep            
(excluye consumos no energéticos) 
  Carbón  ktep  1.503,28  1.440,48  1.438,10  1.407,55 
  Crudo de petróleo y productos petrolíferos  ktep  40.674,41  41.930,45  37.153,00  29.274,50 
  Gas natural  ktep  13.139,40  15.119,13  14.710,70  13.773,80 
  Electricidad  ktep  19.951,68  20.533,87  20.813,29  21.293,61 
  Calor  ktep         
  Fuentes renovables de energía  ktep  5.291,99  6.943,16  7.194,91  7.425,53 
  Residuos  ktep  2,41  309,37  308,81  385,11 
4 Consumo no energético final  ktep  4.349,73  5.105,22  5.400,01  5.639,04 
5 Intensidad de energía primaria de la economía general80  tep/millones euro  114,81  105,04  88,79  73,24 
  2.6 Inversiones             
  Costes de inversión relacionados con la energía   % de PIB     1,83%     1,86% 
comparados con el PIB81 
  2.7 Energías renovables             
Consumo final bruto de energía procedente de fuentes renovables 
1 y cuota de energías renovables en el consumo final bruto de energía  %             
y por sector y por tecnología84 
 Cuota de energías renovables en el consumo final bruto de energía  %  16%  20%  30%  42% 
  Calefacción y refrigeración  %  17%  18%  25%  31% 
  Electricidad  %  37%  42%  64%  86% 
  Transporte  %  1%  10%  15%  28% 
 Contribución del consumo final de energía renovable  %     2,6%  2,8%  2,7% 
 en el transporte al objetivo general  
 Contribución de biocombustible y biogás incluidos en el apartado A  %     0,9%  1,6%  3,7% 
del listado del Anexo IX83  s
 dCeoln ltirsitbaudcoió dne ld Aen beioxoco IXm8b3 ustible y biogás incluidos en el apartado B  %     0,5%  1,7%  1,7%  oe.e
 Contribución de biocombustibles consumidos en el transporte  %     6,9%  6,8%  6,8%  w.b
producidos de cultivos alimentarios  06ww
 8 4  L  a s   t r a  y e  c t o  r i a s   i n  t e r m   e d  i a s   s  e   e n  c u  e  n t r  a n   en la tabla A.13.
  290  
  
    Unidades  2015  2020  2025  2030 
 Consumo final bruto de energías renovables  ktep  4.663,00  5.224,82  7.197,40  8.833,07 
en calefacción y refrigeración 
 Producción de energía renovable.  ktep  8.642,00  10.207,79  15.784,39  21.791,55 
 Consumo final bruto de energías renovables en el transporte  ktep  176,00  2.347,79  2.401,14  2.111,15 
 Total del consumo final bruto de energías renovables  ktep  13.481,00  17.780,40  25.382,92  32.735,77 
 Cuota de biocombustibles a partir de cultivos alimentarios  %     6,95%  6,83%  6,83% 
 Cuota de biocombustibles avanzados  %     1,44%  3,24%  5,35% 
  3. Indicadores relativos a las emisiones y la absorción de GEI 
Emisiones de GEI por sector  
1 (RCDE, Reglamento sobre el reparto del esfuerzo y UTCUTS)  teq.CO2  335.809.458  319.312.134  262. 675.262  221.843.892 
 Emisiones RCDE (en el ámbitos RCDE de 2013)  teq.CO2  139.751.465  122.914.869  88.834.184  78.940.475 
 Reglamento sobre el reparto del esfuerzo (en el ámbitos de 2013)  teq.CO2  196.057.993  196.397.266  173.837.904  142.896.872 
 U(cTonCtUabTiSli z ado de acuerdo con los requisitos de la legislación de la UE)  teq.CO2  -44.097.664  -41.423.989  -39.750.945  -36.021.456 
Please use for reporting on GHG emissions by IPCC sector and gas the same 
2 Epmeritsiinoennetse d, dee GsEgIlo psoard soe ecnto Rr CdDeEl  IyP CRCR Ey) p or gas (cuando sea  teq.CO2  exImcepl lteemmepnltaitneg a Rse ugsuelda tfioorn r (eEpUo)r 7ti4n9g/ o2n0 1A4n (nIePxA rXtIiIc tleo2 C3o_mtambliess1i)o, n  
next due 15/3/2019. It is provided as separate file. 
  Transformación, energía primaria e intercambios  teq.CO2  16.796.815  17.944.056  17.332.355  16.313.056 
  Agricultura  teq.CO2  34.532.980  34.628.465  32.302.027  29.975.278 
  Generación Eléctrica  teq.CO2  74.050.523  56.621.874  26.496.741  20.603.033 
  Industria (combustión)  teq.CO2  40.462.329  37.736.277  33.293.382  30.461.845 
  Industria (procesos)  teq.CO2  21.036.000  21.147.212  20.655.754  20.016.856 
  Residencial  teq.CO2  17.212.310  16.914.000  13.928.560  10.601.375 
  Terciario  teq.CO2  10.923.001  11.550.232  9.835.458  7.795.215 
  Transporte  teq.CO2  83.197.462  87.057.663  77.650.530  59.875.489 
3 Intensidad de carbón de la economía general  teq.CO2/PIB  313,633  261,014  196,942  156,079 
(Millones EUR) 
4 Indicadores relacionados con las emisiones de CO2  teq.CO2/MWh             
a Intensidad de carbono de la producción de electricidad y vapor  teq.CO2/MWh  0,264  0,201  0,086  0,059 
b Intensidad de carbono de la demanda de energía final por sector  teq.CO2/tep  4,188  3,701  3,218  3,016 
  Industria  teq.CO2/tep  3,254  2,978  2,744  2,579 
  Residencial  teq.CO2/tep  1,157  1,148  1,024  0,855 
  Terciario  teq.CO2/tep  1,038  1,019  0,926  0,793 
   TTrraannssppoorrttee  ddee  pmaesracjaenrocsía s  tteeqq..CCOO22//tteepp     2,315  2,222  2,060 
5 Parámetros relacionados con las emisiones distintas de las de CO2               
a Ganado  1000 heads             
  Vacuno de leche  1000 heads  848,7  816,2  797,7  779,3 
  Vacuno distinto del de leche  1000 heads  5.359,8  5.557,6  5.562,7  5.567,7 
  Porcino  1000 heads  27.677,9  29.228,0  30.279,7  31.331,4 
  Ovino  1000 heads  16.026,4  15.159,6  14.155,4  13.151,2 
  Aves de corral  1000 heads  127.143,1  131.016,3  131.260,2  131.504,2 
Aportaciones de nitrógeno 
b  kt nitrógeno  1.068  1.000  970  940 
resultante de la aplicación de abonos sintéticos 
c Aportaciones de nitrógeno resultante de la aplicación de estiércol  kt nitrógeno  670  691  665  641 
d Nitrógeno fijado por cultivos fijadores de nitrógeno  kt nitrógeno  NE  NE  NE  NE 
e Nitrógeno en residuos de cultivos que retornan a los suelos  kt nitrógeno  120  123  126  129 
f Área de suelos orgánicos cultivados  hectáreas  NO  NO  NO  NO 
g Generación de residuos sólidos urbanos (RSU)  t  21.158.000  21.754.011  20.786.549  19.819.088 
h Residuos sólidos urbanos (RSU) depositados en vertederos  t  12.129.000  9.789.305  7.074.752  4.360.199 
i Proporción de CH4 recuperado  %  18,0%  18,0%  20,0%  20,0% 
del total de CH4 generado en los vertederos 
   
  Todos los parámetros y variables marcadas en verde: 
Ya se solicitan actualmente bajo la legislación vigente (MMR, RES Directive o Directiva de Eficiencia Energética)  
  Todos los parámetros y variables marcadas en rojo: 
Deberán proporcionarse considerando los resultados de las herramientas complementarias como modelos estándar del sistema energético. 
  Todos los parámetros y variables marcadas en naranja: 
Se corresponden con indicadores que deben de ser calcularos con parámetros y variables ya disponibles en el fichero Excel facilitado 
N.A. No aplica. No han sido utilizados.    N.D. No disponible. 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
   
  291  
  
A.7.3  Tablas Anexo V, Monitoring Mechanism Regulation (MMR) 
Tabla A.55. Emisiones de gases de efecto invernadero por gas 
(desglosado en RCDE UE y sectores de reparto del esfuerzo) 
   Submission Year  2019 
 
MS (Estado miembro)  ES 
Category (1,3) Scenario 
2015  2020  2025  2030 
(WEM, WAM, WOM) 
CO2 (kt)  CO2 (kt)  CO2 (kt)  CO2 (kt) 
Total excluding LULUCF WEM     271.727,20                       262.425,61    245.670,61  236.857,92 
Total including LULUCF WEM     229.210,44                      226.740,88    212.755,86  204.883,02 
Total excluding LULUCF WAM     271.727,20                      257.500,82    207.462,64  173.401,22 
Total including LULUCF WAM     227.124,15                       215.673,58    167.317,18  136.993,37 
   N2O (kt)  N2O (kt)  N2O (kt)  N2O (kt) 
Total excluding LULUCF WEM          56,21        56,37    56,64  57,01 
Total including LULUCF WEM          57,30         57,18    57,42  57,76 
Total excluding LULUCF WAM          56,21        56,32    53,98  51,94 
Total including LULUCF WAM          57,30         57,13    54,76  52,69 
   CH4 (kt)  CH4 (kt)  CH4 (kt)  CH4 (kt) 
Total excluding LULUCF WEM     1.486,38              1.475,67            1.440,08    1.400,20 
Total including LULUCF WEM     1.493,60              1.482,19            1.446,59    1.406,72 
Total excluding LULUCF WAM     1.486,38              1.466,75             1.314,96                1.152,93   
Total including LULUCF WAM     1.493,60              1.473,26             1.321,47                1.159,44   
   HFC (kt CO2e)  HFC (kt CO2e)  HFC (kt CO2e)  HFC (kt CO2e) 
Total excluding LULUCF WEM     9.856,11             8.007,08            5.873,90                3.740,73   
Total including LULUCF WEM     9.856,11             8.007,08            5.873,90                3.740,73   
Total excluding LULUCF WAM     9.856,11             8.007,08            5.873,90                3.740,73   
Total including LULUCF WAM     9.856,11             8.007,08            5.873,90                3.740,73   
   PFC (kt CO2e)  PFC (kt CO2e)  PFC (kt CO2e)  PFC (kt CO2e) 
Total excluding LULUCF WEM          94,01        97,76       102,47       105,66   
Total including LULUCF WEM          94,01        97,76       102,47       105,66   
Total excluding LULUCF WAM          94,01        97,76       102,47       105,66   
Total including LULUCF WAM          94,01        97,76       102,47       105,66   
   SF6 (kt CO2e)  SF6 (kt CO2e)  SF6 (kt CO2e)  SF6 (kt CO2e) 
Total excluding LULUCF WEM        221,75    254,71  275,33  295,94 
Total including LULUCF WEM        221,75    254,71  275,33  295,94 
Total excluding LULUCF WAM        221,75    254,71  275,33  295,94 
Total including LULUCF WAM        221,75    254,71  275,33  295,94 
   NF3 (kt CO2e)  NF3 (kt CO2e)  NF3 (kt CO2e)  NF3 (kt CO2e) 
Total excluding LULUCF WEM  NA  NA  NA  NA 
Total including LULUCF WEM  NA  NA  NA  NA 
Total excluding LULUCF WAM  NA  NA  NA  NA 
Total including LULUCF WAM  NA  NA  NA  NA 
   Total GHGs (ktCO2e)  Total GHGs (ktCO2e)  Total GHGs (ktCO2e)  Total GHGs (ktCO2e) 
Total excluding LULUCF WEM         335.809,46          324.475,53                304.804,13    292.993,63 
Total including LULUCF WEM         293.798,08           289.194,05               272.283,92    261.405,13 
Total excluding LULUCF WAM         335.809,46            319.312,13    262.675,26  221.843,89 
Total including LULUCF WAM         291.711,79           277.888,15    222.924,32  185.822,44 
   Total ETS GHGs (ktCO2e)  Total ETS GHGs (ktCO2e)  Total ETS GHGs (ktCO2e)  Total ETS GHGs (ktCO2e) 
Total excluding LULUCF WEM        137.270,03              122.025,21              106.369,61    103.065,29 
Total including LULUCF WEM        137.270,03              122.025,21              106.369,61    103.065,29 
Total excluding LULUCF WAM        137.270,03              119.769,68               85.569,52               75.650,07   
Total including LULUCF WAM        137.270,03              119.769,68               85.569,52               75.650,07   
   Total ESD GHGs (ktCO2e)  Total ESD GHGs (ktCO2e)  Total ESD GHGs (ktCO2e)  Total ESD GHGs (ktCO2e) 
Total excluding LULUCF WEM    196.057,99             199.306,87              195.018,14    186.299,04 
Total including LULUCF WEM    196.057,99             199.306,87              195.018,14    186.299,04  e
Total excluding LULUCF WAM    196.057,99             196.397,27    173.841,08  142.903,42  o
Total including LULUCF WAM    196.057,99             196.397,27    173.841,08  142.903,42  w.
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019  06ww
  292  
  
 
ANEXO B. MODELOS 
 
B.1. MODELADO DEL SISTEMA ENERGÉTICO
El modelado del sistema energético para el PNIEC 2021-2030 se ha realizado con la herramienta 
TIMES-Sinergia (Sistema Integrado para el Estudio de la Energía) de la Dirección General de 
Política Energética y Minas. Adicionalmente, se han utilizado modelos de orden superior para 
determinar los efectos de una elevada penetración de energías renovables en el sistema 
eléctrico, con el objeto de hacer los resultados compatibles con una adecuada seguridad de 
suministro. El otro modelo utilizado, que se describirá más adelante en este epígrafe, ha sido el 
modelo de REE. 
Figura B.1. Metodología 
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Mientras que TIMES-Sinergia abarca el sistema energético íntegramente, los otros modelos 
complementarios están dedicados específicamente a la representación del sistema eléctrico. 
Además, incluyen de- terminadas características del sistema eléctrico que no están capturadas 
por el modelo TIMES-Sinergia, como son la inclusión de periodos horarios para la generación 
eléctrica y la incorporación de las restricciones técnicas de las unidades de generación del 
sistema. 
El uso conjunto de todos los modelos permite evaluar las necesidades de respaldo, el 
intercambio de energía en las interconexiones, así como otras cuestiones técnicas resultado de 
la integración de elevadas aportaciones de energías renovables en el sistema eléctrico, tales 
como los vertidos, o ajustes en la generación convencional de ciclo combinado. En la figura se 
representa la interacción bidireccional existente entre el modelo del sistema energético TIMES-
Sinergia y el modelo de REE. Según se muestra los resultados del parque de generación en lo 
referente a potencia instalada y generación de cada tecnología, junto con las salidas de demanda 
eléctrica obtenidas en el modelo TIMES-Sinergia han sido evaluadas por el modelo de REE.  e.
Posteriormente,  las  salidas  de  este  modelo  han  determinado  los  requerimientos  de  w.
fpuonsctieornioarmmieenntteo  lodse rl epsualrtqaudeo sd een  TgIeMneErSa-Sciiónne rgcioan. Cveonnc eiosntea le jye rcdieci ol asse  itnecconroploorgaíans e, ni netle mgroadnedloo   2021-5106n https://ww
293

 
general del sistema energético, las restricciones técnicas contempladas en el modelo específico 
de generación eléctrica. 
B.1.1. Modelo TIMES-Sinergia de la DGPEM 
En la elaboración del PNIEC se ha utilizado la herramienta TIMES (The Integrated MARKAL-EFOM 
System) para realizar el análisis del sistema energético y su prospectiva. TIMES ha sido 
desarrollado por la Agencia Internacional de la Energía, en el marco del programa ETSAP (Energy 
Technology  Systems  Analysis  Program)  de  desarrollo  de  análisis  energéticos  y 
medioambientales. 
TIMES ha sido utilizado para modelar el sistema energético en más de 60 países y es una 
herramienta ampliamente utilizada a nivel europeo, como, por ejemplo, en Italia, Portugal, 
Finlandia o Noruega. 
En el caso español, el modelo TIMES-Spain fue desarrollado por el Centro de Investigaciones 
Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (CIEMAT) tomando como año base el 2005. 
Desde la Dirección General de Política Energética y Minas (DGPEM), dependiente de la 
Secretaría de Estado de Energía del MITECO se han realizado los trabajos necesarios para 
emplear TIMES como herramienta de prospectiva y análisis energético en la elaboración del 
PNIEC, adaptando TIMES-Spain. El nuevo modelo ha recibido el nombre de TIMES-Sinergia 
(Sistema Integrado para el Estudio de la Energía). 
TIMES es un generador de modelos matemáticos de tipo bottom-up. Esto significa que el modelo 
parte de cada una de las componentes del sistema energético para, posteriormente, obtener los 
datos  a  nivel  agregado.  El  generador  de  modelos  TIMES  combina  dos  enfoques 
complementarios, uno técnico y otro económico. Está basado en la optimización lineal del 
sistema energético, buscando una solución bajo el principio de mínimo coste. 
Tiene una detallada caracterización de las tecnologías energéticas y de demandas de servicios 
energéticos como, por ejemplo, pasajeros-km para el sector transporte, o producción en 
toneladas para los sectores industriales. Para los distintos escenarios planteados en el modelo, 
TIMES cubre la demanda de servicios energéticos mediante la combinación de decisiones 
operativas y de inversión, minimizando el coste del sistema energético a lo largo del horizonte 
analizado. 
Algunos de los resultados del modelo más relevantes son los consumos y producciones de bienes 
y servicios energéticos, flujos, o precios y costes de los bienes energéticos. Además, proporciona 
emisiones de GEI y contaminantes del aire, siendo, por tanto, adecuado no solo para el estudio 
del sistema energético, sino de manera integrada para el análisis de políticas medioambientales. 
    w.
294

 
 
En la figura se muestran las entradas y salidas del modelo TIMES-Sinergia, donde se aprecia que, 
partiendo de parámetros de demanda de servicios, precios energéticos y disponibilidades de 
recurso, el modelo determina la capacidad a instalar, energía consumida, emisiones y los precios 
de los procesos. 
Figura B.2. Esquema de entradas y salidas de TIMES - Sinergia 
   
Fuente: Agencia Internacional de la Energía 
295

 
Estructura del modelo TIMES-Sinergia 
El modelo utiliza una detallada base de datos que permite la definición del sistema energético 
actual y futuro, mediante el modelado de los distintos sectores relacionados con el consumo de 
energía. De esta forma, se caracteriza la estructura energética nacional mediante: 
Definición del año base. Incluye todas las variables, productos energéticos, así como sus 
flujos energéticos para el año 2016. De esta manera se introducen datos históricos reales 
que caracterizan el sistema energético nacional. En esta definición se incluyen datos de 
consumo primario, final y sector de transformación. Asimismo, se modelan todas las 
tecnologías existentes, con sus características, de todos y cada uno de los sectores 
económicos, generación de electricidad, industria, transporte, residencial, servicios, 
agricultura y otros. 
Proyecciones de la demanda. Adicionalmente, se incluyen las demandas futuras de los 
servicios energéticos, precios y productos de las variables de entrada del modelo. Estos 
datos permiten implementar escenarios futuros para su posterior análisis energético. 
Los parámetros que caracterizan las tecnologías, tanto existentes como futuras, son su 
eficiencia; el factor de utilización, que refleja las horas promedio de uso de cada 
tecnología respecto del total anual; el parque existente; la vida útil; y los costes de 
inversión, operación y mantenimiento. 
Nuevas tecnologías y procesos. El modelo considera, asimismo, las distintas alternativas 
para suplir las demandas futuras. Para ello, se dispone de una amplia base de datos que 
incluye una cartera de tecnologías futuras. Estas nuevas tecnologías entrarán en el 
sistema energético, sustituyendo a las actuales al final de su vida útil, o mediante la 
implementación de otros supuestos, medioambientales o técnicos, para su sustitución. 
Restricciones. Permiten incorporar en el modelo el efecto de políticas y medidas, 
restricciones ambientales o físicas, así como otros condicionantes en las proyecciones. 
Escenarios. Permiten representar distintas instantáneas del sistema energético para su 
posterior análisis. Mediante el estudio de distintos escenarios, se podrán analizar distintas 
alternativas de evolución futura y evaluar la influencia de las distintas políticas energéticas 
adoptadas. 
   
296

A continuación, se puede ver un esquema con la estructura de datos de TIMES-Sinergia. 
 
Figura B.3. Estructura de datos de TIMES-Sinergia 
 
Fuente: Agencia Internacional de la Energía 
En la siguiente figura pueden verse los distintos parámetros que caracterizan las tecnologías. 
Figura B.4. Parámetros que caracterizan las tecnologías en TIMES-Sinergia 
Fuente: Agencia Internacional de la Energía 
En TIMES-Sinergia se han considerado dos tipos de escenarios: el sistema energético de 
referencia o Escenario Tendencial y el Escenario Objetivo. En el Escenario Tendencial se plantea 
   
la evolución del sector energético nacional en el caso de que no se implementaran las políticas 
y medidas que se proponen en el PNIEC. El Escenario Objetivo, plantea la misma evolución, pero 
para el caso en el que se cumplen las políticas y medidas propuestas para alcanzar los objetivos. 
297
  Bc
 
Modelado general 
Resolución espacial y temporal en TIMES-Sinergia 
El modelo TIMES-Sinergia se compone de una única región, correspondiente a España. El 
horizonte analizado parte de 2016, definido como año base. Además, se utilizan los datos 
históricos del año 2017 para calibrar el modelo y después en periodos de 5 años, los años 2020 
a 2040. 
TIMES Sinergia refleja la variabilidad de las demandas a lo largo del año y el día mediante franjas 
horarias (“Time Slices”), con ello es posible simular la forma de la demanda eléctrica, así como 
las  curvas  de  producción  de  las  energías  renovables.  Dichos  periodos  temporales  se 
corresponden con las diferentes estaciones del año (primavera-R, verano-S, otoño-F, invierno-
W), subdividiendo estas a su vez en tramos: día-D, noche-N, pico-P (coincidiendo con las horas 
de mayor demanda eléctrica en cada estación) y valle-V (incluye las horas con menor demanda 
eléctrica). 
De este modo, la estructura temporal de cada año queda dividida en dieciséis franjas horarias, 
siendo por ejemplo una de ellas, verano y noche. Estas divisiones temporales se utilizan tanto 
para modelar las demandas de tecnologías energéticas como para representar los perfiles de 
generación. 
Tabla B.1. Periodos temporales. Distribución anual 
Fracción del 
Estaciones  Nº de días  DD/MM 
año 
R  92  0.25  21/03-20/06 
S  92  0.25  21/06-20/09 
F  91  0.25  21/09-20/12 
W  90  0.25  21/12-20/03 
Fuente: Agencia Internacional de la Energía 
Tabla B.2. Periodos temporales. Distribución diaria del número de horas 
  D  P  N  V 
R  10  3  5  6 
S  10  3  5  6 
F  10  3  5  6 
W  10  3  5  6 
Fuente: Agencia Internacional de la Energía 
Tabla B.3. Periodos temporales. Franjas horarias 
  D  P  N  V 
09:00-11:00  22:00-00:00 
R  12:00-14:00  01:00-06:00 
15:00-21:00  07:00-08:00 
09:00-11:00  22:00-00:00 
S  12:00-14:00  01:00-06:00 
15:00-21:00  07:00-08:00 
22:00-00:00 
F  09:00-18:00  19:00-21:00  01:00-06:00 
07:00-08:00 
22:00-00:00 
W  09:00-18:00  19:00-21:00  07:00-08:00  01:00-06:00  es
Fuente: Agencia Internacional de la Energía  oe.
    06ww
298

 
Estimación de las emisiones 
Las emisiones de los sectores energéticos, tanto derivadas de la combustión (actividad CRF 1A), 
como las emisiones fugitivas (actividad CRF 1B), así como las emisiones derivadas de los 
procesos industriales (actividades CRF 2A, B y C) se han realizado haciendo uso de las variables 
de actividad proyectadas como resultado de los escenarios generados por el modelo TIMES-
Sinergia. 
De forma complementaria las emisiones del resto de sectores no energéticos (agricultura (CRF 
3), residuos (CRF 5) y uso de productos (CRF 2D-2H)) y las emisiones y absorciones ligadas a los 
usos del suelo, cambios de usos del suelo y bosques (LULUCF-CRF 4) se han proyectado, caso por 
caso, según previsiones nacionales de las principales variables de actividad representativas de 
cada sector. 
Sobre las proyecciones de las variables de actividad se han estimado las emisiones y, en su caso, 
absorciones para cada uno de los GEI aplicando metodologías de cálculo similares a las 
implementadas en el Inventario Nacional de Emisiones y coherentes con las directrices 
metodológicas internacionales. La edición 2018 del Inventario Nacional de Emisiones de Gases 
de Efecto Invernadero, correspondiente a la serie 1990-2016, se ha utilizado como referencia 
para el cálculo de las emisiones proyectadas. 
Las estimaciones de emisiones proyectadas se han realizado de forma conjunta y coherente 
tanto para los GEI (CO , CH, NO y gases fluorados), como para las emisiones de contaminantes 
2 4 2
atmosféricos asociadas (NH, COVNM, PM2.5, SOx, NOx y CO) que se incluirán en el Programa 
3
de Control de la Contaminación Atmosférica. 
El año de referencia de la serie proyectada es el año reportado 2016. La cobertura geográfica 
utilizada ha sido única para todo el territorio nacional, asumiendo características y parámetros 
promedio. Se han utilizado datos históricos del Inventario Nacional de Emisiones (1990-2016) 
para el análisis de las tendencias de las emisiones y de los factores de emisión (directos e 
implícitos). El horizonte temporal proyectado ha sido 2017-2040 con periodos temporales 
anuales. Como directrices metodológicas de referencia se han utilizado, al igual que en el 
Inventario Nacional de Emisiones, las Directrices IPCC 2006 y las Guías Metodológicas EMEP/EEA 
2016. 
Datos de partida e hipótesis macroeconómicas 
La base de datos sobre la que se sustenta el modelo TIMES-Sinergia se nutre de diversas fuentes. 
Para los datos históricos, en el caso de las variables energéticas, se parte de los balances 
energéticos publicados por Eurostat, que, a su vez, son elaborados a partir de los datos 
proporcionados por el sistema estadístico nacional. Por su parte, en los datos de producciones 
y consumos energéticos históricos del sector industrial, se han utilizado estadísticas de la 
Administración  General  del  Estado,  disponibles  en  el  Sistema  Español  de  Inventario  de 
Emisiones. 
Adicionalmente, para diseñar los escenarios futuros, se realizan proyecciones de las demandas  es
de servicios energéticos de uso final. Para ello, se parte de variables macroeconómicas tales  bo
como el PIB, el PIB per cápita o número de hogares, determinando la elasticidad o relación de  06ww
llaass  dperomyaencdciaosn dees  sdeer veivcoiolus ceinóenr dgeélt iPcIoBs  sceo nd eetsetarms vinaarina bloles sv malaocreros edceo neóntmraicdaas .d Peol rm úoltdimeloo, p uasraan ldaos 
299

 
demandas de servicios energéticos en los periodos temporales futuros, considerando tanto la 
evolución de las variables macroeconómicas como las elasticidades de éstas con las demandas. 
Los precios de los derechos de emisión de CO sujetos al sistema ETS85 europeo, así como de 
2 
los principales vectores energéticos (carbón, gas y crudo de petróleo) son los recomendados por 
la Comisión Europea para el desarrollo de los Planes. 
Modelado sectorial 
TIMES representa cada uno de los sectores consumidores de energía para, agregando sus 
demandas, determinar las necesidades de energía primaria y final, y caracterizar las demandas 
de generación eléctrica y las necesidades de producción del sector de transformación de 
energía. 
Sector residencial, servicios y otros 
El sector residencial, servicios y otros incluye la cobertura de las demandas del sector 
residencial, que comprende las necesidades energéticas en el ámbito doméstico, y los sectores 
servicios y otros, que incluye las demandas de servicios energéticos con origen en edificios con 
actividad económica pública y privada (comerciales, sanitarios, públicos, centros de trabajo, 
entre otros), así como el sector otros, que representa los sectores de actividad económica no 
comprendidos en el resto de desagregaciones de TIMES-Sinergia, y que está modelado de 
manera agregada. 
Los sectores residencial y servicios descomponen sus demandas de servicios energéticos según 
los usos de energía final, incluyendo las categorías de demanda de calefacción, refrigeración, 
iluminación, agua caliente, cocinas y equipos eléctricos y electrónicos diversos (línea blanca, 
línea marrón y otros propios del uso de cada edificio). Adicionalmente, se incluyen las demandas 
en alumbrado público. 
Para el sector residencial, se incluyen tres tipos de viviendas: vivienda unifamiliar, vivienda 
plurifamiliar con sistemas colectivos de calefacción y/o agua caliente sanitaria y viviendas 
plurifamiliares con sistemas de calefacción y/o agua caliente sanitaria individuales. Se diferencia 
también entre viviendas existentes y de nueva construcción o rehabilitadas. De este modo se 
reflejan las diferencias en los patrones de consumos energéticos para los distintos tipos 
edificatorios considerados, así como la diversidad de tecnologías instaladas en cada tipología. 
En el caso del sector servicios no se hace distinción según el tipo de edificio o uso. Las tecnologías 
modeladas son análogas a las del sector residencial, aunque de mayor escala. 
Las tecnologías modeladas en los sectores residencial y servicios se detallan a continuación, 
clasificándolas en función de la cobertura del servicio energético correspondiente: 
a) Calefacción. Se han incluido, estufas, convectores, chimeneas, paneles solares y bombas 
de calor. A su vez estas tecnologías están divididas en función del combustible o fuente 
de energía empleada (carbón, propano, gasóleo, gas, solar, electricidad, geotermia, 
aerotermia, hidrotermia o generación de calor renovable).  e.e
 8 5   E  T S  :   E m   i s  s i o  n   T  r a  d  i n  g   S  c h  e  m   e   o    S  is  t e   ma de Comercio de Emisiones.
300

 
b) Refrigeración.  Se  han  modelado  bombas  de  calor  aerotérmicas,  geotérmicas  e 
hidrotérmicas, máquinas de absorción y frío solar. 
c) ACS (Agua Caliente Sanitaria). El modelo comprende calderas mixtas, calentadores, 
termos y bombas de calor. Existen distintas tecnologías de cada tipo en función del 
combustible o fuente de energía empleada (carbón, propano, gasóleo, gas, solar, 
electricidad, geotermia, aerotermia, hidrotermia o generación de calor renovable). 
d) Iluminación en edificios y alumbrado público. Se utilizan lámparas incandescentes, 
halógenas, LED y fluorescentes. 
e) Cocinas. En el sector residencial comprende tecnologías que funcionan con distintos 
combustibles (leña, carbón, gas, propano o butano y electricidad). Por su parte, en el caso 
del sector servicios se incluye una tecnología genérica denominada “equipamiento de 
cocinas” que contempla una variedad de equipos empleados en cocinas del sector 
servicios como las propias cocinas, pero también hornos, vaporeras, mesas calientes, 
entre otros. 
Además,  algunas  tecnologías  señaladas  anteriormente,  cubren  simultáneamente  varias 
demandas de servicios energéticos. Este es el caso de las calderas de gas que se utilizan tanto 
para las demandas de calefacción como de agua caliente sanitaria, como las bombas de calor, 
que pueden ser usadas para calefacción y refrigeración, y que adicionalmente podrían suplir las 
demandas de agua caliente sanitaria. 
Cada una de las tecnologías indicadas está caracterizada por una serie de parámetros que se 
detallan a continuación. Estos parámetros configuran el desempeño energético de las mismas: 
Eficiencia. Su evolución a lo largo del tiempo se define mediante curvas de aprendizaje de 
manera que se contemplan las sendas de mejora de la eficiencia a lo largo de los periodos 
considerados. 
El factor de disponibilidad, dado por una ratio que refleja las horas promedio de uso de 
cada tecnología respecto del total anual. 
El parque existente que caracteriza el número de unidades de cada tecnología. 
La vida útil de cada tecnología. 
Los costes. Incluye tanto los costes de inversión para las nuevas tecnologías, como los de 
operación y mantenimiento para tecnologías nuevas y existentes. 
Además de lo anterior, en el sector residencial los equipos englobados en las categorías de línea 
blanca y línea marrón se han modelado de manera agregada. De manera análoga, se ha realizado 
esta aproximación para otros usos propios asociados al uso del edificio en el sector servicios. 
Los datos e hipótesis de partida del sector residencial, servicios y otros con mayor influencia en 
los resultados del modelo vienen derivados del cambio en el número de hogares, tanto 
existentes, como de nueva construcción; o la superficie edificada en el sector servicios, tanto  e.
existente, como nueva o reformada.  w.
301

 
Sector transporte 
El sector transporte es un sector consumidor de energía que agrupa las demandas de servicios 
energéticos de movilidad, tanto de personas como de mercancías. Estas demandas de servicios 
se expresan en millones de pasajeros·km o millones de toneladas·km para las distintas 
modalidades de transporte: carretera, ferrocarril, marítimo y aéreo. 
Dentro del modelo TIMES-Sinergia se pueden distinguir diferentes categorías de vehículos para 
cubrir estas demandas de servicios energéticos. A su vez dentro de estas categorías se 
diferencian cada uno de los vehículos según el tipo de combustible que utiliza, siendo estos, gas, 
electricidad, diésel, gasolina, biocombustibles, gas natural comprimido o licuado. En particular, 
se ha contemplado la mezcla de biocarburantes con combustibles fósiles tradicionales. 
A continuación, se detallan los diferentes tipos de vehículos según la demanda de servicios 
energéticos que satisfacen, comprendiendo tanto las tecnologías existentes como las futuras: 
a) Transporte por carretera. Incluye los diversos tipos de transporte de mercancías y 
personas: 
Turismos. La demanda está dividida en corta y larga distancia. 
Motocicletas y cuadriciclos. Se asume que participan fundamentalmente en la 
demanda de corta distancia. 
Autobuses. Se han modelado autobuses urbanos e interurbanos. 
Carga pesada (Camiones). Incluye vehículos de más de 3,5 toneladas que cubren la 
demanda de transporte de mercancías. 
Carga ligera (Furgonetas). Comprende los vehículos de menos de 3,5 toneladas de 
carga utilizados fundamentalmente para el transporte de mercancías en distancias 
cortas (entorno urbano). 
b) Transporte de ferrocarril. Incluye los vehículos que se desplazan por raíl propulsados por 
electricidad o diésel. 
Trenes de pasajeros. Comprende los trenes de larga y media distancia, además de los 
trenes de cercanías. 
Trenes de mercancías. 
Metros y tranvías. Todos los vehículos son eléctricos y satisfacen la demanda de 
transporte urbano. 
c) Transporte en aviación y navegación. Se modelan de manera agregada las demandas de 
aviación nacional, aviación internacional y navegación. Adicionalmente se incluye la 
energía en “bunkers”. 
Los parámetros que caracterizan el funcionamiento de las tecnologías del sector transporte son: 
Eficiencia. Su evolución a lo largo del tiempo se define mediante curvas de aprendizaje de 
manera que se contemplan las sendas de mejora de la eficiencia a lo largo de los periodos 
considerados.  e.e
El factor de disponibilidad, dado por una ratio que refleja las horas promedio de uso de  06www.
cada tecnología respecto del total anual.
302

 
El factor de actividad, que indica la ratio de ocupación del vehículo, en términos de 
toneladas para los vehículos de mercancías o personas. 
El parque existente que caracteriza el número de unidades de cada tecnología. 
La vida útil de cada tecnología. 
Los costes. Incluye tanto los costes de inversión para las nuevas tecnologías, como los de 
operación y mantenimiento para tecnologías nuevas y existentes. 
Los datos e hipótesis de partida del sector transporte que más influyen en los resultados del 
modelo son la penetración de nuevas tecnologías, especialmente aquéllas que emplean 
combustibles alternativos, así como el mix de biocombustibles en el sector transporte. 
Sector Industrial 
En este sector se determinan las demandas energéticas de uso final a partir de las producciones 
en unidades físicas (toneladas) de los productos de la industria. Para ello se ha dividido en 
subsectores  relevantes  en  términos  de  consumo,  para  los  cuales  se  incluyen  tanto  las 
tecnologías utilizadas en los procesos industriales, como las demandas relativas a cada uno de 
estos procesos, ya sean demandas de calor o eléctricas. Las producciones industriales son una 
entrada  del  modelo  determinadas  por  la  evolución  del  PIB.  Con  este  parámetro 
macroeconómico y la elasticidad que lo relaciona con la producción industrial se determinan las 
producciones sectoriales. 
Los sectores considerados para su modelado individual son: 
Hierro y acero. 
Aluminio, cobre y otros metales no ferrosos. 
Amoníaco, cloro y otros productos químicos. 
Cemento, cal, vidrio y otros minerales no metálicos. 
Papel. 
Adicionalmente, para el resto de sectores industriales se realiza un modelado agregado, 
incluyendo las actividades económicas del sector industrial no recogidas en las clasificaciones 
anteriores. 
La cogeneración se ha incluido en este sector, proporcionando energía de uso final tanto para 
usos térmicos como eléctricos. Se incluyen distintas tecnologías según la fuente energética que 
utilizan, incluyendo carbón, gas de refinería, fuel-oil, gas natural, biomasa, residuos y biogás. 
Cada una de las tecnologías indicadas está caracterizada por una serie de parámetros que se 
detallan a continuación: 
Ratios de producción. Indican la relación existente entre producción de unidades físicas  s
y energía consumida.  oe.
El parque existente.  06ww
303

 
Porcentajes de consumo de combustible. Se utilizan en el caso de tecnologías que 
pueden consumir distintos combustibles. 
Los costes de inversión, operación y mantenimiento. 
Vida útil. 
Eficiencia eléctrica y térmica. 
Coeficiente de reparto entre la energía vertida a la red y el calor producido, para las 
cogeneraciones. 
El factor de disponibilidad, dado por una ratio que refleja las horas promedio de uso de 
cada tecnología respecto del total anual. 
Los datos e hipótesis de partida más relevantes para el sector industrial están relacionadas con 
la evolución de la producción y de los procesos industriales utilizados. 
Sector agricultura 
Comprende agricultura, ganadería, silvicultura y pesca. El sector se incluye en el modelo de 
forma agregada, caracterizado según su perfil de consumo energético para los distintos 
combustibles y energías utilizadas. En estos sectores se modela solo su comportamiento como 
consumidores de energía. 
   
304

 
Sector energía primaria, transformaciones e intercambios 
El sector energía primaria, transformaciones e intercambios, a diferencia de los sectores 
descritos anteriormente, representa las transformaciones energéticas necesarias para convertir 
la energía primaria en energía final, es decir, representa una parte del sector de transformación 
energética, excluyendo el sector de generación eléctrica que está modelado en detalle y descrito 
en el siguiente epígrafe. El sector comprende la producción primaria, es decir, extracción de 
combustibles, crudo de petróleo, gas natural y carbones (hulla, antracita y lignito), así como 
potenciales de generación de fuentes nacionales renovables: biomasa, residuos, calor residual, 
energías hidráulica, eólica, solar y geotérmica. 
Además de esto, se tienen en cuenta las industrias asociadas a la transformación energética o 
producción secundaria de energía que agrupa los hornos de coque, las refinerías, la producción 
de biocarburantes y el transporte de energía eléctrica. 
Asimismo, para abastecerse de energía primaria el sistema considera el abastecimiento 
mediante  importaciones  de  combustibles.  Análogamente,  se  incluyen  las  exportaciones 
realizadas por la región. 
Sector de generación eléctrica 
El modelo parte del parque de generación existente en el año base 2016 y satisface la demanda 
eléctrica del resto de sectores buscando el óptimo económico del global del sistema energético 
en el horizonte considerado. Para ello, instala nueva capacidad de generación en caso necesario, 
teniendo en cuenta todos los costes y características operativas relacionados con las diferentes 
tecnologías consideradas. 
Se han modelado las tecnologías generadoras, tanto existentes como nuevas, definiendo sus 
características:  el  perfil  de  funcionamiento,  horas  máximas  de  funcionamiento  anuales, 
eficiencia, costes de inversión, costes de operación y mantenimiento, vida útil de las tecnologías, 
costes de combustibles, reparto de combustibles por tecnologías, consumos en sistemas 
auxiliares, costes de emisiones, así como la evolución de los mismos en el horizonte considerado. 
Cabe destacar que en TIMES-Sinergia el sistema eléctrico es modelado como un sistema de nudo 
único, incluyendo los territorios no peninsulares, si bien se tienen en cuenta las pérdidas propias 
de la red de trasporte y distribución, así como las diferentes conexiones transfronterizas y el 
incremento de capacidad prevista de las mismas. 
Por último, es necesario establecer una serie de restricciones de contorno, principalmente 
relativas a las características y funcionamiento de las tecnologías de generación, buscando con 
ello aproximar el comportamiento del modelo a la realidad. 
Se han considerado una serie de tecnologías de generación existentes en el año base (2016), así 
como una serie de tecnologías nuevas, que serían aquellas que entrarían en servicio a partir del 
año 2016. 
  e.e
    06ww
305

 
Las tecnologías existentes consideradas se clasifican en: 
Instalaciones de generación convencionales: 
- Nuclear 
- Carbón 
- Ciclo combinado de gas 
- Fuel/Gas (territorios no peninsulares) 
- Residuos sólidos urbanos (RSU) (la mitad de la generación de esta tecnología se 
considera renovable, debido a la fracción biodegradable de los RSU) 
Instalaciones de generación de energías renovables y bombeo: 
- Biomasa 
- Biogás 
- Solar termoeléctrica 
- Solar fotovoltaica 
- Eólica (terrestre y marina) 
- Hidráulica 
- Instalaciones hidráulicas de bombeo 
- Residuos sólidos urbanos (RSU) (la mitad de la generación de esta tecnología se 
considera renovable, debido a la fracción biodegradable de los RSU) 
En relación a las tecnologías nuevas consideradas en el modelo, se ha supuesto que éstas serán 
única y exclusivamente instalaciones de generación de energías renovables y almacenamiento. 
Además de instalaciones nuevas (puestas en servicio después de 2016) de las tecnologías ya 
existentes, se han incluido las siguientes tecnologías, no presentes en el parque de generación 
del año base: 
Tecnologías nuevas de generación con energías renovables y almacenamiento: 
- Solar termoeléctrica con más de 9 horas de almacenamiento 
- Baterías con 2 horas de almacenamiento 
- Tecnologías de energías del mar 
- Geotermia 
    s
306

 
Los parámetros que caracterizan las tecnologías de generación eléctrica son: 
Perfiles de funcionamiento 
Las diferentes tecnologías de generación tienen un perfil de funcionamiento definido a través 
del factor de disponibilidad. Éste se expresa en tanto por uno y pone en relación las horas en 
que la tecnología está disponible durante un periodo con la totalidad de las horas de dicho 
periodo. 
En TIMES-Sinergia, el factor de disponibilidad indicado para cada tecnología se corresponde con 
un límite superior referido a las máximas horas de funcionamiento de cada tecnología durante 
el periodo considerado, por lo tanto, hace referencia más a un factor máximo de utilización de 
la misma, que no a la disponibilidad. 
En TIMES-Sinergia se definen los siguientes tipos de factores de disponibilidad: 
Factor de disponibilidad anual: este factor anual, expresado en tanto por uno, indica la 
relación existente entre las horas máximas de funcionamiento de la tecnología en un año 
y las horas totales anuales. 
Factor de disponibilidad por período (time slice): este factor por período, también 
expresado en tanto por uno, indica la relación existente entre las horas máximas de 
funcionamiento de la tecnología en un período determinado y las horas totales de ese 
mismo período. 
La definición de los factores de disponibilidad por periodo temporal es especialmente relevante 
para el caso de las tecnologías de generación de energías renovables, que presentarán una 
mayor o menor disponibilidad según la propia disponibilidad del recurso renovable que utilicen 
como fuente de energía. Así, habrá tecnologías que presenten una menor disponibilidad en 
horas en las que la demanda eléctrica sea elevada, y otras, por el contrario, en las que coincida 
su mayor disponibilidad con las horas de demanda punta, dependiendo de la estación del año y 
del período considerado. 
En el caso de las tecnologías de generación convencionales los factores de disponibilidad por 
período suelen ser constantes, aportando información, en este caso, de las horas en las que la 
tecnología deja de estar disponible por actividades de mantenimiento, restricciones técnicas, u 
otras causas ajenas a la disponibilidad del recurso. 
Eficiencia 
Los datos de eficiencia de las instalaciones de generación térmicas, tanto convencionales como 
de  energías  renovables  se  han  obtenido  a  partir  de  los  datos  reportados  a  Eurostat, 
considerándose constantes durante todo el horizonte. No se tienen en consideración las 
posibles disminuciones de rendimiento a lo largo del mismo. En aquellas tecnologías en las que 
se consume más de un combustible, se indica una eficiencia para cada combustible. 
Para las tecnologías nuevas, no presentes en el parque de generación del año base se han 
considerado las eficiencias facilitadas por el Joint Research Centre (JRC).  e.
En el caso de las tecnologías de generación con energías renovables (solar fotovoltaica, eólica,  06ww
h10id0r%áu. lica exceptuando el bombeo y energías del mar) se ha considerado una eficiencia igual al
307

 
Costes de inversión, operación y mantenimiento 
Otro de los parámetros que define las tecnologías de generación es el coste, que a su vez se 
divide en costes de inversión (solo para nuevas instalaciones), costes fijos de operación y 
mantenimiento y costes variables de operación y mantenimiento, así como su variación a lo 
largo del horizonte contemplado. Estos costes no incluyen costes asociados a impuestos, peajes, 
combustibles, etc. 
Vida útil 
La vida útil considerada para instalaciones de generación a partir de energías renovables es la 
establecida en la Orden 1045/2014, de 16 de junio, por la que se aprueban los parámetros 
retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de 
energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, con las 
siguientes excepciones: 
Para la nueva potencia eólica instalada se considera una vida útil de 25 años, tanto para 
las instalaciones terrestres como en el medio marino. 
Para el caso de las instalaciones hidráulicas se considera la extensión de la vida útil en 
todo el horizonte. 
Para las instalaciones de tecnologías no renovables se han tenido en consideración los siguientes 
criterios: 
Nuclear: en el Escenario Tendencial se considera la extensión de la vida útil de estas 
centrales en todo el horizonte contemplado. En el Escenario Objetivo se considera un 
cierre ordenado y progresivo de la capacidad instalada de esta tecnología. 
Carbón: las centrales térmicas de carbón que hayan realizado los trabajos necesarios para 
su adaptación a la normativa europea en materia de emisiones para el año 2020 (en torno 
a 4,53 GW) continuarán operativas hasta el año 2030. 
Ciclo combinado de gas: se considera una vida útil de 40 años. 
Fuel/Gas (territorios no peninsulares): Se considera que la capacidad instalada en el año 
2016 de las centrales de fuel/gas se verá reducida a la mitad en el año 2030. 
En relación con la vida útil y descenso de capacidad de generación de las distintas tecnologías 
presentes en el parque de generación del año base (2016), para establecer el cierre de las 
instalaciones del citado parque de generación, se ha tenido en cuenta la fecha de puesta en 
servicio de las mismas, para reflejar un descenso de la capacidad acorde a su vida útil. Así, la 
capacidad de las diferentes tecnologías existentes consideradas se verá reducida de manera 
progresiva (según su puesta en servicio), siendo sustituida, en caso necesario, por capacidad de 
generación de tecnologías nuevas disponibles en el sistema a partir del año 2016. 
Consumos en generación 
Los consumos en generación representan los consumos auxiliares de las diferentes tecnologías.  e.
Éstos se han introducido en el modelo TIMES-Sinergia como un porcentaje del total de energía  w.
eléctrica producida por cada tipo de tecnología.  06ww
  
308

 
Pérdidas en la red de transporte y distribución 
Como se ha comentado anteriormente, el modelo simplifica la red del sistema eléctrico, 
considerándolo como un nudo único, si bien, se establecen unas eficiencias asociadas a dicha 
red, permitiendo modelizar las pérdidas existentes tanto en el transporte y distribución de la 
electricidad en redes de alta, media y baja tensión, como las pérdidas asociadas a los procesos 
de transformación de alta a media tensión y de media a baja tensión. Éstas pérdidas se 
modelizan con unos coeficientes de eficiencia asociados a alta tensión (0,989), media tensión 
(0,974) y baja tensión (0,916). 
Interconexiones 
En TIMES-Sinergia, para modelar las interconexiones se han tenido en cuenta las siguientes 
consideraciones: 
Interconexiones con Marruecos y Andorra: se considera un saldo neto exportador 
constante por periodo temporal, calculado como el promedio de los valores reales de los 
años 2014, 2015, 2016 y 2017. 
Interconexiones con Portugal y Francia: tanto la capacidad de importación como la de 
exportación con estos países se ha considerado de manera conjunta. En relación a la 
capacidad de interconexión con Francia, cabe destacar que se han tenido en cuenta los 
incrementos previstos de dicha capacidad, alcanzando los 5.000 MW en 2025 y los 8.000 
MW en 2030. 
Penetración de tecnologías de energías renovables 
Se establece un límite máximo a la entrada de nueva potencia de generación correspondiente a 
las tecnologías fotovoltaica y eólica (terrestre y marina) durante el periodo 2020-2030. 
Generación térmica acoplada 
Se considera un mínimo de generación térmica constante aportada por el conjunto de las 
centrales nucleares, centrales de carbón y centrales de ciclo combinado. Adicionalmente, una 
parte de este mínimo se corresponderá a la suma de las producciones de centrales de ciclo 
combinado y de carbón, de los cuales, otra parte será aportado exclusivamente por centrales de 
ciclo combinado. 
Cálculo de factores de disponibilidad 
Los factores de disponibilidad, tanto anuales, como por periodo temporal, se han calculado, para 
las tecnologías renovables existentes, a partir de datos reales de producción horaria para cada 
tecnología. Los factores de disponibilidad del año 2014, se han obtenido de los datos reales de 
producción horaria del citado año, mientras que para los años posteriores se asume un 
promedio de los años 2014, 2015, 2016 y 2017, y para el caso de la tecnología hidráulica los 
datos del año 2015, que se considera un año próximo a un año medio hidráulico. 
En aquellas instalaciones hidráulicas de más de 10 MW de potencia y en las instalaciones de  s
bombeo, dichos factores por periodos han sido incrementados con el objetivo de dar una mayor  oe.
capacidad de adaptación de dichas tecnologías a los distintos parques de generación en años  w.
posteriores.  2021-5106n https://ww
309

 
Para el resto de tecnologías se han considerado distintos AFA anuales, adaptados a la 
disponibilidad real de cada tecnología derivada de paradas por recarga, mantenimiento, 
indisponibilidades no programadas, etc. 
Repotenciación 
Se  considera  que  aquella  capacidad  de  las  tecnologías  eólica,  solar  fotovoltaica,  solar 
termoeléctrica, biomasa, biogás y residuos sólidos urbanos, que vaya alcanzando el fin de su 
vida útil se repotenciará en mayor o menor grado dependiendo de las tecnologías. 
B.1.2. Modelo utilizado por Red Eléctrica de España 
El análisis de los escenarios definidos para el sistema eléctrico español consiste en la simulación 
del despacho de generación y de la garantía de suministro para el análisis de cobertura en el 
sistema eléctrico peninsular español. Los estudios utilizan un modelo simplificado del sistema 
europeo en el que cada sistema eléctrico modelado (zona de oferta) se representa como un 
único nudo interconectado con sus sistemas vecinos con el valor de capacidad comercial de 
intercambio que se considera disponible para el mercado (NTC – Net Transfer Capacity). El 
modelo europeo utilizado corresponde al analizado en los estudios que se llevan a cabo en 
ENTSO-E para la elaboración de la planificación europea Ten Years Network Development Plan 
(TYNDP). 
Las simulaciones utilizan como hipótesis base un modelo de mercado de competencia perfecta 
en la generación eléctrica y, por tanto, no incluyen las posibles estrategias de los generadores 
para maximizar sus beneficios. La oferta de cada generador será el coste variable de su 
generación. El despacho de generación óptimo se obtiene minimizando el coste variable de 
generación a condición de suministrar la demanda de electricidad en todos los países y en todo 
el periodo de tiempo analizado. 
El modelo utilizado considera costes variables de generación basados en una previsión de 
precios de combustibles, costes estimados de operación y mantenimiento de cada tecnología y 
costes  de  emisiones  de  CO .  No  se  consideran  costes  fijos  de  generación,  costes  de 
2
desmantelamiento de grupos actualmente en servicio y no considerados en el escenario a 
evaluar, eventuales costes de alargamiento de vida útil de grupos generadores ni otros factores 
(peajes, impuestos) que pueden formar parte de la estrategia de oferta por parte de la 
generación. La generación renovable se considera en el modelo con coste variable cero. 
Se usa un modelo simplificado del sistema en el que los distintos sistemas modelados (zonas de 
precio) se representan como una red de nudos interconectados por la capacidad comercial de 
intercambios disponible para el mercado (NTC – Net Transfer Capacity) en función de las 
interconexiones físicas que existen entre cada uno de ellos. De manera general, el modelo utiliza 
un valor constante de capacidad comercial de intercambio entre los sistemas modelados en 
todas las horas del horizonte de simulación y, por tanto, no tiene en cuenta las variaciones de la 
capacidad  de  intercambio  que  corresponderían  a  distintas  situaciones  de  operación  ni 
reducciones de su valor por indisponibilidades de la red de transporte u otras circunstancias. No  s
obstante, en el caso de las interconexiones del sistema eléctrico peninsular español, se tienen  oe.
en cuenta las variaciones de capacidad de intercambio que corresponden con situaciones de  w.
indisponibilidad de interconexiones.
310

 
Dentro de cada zona de precio el análisis llevado a cabo considera un único nudo, es decir, no 
se consideran pérdidas ni eventuales limitaciones a la generación debido a elementos de la red 
interna de cada sistema. Es importante recalcar que con ello se asume en el modelo que la red 
de transporte del sistema peninsular español tendrá capacidad suficiente para evacuar toda la 
generación modelada y transportarla hasta los puntos de consumo y que las variables del 
sistema eléctrico se mantienen dentro de los rangos que establece la normativa para lograr el 
nivel de seguridad exigido por ésta. Para ello, será necesario el desarrollo y la adaptación de 
dicha red, de modo que se minimicen los vertidos renovables o las posibles necesidades 
adicionales de generación térmica a causa de las posibles restricciones en la red interna, de tal 
manera, que solo se introduzcan un mínimo razonable de distorsiones posibles respecto de esta 
suposición de nudo único. 
El modelo considera de forma individual los parámetros de funcionamiento de cada unidad de 
generación térmica, su disponibilidad y tasas de fallo. La generación hidráulica se modela de 
forma coherente con series históricas de producción y la generación eólica, fotovoltaica y 
termosolar utilizando series históricas climáticas de recurso primario. En cada escenario se ha 
llevado a cabo una simulación completa del despacho de generación del sistema europeo 
modelado  durante  cada hora  del  año  respetando  todas  las  restricciones de  los  grupos 
(restricciones de arranques, parada, tiempos de subida y bajada de carga, etc.), al tiempo que 
se minimiza el coste variable total. 
Como resultado se obtienen, con detalle horario a lo largo de un año, los valores de coste 
marginal y los valores de saldo de intercambio que resultan del proceso de minimización de 
coste  variable  total  en  el  conjunto  modelado  respetando  los  valores  de  capacidad  de 
intercambio fijados. La cogeneración se considera en el modelo, al igual que la generación 
renovable, con coste variable cero lo que les confiere prioridad de despacho frente al resto de 
tecnologías. 
Es muy importante destacar que los resultados de costes no deben interpretarse como precios 
y los resultados de intercambios de energía únicamente consideran la diferencia de coste 
marginal entre sistemas. 
En las simulaciones que se presentan se ha implementado una restricción a la generación 
térmica acoplada en la Península Ibérica de un valor mínimo suficiente para garantizar la 
estabilidad dinámica del sistema eléctrico. Esta generación mínima necesaria corresponde a la 
generación a mínimo técnico de 5 grupos nucleares y 5 grupos térmicos, carbón o ciclo 
combinado para los escenarios con horizonte 2025 y el escenario horizonte 2030 tendencial y 3 
grupos nucleares y 7 grupos de ciclo combinado para el escenario con horizonte 2030 objetivo. 
En caso de indisponibilidades de grupos nucleares se aplican reglas de equivalencia para 
garantizar una aportación a la estabilidad dinámica similar con otras tecnologías térmicas. 
Como resultado de la simulación se obtienen los valores de generación renovable y los 
indicadores sobre el porcentaje de renovables (RES) en la generación eléctrica y en la demanda 
eléctrica en el sistema español peninsular. Adicionalmente, al valor de participación de la 
generación renovable en el mix de producción de energía eléctrica, en el estudio se han  s
calculado los valores estimados de participación de la generación renovable en energía final en  o
el sistema español peninsular.  06ww
311

 
Para la ejecución de las simulaciones descritas en los párrafos anteriores se ha utilizado el 
paquete de software de simulación de sistemas eléctricos PLEXOS. La herramienta PLEXOS, 
desarrollada por Energy Exemplar, es un paquete de software de modelado de sistemas 
eléctricos. Integra un motor de modelado de mercados eléctricos consistente en la optimización 
del coste de generación global para determinar la solución óptima al despacho económico para 
cubrir la demanda, teniendo en cuenta las capacidades de intercambio entre nudos o zonas, 
considerando dichas capacidades como restricciones técnicas del sistema, pudiendo incorporar 
restricciones adicionales como hipótesis de generación síncrona mínima. 
PLEXOS incluye también una herramienta de análisis de cobertura de la demanda que permite 
detectar las necesidades de cobertura de la demanda del sistema utilizando para ello la 
metodología probabilista. Esta herramienta permite la simulación de un número elevado de 
años climáticos y de situaciones de in-disponibilidad programada o sobrevenida de la generación 
mediante el método de Monte Carlo. La utilidad de esta herramienta para los análisis de 
cobertura y de despacho económico del sistema eléctrico se fundamenta en los siguientes 
factores: 
-Sistemas de optimización linear. PLEXOS es capaz de linearizar el problema de despacho 
económico para obtener siempre una solución válida. Sus sistemas de cálculo son robustos y 
sólidos; si bien requieren grandes potencias de cálculo. En cualquier caso, garantizan una 
elevada consistencia en las soluciones. 
-PLEXOS  posee  la  capacidad  de  incorporar  restricciones  complejas  en  el  problema  de 
optimización  del  coste  de  generación  en  los  estudios  de  despacho  económico.  Estas 
restricciones pueden modelar posibles restricciones técnicas en el sistema (sobrecargas, 
mínimos de generación acoplada, reservas…) o restricciones aplicables a los generadores, en sus 
límites de generación o en sus ofertas al mercado, permitiendo modelar ofertas complejas. De 
esta forma, PLEXOS permite modelar sistemas de potencia con gran detalle y precisión. 
-La  capacidad  de  PLEXOS  para  realizar  coordinación  hidráulica/térmica  en  el  despacho 
económico permite realizar estudios complejos para minimizar los costes de generación térmica 
a  través  de  la  generación  hidráulica  o  de  la  gestión  optimizada  de  los  recursos  de 
almacenamiento (bombeo, baterías u otros). Este recurso es importante para los análisis de 
despacho económico y de cobertura de la demanda para el sistema eléctrico peninsular español. 
312

 
B.2. MODELOS DE EMISIONES NO ENERGÉTICAS 
B.2.1. PROYECCIONES DE LOS SECTORES NO ENERGÉTICOS 
Introducción 
De forma complementaria al modelado del sistema energético para el PNIEC 2021-2030, 
realizado con el modelo TIMES-Sinergia (ver Anexo B.1.1), las emisiones del resto de sectores no 
energéticos y las emisiones y absorciones del sector LULUCF se han proyectado, caso por caso, 
según previsiones nacionales de las principales variables de actividad representativas de cada 
sector. 
Sobre las proyecciones de las variables de actividad se han estimado las emisiones y, en su caso, 
absorciones para cada uno de los GEI aplicando metodologías de cálculo consistentes con las 
implementadas  en  el  Inventario  Nacional  de  Emisiones  (Directrices  IPCC  2006  y  Guías 
Metodológicas EMEP/EEA 2016). La edición 2018 del Inventario Nacional de Emisiones de Gases 
de Efecto Invernadero, correspondiente a la serie 1990-2016, se ha utilizado como referencia 
para el cálculo de las emisiones proyectadas. 
El año de referencia de la serie proyectada es el año reportado 2016. La cobertura geográfica 
utilizada ha sido única para todo el territorio nacional, asumiendo características y parámetros 
promedio. Se han utilizado datos históricos del Inventario Nacional de Emisiones (1990-2016) 
para el análisis de las tendencias de las emisiones y de los factores de emisión (directos e 
implícitos). El horizonte temporal proyectado ha sido 2017-2040 con periodos temporales 
anuales. 
Las estimaciones de emisiones proyectadas se han realizado de forma conjunta y coherente 
tanto para los GEI (CO , CH, NO y gases fluorados), como para las emisiones de contaminantes 
2 4 2
atmosféricos asociadas (NH, COVNM, PM2.5, SOx, NOx y CO) que se incluirán en el Programa 
3
de Control de la Contaminación Atmosférica. 
A continuación, se describen brevemente las principales características de los sistemas de 
cálculo de las proyecciones de emisiones para los sectores no energéticos más relevantes: 
agricultura, residuos, uso de productos y usos del suelo, cambios de usos del suelo y bosques 
(LULUCF). 
Proyecciones del sector de la Agricultura 
La estimación de las emisiones proyectadas del sector de la agricultura se ha realizado de forma 
coherente al sistema de cálculo aplicado en la edición 2018 del Inventario Nacional de Emisiones 
de Gases de Efecto Invernadero, correspondiente a la serie 1990-2016 y basado en las Guías 
metodológicas IPCC 2006 mediante un enfoque metodológico de nivel 2 basado en datos 
específicos del país. El año de referencia de la serie proyectada es el año reportado 2016. 
Los dos conjuntos fundamentales de entrada de datos al sistema que se han tenido en cuenta 
en las proyecciones son la cabaña ganadera y el consumo de fertilizantes inorgánicos en  s
superficie cultivada fertilizada.  oe.
Las previsiones de evolución de la cabaña ganadera para las especies de vacuno de carne,  06ww
vacuno lechero, ovino, porcino (blanco e ibérico), aves, caprino y equino para el periodo
313

 
proyectado han sido proporcionadas por el MAPA, basándose en datos históricos y previsiones 
de mercado de la producción ganadera. 
Para cada cabaña ganadera, además del dato del censo, para la estimación de las emisiones 
proyectadas se han tenido en cuenta parámetros relativos a la fermentación entérica y a la 
gestión de estiércoles propios del país de forma coherente al Inventario Nacional de Emisiones. 
Estos datos se fundamentan en los documentos zootécnicos con datos específicos para España 
para cada especie productiva y datos actuales y previsiones sobre los sistemas de gestión de 
estiércoles. Estos cálculos se realizan de forma coordinada y coherente con la estimación de 
emisiones derivadas de la aplicación de estiércoles a campo como fertilizante orgánico (sector 
CRF 3Da2a) o las derivadas de las actividades de pastoreo (actividad CRF 3Da3). 
Para la estimación de las emisiones proyectadas derivadas de la gestión de cultivos (actividades 
CRF 3C, D, F, G y H) se han tenido en cuenta tanto las superficies totales cultivadas (incluyendo 
el arroz), como la cantidad total y tipología de los fertilizantes inorgánicos aplicados a campo 
como fertilizantes. Dentro de estas prácticas también se han tenido en cuenta el grado actual 
de implementación de mejoras técnicas disponibles y su previsible evolución a futuro. La 
superficie cultivable utilizada es coherente con el dato inventariado en la última edición del 
Inventario Nacional de emisiones, así como los datos de uso y aplicación de fertilizantes 
inorgánicos, coherentes a su vez con los Balances Nacionales del uso del Nitrógeno en la 
Agricultura Española (BNAE). 
Para el escenario con medidas adicionales se han tenido en cuenta las políticas y medidas 
descritas en el capítulo correspondiente de este informe. 
Las estimaciones de emisiones proyectadas para todas las actividades agrícolas se han realizado 
de forma conjunta y coherente tanto para los GEI (CO, CH y NO), como para las emisiones de 
2 4 2
contaminantes atmosféricos asociadas (NH, COVNM, PM2.5, SOx, NOx y CO) que se incluirán 
3
en el Programa de Control de la Contaminación Atmosférica. 
Proyecciones del sector Residuos 
Para la proyección de las emisiones derivadas de la gestión y tratamiento de residuos se han 
utilizado como datos de partida los datos históricos inventariados (desde 1950 para los vertidos 
a vertederos y desde 1990 para el resto de actividades). Estos datos son coherentes con las 
series oficiales nacionales (Subdirección General de Residuos de MITECO e INE) y las publicadas 
en EUROSTAT. 
Las previsiones de evolución de la generación total de residuos (actividades CRF 5A, B y C1), así 
como la distribución de los sistemas de gestión y tratamiento a nivel nacional para el Escenario 
Tendencial han sido facilitadas por la unidad competente del MITECO. Para el escenario con 
medidas adicionales se han tenido en cuenta las políticas y medidas descritas en el capítulo 
correspondiente de este informe. 
En cuanto a las emisiones derivadas del tratamiento de aguas residuales (actividad CRF 5D), para 
la proyección se ha ligado a la proyección de la población nacional considerando que la actividad  s
ha alcanzado su madurez en cuanto a su desarrollo (máximos de porcentajes de población  o
tratada, volumen de agua tratada, consumos de proteínas, equilibrio en los sistemas de  06ww
tratamiento y máximos en las eficiencias de captación del CH4 generado y su aprovechamiento).
314

 
El cálculo de las emisiones se ha realizado de forma coherente con las metodologías utilizadas 
en el Inventario Nacional de Emisiones (basadas en las Directrices metodológicas IPCC 2006 y, 
normalmente, con enfoques metodológicos de nivel 2). 
Proyecciones del sector de Uso de Productos 
Dentro de este sector se incluyen, fundamentalmente, las actividades ligadas al uso de 
lubricantes y disolventes (actividad CRF 2D) y el uso de gases fluorados (actividad CRF 2F y G). 
La proyección de las variables de actividades vinculadas al uso de lubricantes y disolventes se ha 
ligado mediante elasticidades a la proyección del PIB y la población determinadas en el contexto 
macroeconómico general del Plan Nacional. 
Para las emisiones de gases fluorados en actividades de refrigeración y aire acondicionado, 
agentes espumantes, equipos antiincendios se ha proyectado según objetivos del Reglamento 
UE/517/2014 de gases fluorados que prevé reducir las emisiones de 2010 en 2/3 en 2030 y las 
ventas de F-gases de 2014 en un 79% en el año 2030. 
La variedad de actividades contempladas dentro de la categoría CRF 2G (SF6 en equipos 
eléctricos y médicos, NO en anestesia y aerosoles (nata montada), consumo de tabaco y fuegos 
2
artificiales) se ha proyectado vinculando las actividades directamente al PIB. 
No se han tenido en cuenta políticas o medidas más allá de las actualmente existentes para la 
construcción del escenario con medidas adicionales. 
La estimación de las emisiones proyectadas se ha realizado de forma coherente con las 
metodologías utilizadas en el Inventario Nacional de Emisiones (basadas en las Directrices 
metodológicas IPCC 2006 y, normalmente, con enfoques metodológicos de nivel 2). 
Proyecciones del sector LULUCF 
Las proyecciones de las absorciones y emisiones del sector de usos del suelo, cambios de usos 
del suelo y bosques (LULUCF) se han realizado aplicando el mismo modelo de cálculo utilizado 
en el Inventario Nacional de Emisiones en su edición 2018 (serie 1990-2016 y año de referencia 
2016). Este sistema de cálculo aplica las directrices metodológicas IPCC 2006 y hace uso de series 
de datos de usos de superficies y cambios disponibles desde 1970 hasta 2016. 
Las matrices de cambio de usos del suelo para el periodo 2017-2040 se han construido sobre las 
tendencias observadas en los datos históricos. Únicamente se han incorporado superficies 
adicionales en las reforestaciones para la construcción del escenario con medidas adicionales 
según las medidas descritas en el capítulo correspondiente de este informe. 
Las previsiones de consumo y utilización de productos madereros se han basado en los datos 
históricos inventariados ligadas al PIB. Para las transiciones entre cultivos, la incidencia de 
incendios forestales, el crecimiento de la biomasa forestal o la implementación de prácticas de 
conservación de suelos agrícolas (actividades con notable impacto en las estimaciones de 
emisiones y absorciones en el sector LULUCF del Inventario español), se ha aplicado diferentes  es
enfoques de proyección a futuro basado en los datos históricos del Inventario Nacional y las  o
tendencias históricas.  06ww
315

 
El Nivel de Referencia Forestal para el periodo 2021-2025 se ha fijado haciendo uso de los datos 
del periodo de referencia (2000-2009) del Inventario Forestal Nacional tal como se describe en 
el Informe sobre Contabilidad Forestal Nacional y según lo previsto en el Reglamento (UE) 
2018/841 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de mayo de 2018, sobre la inclusión de 
las emisiones y absorciones de GEI resultantes del uso de la tierra, el cambio de uso de la tierra 
y la silvicultura en el marco de actuación en materia de clima y energía hasta 2030. 
La contabilidad de las absorciones LULUCF se ha realizado atendiendo igualmente a lo previsto 
en el Reglamento (UE) 2018/841. 
   
316

 
B.2.2. DESCRIPCIÓN MODELO M3E 
El modelo M3E (Modelización de medidas para la mitigación en España) es un modelo que 
permite la evaluación conjunta de medidas de mitigación sectoriales y que se ha utilizado para 
la evaluación de la contribución de las medidas de los sectores difusos no energéticos a los 
objetivos del presente Plan, es decir, agrícola y ganadero, gestión de residuos, y gases Fluorados. 
Las variables de entrada se definen para cada medida incluida en el modelo y para cada año 
analizado, siempre teniendo en cuenta que los valores asignados se refieren a la unidad definida 
para la medida concreta, como por ejemplo m2 de vivienda, t de biorresiduo, 1 Millón de 
pasajero-km, etc. Estas variables se agrupan en las siguientes categorías: 
  Definición de la medida 
  Inversión 
  Operación y mantenimiento 
  Horizonte temporal 
  Mitigación CO  – Energía 
2
  Campo de aplicación de la medida 
  Tipología de la medida 
Otro tipo de variables comunes como costes de la energía y coste de CO , tipo de descuento etc. 
2
se pre configuran en el modelo. 
El modelo identifica la mitigación por medida en los años en los que aplica sobre un universo 
potencial, asimismo detrae del universo en cada año aquellas unidades (viviendas, vehículos, 
etc.) sobre las que ya ha actuado en años anteriores. 
Según la tipología de la medida estima la mitigación con ecuaciones predefinidas (exponencial 
negativo en caso de residuos, polinómica en caso de sumideros, etc.). 
M3E, basándose en los datos de entrada, aplica un motor de resolución de problemas de 
optimización  para  buscar  un  objetivo  (minimizar  un  coste),  cumpliendo  una  serie  de 
restricciones como son las de cumplir el objetivo de mitigación y proponer grados de aplicación 
de las medidas realistas dentro de unos valores máximos y mínimos. Un uso habitual es cumplir 
el objetivo de mitigación elegido y minimizar una función compuesta de coste de aplicación de 
las medidas, que puede incluir también empleo y coste de CO . 
2
El modelo esta soportado en un formato Excel lo que da flexibilidad para la incorporación y 
modificación de datos en un futuro, así como su gestión por personal que garantice la 
continuidad futura de las revisiones. 
En base a los datos de entrada y la ejecución del optimizador, busca, para cada año, la 
combinación coste eficiente de medidas dentro de los rangos posibles de aplicación que 
permiten alcanzar el objetivo de mitigación. Como coste de cada medida se utiliza el valor actual 
neto (VAN) y el coste marginal de abatimiento (CMA) por tonelada de CO2.  oe.
  06ww
317

 
Figura B.5. Estructura del Modelo M3E 
 
Fuente: Oficina Española de Cambio Climático 
Teniendo en cuenta el porcentaje de penetración determinado por el optimizador lineal, la hoja 
de cálculo ofrece unos resultados totales para cada año y medida de las siguientes variables: 
  Mitigación en sectores difusos (MtCO/año) 
2
  Mitigación en sectores ETS (MtCO /año) 
2
  Total Mitigación (MtCO /año) 
2
  Inversión en el año (M€) 
  Gastos anuales de O&M (M€/año) 
  Coste total (M€) 
  Ahorros en Energía (kWh/año) 
  Empleo por inversión (hombres/año) 
  Empleo O&M (hombres/año) 
  Actividad económica local en el año de instalación (M€) 
  Actividad económica local en años sucesivos (M€) 
  Pay back 
  Ingresos fiscales por inversión (M€) 
  Balance fiscal anuales (M€) 
  Posibles cobeneficios (a definir 2 variables) 
Con esta información de salida se elaboran posteriormente los gráficos y tablas que ilustran los 
resultados obtenidos. 
Adicionalmente el modelo evalúa aspectos tales como la posible superposición de medidas que  s
podría dar lugar a una doble contabilidad de la mitigación producida. Es posible realizar análisis  oe.
d e sensibilidad sobre parámetro s clave.  w.b
318

 
Figura B.6. Ejemplo de análisis de sensibilidad Modelo M3E 
 
Fuente: Oficina Española de Cambio Climático 
Una característica singular del modelo M3E es la posibilidad de definir patrones de mitigación 
no lineales en el tiempo, estos patrones se dan en los sectores no energéticos como son la 
gestión de residuos y en los sumideros forestales. La figura muestra la flexibilidad de alternativas 
a la hora de adoptar el patrón de mitigación de una posible medida. 
Figura B.7. Ejemplo de patrones de mitigación no lineales Modelo M3E 
 
Fuente: Oficina Española de Cambio Climático
Las salidas gráficas y numéricas del modelo son fácilmente adaptables a las necesidades de 
información requeridas pudiendo exportarse a otros modelos. 
La información relativa a medidas y cumplimiento se adapta a las necesidades de comunicación 
que exige el nuevo sistema de gobernanza. 
    e.
319

 
 
B.3. MODELOS DE ANÁLISIS DE IMPACTO
B.3.1. DESCRIPCIÓN MODELO DENIO 
El modelo DENIO se ha utilizado en este estudio para el análisis del impacto económico de las 
diferentes medidas y escenarios del PNIEC. DENIO es un modelo dinámico econométrico neo-
keynesiano y representa un híbrido entre un input-output econométrico y un modelo de 
equilibrio general computable (CGE). Se caracteriza por la integración de las rigideces y las 
fricciones institucionales que hacen que en el corto plazo las políticas fiscales y las inversiones 
tengan un impacto diferente que a largo plazo. En el largo plazo, la economía siempre converge 
hacia un equilibrio de pleno empleo y en esa fase de equilibrio el modelo funciona de manera 
similar a un modelo CGE. A diferencia de un modelo CGE, DENIO describe explícitamente una 
senda de ajuste hacia este equilibrio. 
DENIO es un modelo desagregado con un detalle de 74 sectores, 88 productos, 22.000 tipos de 
hogares  y  16  categorías  de  consumo.  Las  ecuaciones  del  modelo  se  han  estimado 
econométricamente utilizando datos del INE, del Banco de España y de EUROSTAT. El modelo 
está calibrado para el año base 2014. 
DENIO está inspirado en el modelo FIDELIO (Fully Interregional Dynamic Econometric Long-term 
Input-Output Model) de la Comisión Europea (Kratena et al., 2013, Kratena et al. 2017). El 
modelo FIDELIO ha sido utilizado por la Comisión Europea para analizar el impacto económico 
del Clean Air Package (Arto et al., 2015). En el País vasco también se ha utilizado un modelo de 
estas características (DERIO: Dynamic Econometric regional Input-Ouput model)81 para analizar 
el impacto económico de la Estrategia de Cambio Climático 2050 del País Vasco. 
El crecimiento económico en DENIO está en el largo plazo movido por el crecimiento de la 
productividad total de los factores (TFP) a la cual corresponde una senda de precios y por lo 
tanto de competitividad de las exportaciones. Las exportaciones son exógenas y se ajustan en el 
Escenario Tendencial a la senda del crecimiento del PIB proporcionada por el MINECO Las 
importaciones son endógenas y no hay ninguna condición de equilibrio sobre el balance exterior. 
En DENIO actúan dos mecanismos que determinan la característica Keynesiana del modelo en 
el corto plazo y la característica CGE a largo plazo: (i) la heterogeneidad de la propensión 
marginal al consumo respecto a la renta disponible, según la situación del sector financiero y (ii) 
el efecto sobre salarios/ precios cuando la economía está en o por debajo de la tasa de paro de 
equilibrio (NAIRU). La propensión marginal al consumo también varía según grupos de renta. 
Eso se ha derivado de estimaciones de sensibilidad del consumo a la renta a largo plazo (Kratena, 
et al., 2017). 
El sub-modelo de demanda de los hogares comprende tres niveles en los que se determina la 
demanda que hacen los 22.000 tipos de hogares para un total de 16 categorías de gasto. En el 
primer nivel se deriva la demanda de bienes duraderos (viviendas y vehículos) y la demanda 
total de no duraderos. El segundo nivel vincula la demanda de energía (en unidades monetarias 
y físicas) con el stock de bienes duraderos (casas, vehículos, electrodomésticos), teniendo en 
cuenta la eficiencia energética del stock. En el tercer nivel se determinan nueve categorías de  e.
demanda de bienes de consumo no duraderos en un sistema de demanda flexible (Almost Ideal  w.
Dcoenmsuamndo  S(yas ptermec)i.o sP odre  úaldtiqmuois,i ceiól ng)a ssteo t rtaontaslf oqrumea  heanc eunn  lvoesc thoorg daere cso ndseu emsoa sd 1e6 8 8ca ptreogdourícatso sd ea   2021-5106n https://ww
320

 
precios básicos utilizando una matriz puente producto/gasto y las matrices de valoración 
proporcionadas por el INE. El modelo está estimado utilizando micro-datos de la Encuesta de 
Presupuestos Familiares y de la Encuesta de Condiciones de Vida elaboradas por el INE. 
El núcleo Input-Output del modelo se basa en tablas de Origen y Destino del año 2014 (último 
disponible) elaboradas por el INE. El modelo de producción vincula las estructuras de producción 
(tecnologías Leontief) de los 74 sectores y 88 productos a un modelo Translog con cuatro 
factores de producción (capital, trabajo, energía y resto de inputs intermedios). La demanda del 
factor energía se divide en 25 tipos que a su vez se enlazan con el modelo en unidades físicas 
(Terajulios y toneladas de CO). El conjunto de categorías de energía del modelo de sustitución 
2
de energías se vincula directamente con dos partes del modelo: (i) las cuentas físicas (Terajulios) 
de energía por industria (74 + hogares) y tipo de energía (25) de EUROSTAT y (ii) los productos 
e industrias de la energía de las tablas de Origen y Destino en unidades monetarias. Para ello se 
utilizan una serie de precios implícitos que vinculan usos/ producción de energía en unidades 
física (TJ) y en términos monetarios. El elevado nivel de detalles del modelo energético permite 
enlazar el modelo DENIO con modelos bottom-up del sector energético/ eléctrico (como TIMES-
Sinergia). 
El mercado laboral se especifica a través de curvas salariales, donde los aumentos salariales por 
industria dependen de la productividad, el índice de precios al consumo y la distancia al pleno 
empleo. La demanda de inputs intermedios se modela en tres pasos. En primer lugar, el modelo 
Translog estima la demanda total de intermedios de cada sector productivo. En segundo lugar, 
esta demanda se desagrega utilizando las estructuras productivas de la Tabla de Origen del 
marco Input-Output. Por último, la de- manda intermedia se divide en productos nacionales e 
importados. La formación de capital también es endógena y se deriva de la demanda de capital 
por sector del modelo Translog, aplicando la matriz de formación de capital producto/sector. El 
modelo se cierra mediante la endogeneización de partes del gasto e inversión públicos para 
cumplir con el programa de estabilidad a medio plazo para las finanzas públicas. Ese mecanismo 
de cierre de modelo forma parte del módulo del sector público. Ese módulo integra varios 
componentes de ingresos endógenos: impuestos a la renta (con tipos variables en función de la 
renta de cada hogar), al patrimonio, al capital, a los productos y a la producción, y cotizaciones 
a la seguridad social. Entre los gastos, las transferencias son endógenas y crecen al ritmo del PIB. 
Los pagos de interés por la deuda pública también son endógenos y dependen de la senda de la 
deuda pública. El consumo público y la inversión son endógenas por el cierre de modelo descrito 
arriba. 
Para las simulaciones del PNIEC, el modelo DENIO se ha utilizado en combinación con el modelo 
bottom-up TIMES-Sinergia. En concreto se toma de este modelo datos como el mix energético 
y eléctrico, intensidad y eficiencia energética por sector, precios e inversiones para analizar los 
impactos económicos en variables clave como el empleo, PIB, balanza comercial, distribución de 
renta, inflación, etc. 
   
321

 
Referencias bibliográficas 
Arto, I., Kratena, K., Amores, A.F.,Temurshoev, U., Streicher, G. 2015. Market-based instruments 
to reduce air emissions from household heating appliances. Analysis of scrappage policy 
scenarios.  European  Com-  mission,  Joint  Research  Centre,  Institute  for  Prospective 
Technological Studies. ISBN 978-92-79-50850-9. 
Kratena, K., Streicher, G., Salotti, S., Sommer, M., Valderas Jaramillo, J.M. 2017. FIDELIO 2: 
Overview and theoretical foundations of the second version of the Fully Interregional Dynamic 
Econometric  Long-term  Input-Output  model  for  the  EU-27.  European  Commission,  Joint 
Research Centre, Institute for Prospective Technological Studies. ISBN 978-92-79-66258-4. 
Kratena, K., Streicher, G., Temurshoev, U., Amores, A.F., Arto, I., Mongelli, I., Neuwahl, F., Rueda-
Cantuche, J.M., Andreoni, V. 2013. FIDELIO 1: Fully Interregional Dynamic Econometric Long-
term Input-Output Model for the EU27. Luxembourg. European Commission. ISBN 978-92-79-
30009-7. 
B.3.2. INTEGRACIÓN DE MICRODATOS EN DENIO 
DENIO incorpora los microdatos de los hogares que representan al conjunto de la población 
española, lo cual permite evaluar los efectos microeconómicos y los impactos distributivos y su 
impacto a nivel social. 
La principal base de datos utilizada para integrar los 22.000 hogares en el modelo es la Encuesta 
de Presupuestos Familiares (EPF) de 2014. La EPF es una encuesta transversal representativa de 
toda la población española que recopila información anual sobre los patrones de consumo y las 
características socioeconómicas de los hogares españoles. Así, a través del a estructura de 
consumo de la EPF se incluyen los hogares recogidos de dicha encuesta en DENIO. Cabe 
mencionar que la EPF aporta un factor poblacional por cada hogar encuestado. Este factor 
poblacional nos permite elevar los consumos de cada hogar y por lo tanto aproximar el análisis 
a todos los hogares de España. 
Sin embargo, como es de esperar, la integración de microdatos en un modelo de estas 
características no es inmediata y ha sido necesario incluir datos de otras fuentes estadísticas, así 
como realizar algunos supuestos. Una de las principales limitaciones de la EPF, es su escasa 
información sobre los ingresos de los hogares, así como el origen de estos. Aunque la Encuesta 
de Presupuestos Familiares contiene in- formación sobre ingresos mensuales de los hogares, 
esta variable tiene una alta tasa de no respuesta y como demuestran algunos estudios suele 
infrarrepresentar el ingreso de los hogares (López-Laborda et al. 2016). Así, para calcular el 
ingreso de cada hogar se han aplicado las estimaciones de ahorro calculadas para España sobre 
el gasto total de cada hogar. La utilización de las estimaciones de ahorro por nivel de renta ha 
sido elegida por dos razones. La primera es que para su cálculo se ha utilizado la Encuestas de 
Presupuestos Familiares. La segunda causa es que las estimaciones de ahorro de los hogares 
están pre- sentadas por distintos niveles de renta (quintiles, para ser más concretos). De esta 
forma, usando las tasas de ahorro por quintil de renta en la EPF se respeta la estructura de la 
desigualdad existente en España.  s
Finalmente,  también  ha  sido  necesario  estimar  el  origen  de  las  rentas  de  los  hogares  w.
introducidos en el modelo. En DENIO cada uno de los hogares consume acorde a las estructuras  06ww
de consumo de cada uno de los nodos de consumo y en función de su renta disponible. Esta
322

 
renta disponible depende de distintas fuentes de ingresos. En DENIO para calcular la renta 
disponible de los hogares se tienen en cuenta las siguientes 8 fuentes de ingresos: (1) Sueldos y 
Salarios; (2) Excedente bruto de explotación; (3) Cotizaciones sociales; (4) Transferencias del 
sector público; (5) Rentas de propiedades y dividendos; (6) Intereses pagados de la deuda; (7) 
Impuestos sobre el patrimonio e IRPF y (8) otras rentas. Dado que esta información no se 
contempla en la EPF, las fuentes de origen de las rentas de los hogares han sido completadas 
utilizando información de la Encuesta de Condiciones de Vida (ECV). La ECV, al igual que la EPF, 
es una encuesta transversal representativa de toda la población española cuyo objetivo 
fundamental es disponer de una fuente de referencia sobre estadísticas comparativas de la 
distribución de ingresos y la exclusión social en el ámbito europeo (INE 2018b). 
Para completar las fuentes de ingresos en la EPF se ha calculado la estructura de ingresos 
(teniendo en cuenta las fuentes de ingreso incluidas en DENIO) de la ECV de 2014 por grupo de 
ingreso, más concretamente por ventil de renta. Una vez calculada la estructura media de las 
fuentes de ingresos por ventil de la ECV, se han aplicado estas mismas estructuras a los hogares 
de la EPF acorde al ventil de ingresos al que corresponde cada hogar. 
Al finalizar el proceso anteriormente detallado tenemos la siguiente información de cada uno 
de los hogares a integrar: patrones de consumo, ingreso total, origen de dichos ingresos y 
características recogidas en la Encuesta de Presupuestos Familiares. Así, se dispone de los 
22.000 hogares preparados para ser integrados en DENIO. Finalmente, la integración se lleva a 
cabo a través de las estructuras de gasto e ingreso de los 22.000 hogares, pero respetando los 
valores incorporados en DENIO de las cuentas nacionales. 
Referencias bibliográficas 
INE (2018a). Encuesta continua de presupuestos familiares, base 2006. Instituto Nacional de 
Estadística. www.ine.es 
INE (2018b). Encuesta de condiciones de vida, base 2013. Instituto Nacional de Estadística. 
www.ine.es 
López-Laborda, J., Marín-González, C. y Onrubia, J. (2016). ¿Qué ha sucedido con el consumo y 
el ahorro en España durante la Gran Recesión?: Un análisis por tipos de hogar, Estudios sobre la 
Economía Española, 2016/20, Fedea. 
323

 
Finalmente, la suma de Wi también debe satisfacer que: 
El modelo AIDS se lleva a cabo para analizar la demanda bienes no duraderos, incluyendo 9 
grupos de bienes distintos: (1) Alimentos y bebidas; (2) Ropa y calzado; (3) Bienes no duraderos 
del hogar (muebles, alfombras, vajillas, etc.); (4) Gastos médicos; (5) Telecomunicaciones; (6) 
Educación; (7) Hostelería y restauración; (8) Servicios financieros y (9) Otros bienes no 
duraderos. Como el modelo de AIDS se compone de un sistema de ecuaciones dependientes, la 
ecuación que corresponde al grupo 9 se ha eliminado en el proceso de estimación para evitar 
problemas de singularidad. La matriz de elasticidades del modelo AIDS ha sido calculada 
siguiendo las siguientes expresiones: 
Elasticidad Marshalliana precio-propia:  
Elasticidad Marshalliana precio-cruzado:       
Elasticidad de ingresos:                           
Los datos utilizados en el proceso de estimación han sido tomados de los microdatos de la 
Encuesta de Presupuestos Familiares (EPF) (INE, 2018). La EPF es una encuesta transversal 
representativa de todos los hogares españoles que recopila información anual sobre los 
patrones de consumo y las características socioeconómicas de los hogares. La EPF recopila 
información anual de unos 20.000 hogares. Para la estimación del AIDS se han usado los datos 
de la EPF para el período comprendido entre 2006-2016. Una de las principales limitaciones de 
la estimación llevada a cabo es la falta de una encuesta continua de hogares, pues la EPF es una 
encuesta transversal para cada año, por eso se han usado los datos cruzados de cada uno de los 
años incluidos en la estimación, es decir no se ha transformado los datos en una serie temporal 
continua. En la estimación de la ecuación [1], el gasto de los hogares se utiliza como proxy del 
ingreso debido a que los ingresos de los hogares están infrarrepresentados en las encuestas de 
gasto (ver por ejemplo Wadud et al., 2009 o López-Laborda et al. 2018) y también porque el 
gasto es una variable más próxima al ingreso vital permanente y sufre menos variaciones a lo 
largo de la vida de los individuos (Poterba, 1991). Dado que los grupos de gasto analizados se 
componen de distintos bienes y productos, no se dispone en la estadística nacional de precios 
específicos para los grupos seleccionados, por ello ha sido necesario construir un índice de 
precios por grupo a partir de los índices de precios de consumo (IPC, INE 2018) de cada subgrupo 
de gasto. Para ello se ha construido un Índice de Stone para cada grupo de gasto a partir de los 
índices de precios por comunidad autónoma en base 2006 de cada subgrupo. Una de las 
principales ventajas de este proceso es que permite introducir heterogeneidad en los precios de 
cada grupo de gasto e individuo y, así, facilitar la estimación del modelo de demanda AIDS. 
Las elasticidades precio e ingreso obtenidas se muestran en la tabla B.4. La última columna de  e.e
la tabla representa las elasticidades de ingresos, mientras que el resto representan las  w.b
elasticidades de los precios. La diagonal principal (color más oscuro) de la matriz muestra las  06ww
elasticidades precios-propias, mientras que los elementos restantes son de precios cruzados.
325

 
Como se puede observar, y cabría esperar, las elasticidades precio-propias tienen signo 
negativo, mientras que las elasticidades de ingreso son positivas. 
Tabla B.4 Elasticidades precio (propias y cruzadas) y elasticidades del ingreso 
  Alimentación  Textil  B_Hogar  Salud  Comunicaciones  Educación  Restauración  Serv_Financieros  Otros  Ingreso 
Alimentación  -1.76  0.83  0.39  0.89  -0.08  -0.09  0.69  0.13  -0.65  0.58 
Textil  2.71  -2.29  -1.27  -1.36  0.27  0.71  -0.45  -0.32  0.72  1.34 
B_Hogar  1.30  -1.73  -0.23  -1.45  0.78  0.17  -1.42  0.23  1.19  1.30 
Salud  4.83  -2.18  -1.72  -2.14  1.22  0.74  -1.88  0.28  -0.36  1.41 
Comunicaciones  -1.29  0.45  0.84  1.11  -0.70  -0.87  0.05  0.52  -0.88  0.58 
Educación  -5.99  4.58  0.83  2.89  -3.94  -1.92  1.84  1.23  -0.63  1.89 
Restauración  1.31  -0.32  -0.70  -0.78  -0.05  0.14  -1.65  -0.34  0.91  1.39 
Serv_Financieros  -0.07  -0.36  0.25  0.26  0.47  0.28  -0.58  -0.59  -0.51  0.74 
Otros  -1.94  0.39  0.46  -0.18  -0.43  -0.11  0.84  -0.29  -0.23  1.37 
Fuente: Basque Centre for Climate Change, 2019 
Referencias bibliográficas. 
Deaton, A. and Muellbauer, J. (1980): An almost Ideal Demand System. American Economic 
Review, 70, 312–326. 
Hills, J., 2012. Getting the measure of fuel poverty. Final Report of the Fuel Poverty Review., 
CASE report 72. Centre for Analysis of Social Exclusion. The London School of Economics and 
Political Science., London, UK. 
López-Laborda, J., Marín-González, C. y Onrubia, J. (2016). ¿Qué ha sucedido con el consumo y 
el ahorro en España durante la Gran Recesión?: Un análisis por tipos de hogar, Estudios sobre la 
Economía Española, 2016/20, Fedea. 
Poterba, J.M. (1991). Is the Gasoline Tax Regressive? National Bureau of Economic Research. 
Tirado Herrero, S., Jiménez Meneses, L., López Fernández, J.L., Perero Van Hove, E., Irigoyen 
Hidalgo, V., Savary, P., (2016). Pobreza, vulnerabilidad y desigualdad energética. Nuevos 
enfoques de análisis. Asociación de Ciencias Ambientales, Madrid. 
Tirado Herrero, S., Jiménez Meneses, L., López Fernández, J.L., Perero Van Hove, E., Irigoyen 
Hidalgo, V., Savary, P., (2018). Pobreza Energética en España. Hacia un sistema de indicadores y 
una estrategia de actuación estatal. Asociación de Ciencias Ambientales, Madrid. 
Wadud, Z., Graham, D. J. and Noland, R. B. (2009). Modelling fuel demand for different socio-
economic groups, Applied Energy, 86, 2740–9. 
   
326

 
B.3.4. DESCRIPCIÓN DE TM5-FASST 
El TM5-FASST es un modelo tipo “fuente-receptor” global de calidad del aire (AQ-SRM) 
desarrollado por el Joint Research Centre (JRC) de la Comisión Europea en Ispra, Italia. Permite 
analizar los efectos en términos de salud o daños ecosistémicos derivados de diferentes 
escenarios  o  sendas  de  emisiones.  A  través  de  información  meteorológica  o  químico-
atmosférica, el modelo analiza cómo las emisiones de una determinada fuente afectan a los 
diferentes receptores (en celdas) en términos de concentración, exposición y, en consecuencia, 
de muertes prematuras. Toda la documentación sobre este modelo puede encontrarse en Van 
Dingenen et al., 2018. Ha sido utilizado para realizar diferentes estudios a nivel global o regional 
entre los que se encuentran (Kitous et al., 2017) o (Markandya et al., 2018). También ha sido 
utilizado por instituciones como la OCDE para proyectar, a futuro, los posibles efectos en 
términos de salud (OCDE, 2016). 
Los niveles de concentración de un determinado contaminante serán calculados mediante la 
siguiente ecuación lineal: 
         (1) 
Esta ecuación define el nivel de concentración de un contaminante j en el receptor/celda y 
derivada de la emisión del precursor i emitido en la fuente x (es decir, C_ij (x,y)) como la suma 
de una constante espacial (c_j) más la emisión del precursor i en la fuente x, multiplicado por un 
coeficiente fuente-receptor (A_ij (x,y)) que refleja la relación entre la fuente x con el receptor y. 
Estos coeficientes, que representan las diferentes relaciones entre fuentes y receptores/celdas, 
han sido previamente calculados aplicando una perturbación en las emisiones del 20% sobre un 
escenario de referencia y calculando los niveles de concentración como explica la ecuación (1). 
A pesar de que el modelo cubre todo el mundo mediante celdas de 1°x1° (100 km), este proceso 
fue realizado para 56 regiones (fuentes). Así, cada uno de estos coeficientes, para cada receptor, 
puede definirse mediante la siguiente ecuación: 
  (2) 
 las emisiones en el escenario de referencia. 
Hay que tener en cuenta que además de que los gases emitidos en cierta fuente x pueden afectar 
a distintos receptores y, cada precursor también puede afectar indirectamente a los niveles de 
concentración de más de un contaminante j. Por ejemplo, las emisiones de NOx (que es un gas 
precursor) afectan no solo a la formación de partículas PM2.5 en la atmósfera, sino que también 
influyen en los niveles de ozono (O3). 
Por eso, el nivel de concentración total del contaminante j en el receptor (la celda) y, que resulta 
de la emisión de todos sus precursores i, en todas las fuentes x se define como: 
  (3) 
Una vez obtenidos los niveles de concentración de los contaminantes, el modelo permite  e
analizar diferentes efectos derivados de dichos niveles, como los impactos de la contaminación  b
en la salud, los posibles daños en los sistemas agrícolas, o las deposiciones en el Ártico. Sin  06ww
efimnabsa (rPgMo,2 e.5st) ey  eosztoundoio p sroe vcoecnatnra e ne nla l osas leufde hctuoms aqnuae.  los niveles de concentración de partículas
327

 
Estos efectos son calculados como muertes prematuras derivadas de la exposición a dichos 
contaminantes (PM2.5 y O3), teniendo en cuenta las distintas causas definidas en Forouzanfar 
et al., 2016a, entre las que se encuentran enfermedades cardiovasculares, respiratorias, 
embolias o cáncer de pulmón. Los parámetros y el cálculo de las muertes prematuras por 
enfermedad están detallados en Burnett et al., 2014. 
Referencias bibliográficas. 
Attademo, L., Bernardini, F., 2017. Air pollution and urbanicity: common risk factors Burnett, 
R.T., Pope, C.A., III, Ezzati, M., Olives, C., Lim, S.S., Mehta, S., Shin, H.H., Singh, G., Hubbell, B., 
Brauer, M., Anderson, H.R., Smith, K.R., Balmes, J.R., Bruce, N.G., Kan, H., Laden, F., Prüss-Ustün, 
A., Turner, M.C., Gapstur, S.M., Diver, W.R., Cohen, A., 2014. An Integrated Risk Function for 
Estimating the Global Burden of Disease Attributable to Ambient Fine Particulate Matter 
Exposure. Environ. Health Perspect. https://doi.org/10.1289/ehp.1307049 
Forouzanfar, M.H., Afshin, A., Alexander, L.T., Anderson, H.R., Bhutta, Z.A., Biryukov, S., Brauer, 
M.,  Burnett,  R.,  Cercy,  K.,  Charlson,  F.J.,  others,  2016a.  Global,  regional,  and  national 
comparative risk assessment of 79 behavioural, environmental and occupational, and metabolic 
risks or clusters of risks, 1990-2015. Lancet. 
Kitous, A., Keramidas, K., Vandyck, T., Saveyn, B., Van Dingenen, R., Spadaro, J., Holland, M., 
2017. Global Energy and Climate Outlook 2017: How climate policies improve air quality. Joint 
Research Centre (Seville site). 
OCDE 2016: The Economic Consequences of Outdoor Air Pollution, 2016. OECD Publishing. 
Searl, A., Ferguson, J., Hurley, F., Hunt, A., 2016. Social Costs of Morbidity Impacts of Air Pollution 
(OECD Environment Working Papers No. 99). 
Van Dingenen, R., Dentener, F., Crippa, M., Leitao-Alexandre, J., Marmer, E., Rao, S., Solazzo, E., 
Valentini, L., 2018. TM5-FASST: a global atmospheric source-receptor model for rapid impact 
analysis of emission changes on air quality and short-lived climate pollutants. 
   
328

 
ANEXO C. PRINCIPALES ELEMENTOS DE LA LUCHA CONTRA EL 
CAMBIO CLIMÁTICO EN ESPAÑA 
Tabla C.1. Tabla resumen de los principales elementos de la lucha contra el cambio climático en España 
PRINCIPALES ELEMENTOS DE LA LUCHA CONTRA EL CAMBIO CLIMÁTICO EN ESPAÑA 
Denominación  Sector /es  Objetivo y/o actividad afectada  GEI  I  S  Año I. 
POLÍTICAS Y MEDIDAS INTERSECTORIALES 
Desarrollo  regional  y  reducción  de  emisiones,  CO2 
Programas operativos de las  Inter- especialmente  en  el  Objetivo  temático  4  CH4   EC  I  2014 
Comunidades Autónomas  sectorial  "Favorecer el paso a una economía baja en  N2O 
carbono en todos los sectores"  HFC 
Reducir emisiones en sectores difusos y favorecer el 
Proyectos clima  no ETS  GEI  EC  I  2012 
desarrollo de una actividad económica baja en carbono. 
Registro de huella de carbono, 
Inter- Fomentar  el  cálculo  de  huella  de  carbono  por  las 
compensación y proyectos de  GEI  I  I  2014 
sectorial  organizaciones españolas. 
absorción de CO2  
Crecimiento sostenible enmarcado en FEDER. Destacan 
Programa operativo de crecimiento  Inter-
sostenible2014-2020  sectorial  medidas de economía baja en carbono, desarrollo urbano y  CO2  EC  I  2015 
crecimiento sostenible 
Lograr la reducción de las emisiones de GEI de los sectores 
Implementación del régimen europeo  energético e industria, a través del techo de asignación de  CO2  I   
de comercio de derechos de emisión  ETS  emisiones por sectores.  N2O  EC  M  2005 
Objetivo: Alcanzar en 2020 una reducción de las emisiones  PFC 
EU ETS del 21% respecto a los niveles de 2005. 
Obtención de unidades de reducción de emisiones para 
facilitar el cumplimiento del Protocolo de Kioto, para su 
Utilización de los Mecanismos de  Inter- M 
Flexibilidad del Protocolo de Kioto  sectorial  posible uso tanto en ETS como en no ETS. En la actualidad  CO2  AV  A  2013 
no se prevé el uso de estos créditos para el cumplimiento 
de nuestros compromisos. 
Inter- Normativa  de  almacenamiento  geológico  de  CO2  en 
Directiva Europea de CCS  sectorial  condiciones  seguras  para  el  medio  ambiente,  para  CO2  N  A  2009 
contribuir a la lucha contra el cambio climático. 
Fomento de la construcción de proyectos de captura y 
Fdienmanocsitarcaicóinó nd.e P prorogyraemctao sN dEeR 300  seIncttoerri-al  ainlmnoavcaednoarmasie dnet oe negregoíaló rgeicnoo vadbel e CenO 2e l yte rdrieto rtioe cdneo llao gUíaEs.   NCO2O2   I+I  D  2013 
PFCs 
Hasta 38 proyectos. 
POLÍTICAS Y MEDIDAS SECTORIALES 
Sector Energético 
Tiene como propósito financiar proyectos de desarrollo 
Fondo de Inversión en Diversificación  Energía 
y Ahorro de Energía – F.I.D.A.E  Otros  urbano sostenible que mejoren la eficiencia energética y/o  CO2  EC  E  2011 
utilicen las energías renovables. 
Plan de Acción de Ahorro y Eficiencia  Energía 
2014-2020  Otros  Lograr ahorro de energía final para el periodo 2014 – 2020  CO2  P  I  2014 
Planificación de los Sectores de  Cumplir los objetivos a 2020 de eficiencia energética, 
Electricidad y Gas 2014-2020  Energía  energías renovables y medio ambiente.  CO2  P  I  2014 
Plan de Energías Renovables (PER)  Energía 
2011-2020  Otros  Fomentar el consumo de energías renovables.  CO2  P  I  2011 
Sector Industrial 
Acuerdo voluntario SF6 
- Sector eléctrico  Industrial  Reducción de emisiones de gases fluorados.  SF6  AV  I  2015 
PFC 
Real Decreto 115/2017, 
de gases fluorados  Industrial  Reducción de emisiones de gases fluorados.  SF6C,H F N  I  2017  es
PFC  e.
Ifmlupouraedsotos  ndaec eiofencatlo a i nlovse grnaasedse ro  Industrial  RReeedmucpcliaózna dr el oesm igsaiosnees s fdlueo graasdeoss f lupoorra dootsra. s substancias;  SF6  F  I  2014  w.bo
PCroenvteanmciinóanc yió Cno ntrol Integrados de la  Industrial  Ianctteivgirdaacdióens  inddeu slatrsi alaeust.o rizaciones ambientales para las  HGFECI   N  I  2003  2021-5106n https://ww
329

 
PRINCIPALES ELEMENTOS DE LA LUCHA CONTRA EL CAMBIO CLIMÁTICO EN ESPAÑA 
Denominación  Sector /es  Objetivo y/o actividad afectada  GEI  I  S  Año I. 
Sector del Transporte 
Plan Director de Ahorro y Eficiencia 
Medidas de ahorro energético y mejora de la 
Energética 2014-2020   Transporte  eficiencia energética en alta velocidad.  CO2  N, P  I  2014 
de ADIF- Alta velocidad 
Plan Director de Ahorro y Eficiencia  Medidas de ahorro energético y mejora de la 
Energética 2014-2020 de ADIF  Transporte  eficiencia energética.  CO2  N, P  I  2014 
Acuerdo Marco para el proyecto, 
suministro y/o instalación de   Transporte  Mejoras en la eficiencia de los sistemas de 
sistemas de iluminación eficientes  Energía  iluminación de los aeropuertos.  CO2  AV  I  2015 
energéticamente 
Acreditación de huella de carbono en  Obtención y renovación de la acreditación de 
los aeropuertos  Transporte  carbono en varios aeropuertos.  CO2  AV  I  2011 
Suministro de electricidad a 
Transporte  Impulso del uso de la electricidad para aeronaves 
400 Hz a las aeronaves en los  Energía  estacionadas.  CO2  P  I  2016 
aeropuertos 
Incorporación progresiva 
Transporte  Utilizar fuentes de energía alternativa y diversificar 
de energías renovables en  Energía  la producción energética en los aeropuertos.  CO2  Otros  I  2000 
aeropuertos 
Optimización de los movimientos de  Minimizar los tiempos y recorridos de las aeronaves 
rodaje de las aeronaves  Transporte  en el aeropuerto.  CO2  AV  I  2014 
Renovación de flotas de vehículos 
pesados para el transporte de  Financiar la sustitución de los vehículos pesados de 
mercancías y viajeros  Transporte  Empresas (de menos de 3.000 empleados).  CO2  EC  I  2016 
y de tractores agrícolas 
Licitación de concesiones de 
Establecer requisitos de eficiencia energética y 
transporte regular de viajeros por  Transporte  contaminantes en los pliegos de concesiones.  CO2  N  I  2014 
carretera 
Incorporación de criterios que 
fomenten el uso de equipos de 
asistencia en tierra menos  Transporte  Fomento del uso de equipos menos contaminantes.  CO2  Otros  I  2015 
contaminantes 
Ayudas para la implantación de 
Implantación de sistemas eficientes de gestión de 
sistemas de gestión de flotas de  Transporte  flotas de vehículos.  CO2  EC  I  2015 
vehículos 
Ayudas para la financiación de planes 
de movilidad urbana y planes de  Transporte  Desarrollo de planes de movilidad urbana (cambio modal)  CO2  EC  I  2014 
movilidad empresarial 
Programa de Incentivos al Vehículo 
Renovación del parque de vehículos ligeros por 
Eficiente PLANES PIVE (PIVE I, II, III, IV,  Transporte  otros más eficientes.  CO2  EC  E  2012 
V, VI, VII y VIII) 
Cursos de conducción eficiente en el 
transporte por carretera  Transporte  Conducción eficiente en el transporte por carretera.  CO2  ED  I  2015 
Estrategia Integral para el Impulso del 
Favorecer la penetración del vehículo eléctrico, 
Vehículo Eléctrico en España y Planes  Transporte  dirigido a promover tecnologías alternativas.  CO2  EC  I  2010 
MOVELE, y MOVEA (desde 2016) 
Plan de impulso al medio ambiente - 
PIMA Transporte  Transporte  Renovación de la flota de transporte por carretera.  CO2  EC  E  2014 
Plan de Impulso al Medio Ambiente 
Planes PIMA - Aire (I, II, III y IV)  Transporte  Renovación de la flota de vehículos comerciales.  CO2  EC  E  2013 
Real Decreto 1085/2015, de 4 de 
Establecer la senda de introducción de 
diciembre, de fomento de los  Transporte  biocombustibles en el transporte a 2020.  CO2  N  I  2017 
Biocarburantes 
Programa de gestión   Eficiencia en la utilización de los recursos y su 
y prestación de servicios  Transporte  racionalización.  CO2  P  I  2012  s
Programa de actuación inversora  Transporte  Pqulaen ipfioctaecniócnie nd ee li nmfroadeost mruácst uerfaicsa czo enn e cnafdoaq ucoe rirnetdeormr. odal,  CO2  P  I  2012  boe.
Pcorongtrroalm ya s duep errevgiusilóanci ón,  Transporte  Pesetrambilteicr iedla ds eesna rcraodllao u yn aop dlieca lcoisó mn doed olass d peo tlrítaincasps orte.  CO2  N  I  2012  06www.
330

 
PRINCIPALES ELEMENTOS DE LA LUCHA CONTRA EL CAMBIO CLIMÁTICO EN ESPAÑA 
Denominación  Sector /es  Objetivo y/o actividad afectada  GEI  I  S  Año I. 
Impulsar el sector logístico español, mejorar la eficiencia y 
Estrategia Logística de España  Transporte  sostenibilidad del sistema de transporte, y desarrollar una  CO2  N, P  I  2013 
red intermodal. 
Fomento de los planes  
de movilidad urbana  Transporte  Que las entidades locales aprueben planes de movilidad.  CO2  EC  I  2014 
Vale transporte  Transporte  Fomento transporte colectivo de los empleados.  CO2  F  I  2010 
Impuesto de matriculación: Ley 
Impuesto  que  grava  en  función  del  nivel  de 
3d8e /I1m9p9u2e, sdteo s2 8e sdpee cdiiaclieesm bre,  Transporte  emisiones de CO2.  CO2  F  I  2008 
Marco de Acción Nacional de Energías  Fomento de los combustibles alternativos en el 
Alternativas en el Transporte  Transporte  transporte a 2020.  CO2  N  I  2017 
Identificar la categoría de los vehículos para que los 
Catalogación del parque de vehículos 
en función del nivel de emisiones  Transporte  ayuntamientos  puedan  desarrollar  políticas  CO2  N  I  2015 
medioambientales. 
Conducción eficiente: Orden 
Incluir la conducción eficiente en el programa para 
INT/2229/2013, Regula el acceso a los  Transporte  obtener el permiso de conducir.  CO2  ED  I  2014 
permisos de circulación 
Modificación del Reglamento General  Modifica los límites generales de velocidad establecidos a 
de Circulación (en tramitación)  Transporte  los vehículos en los distintos tipos de carreteras.  CO2  N  P  2017 
Autopistas del Mar  Transporte  Cambio modal en mercancías de carretera al barco.  CO2  P  I  2010 
Medidas de eficiencia  Uso eficiente del servicio general de alumbrado 
en gestión de los puertos  Transporte  público en puertos.  CO2  AV  I  2016 
Plan de Inversiones de   Favorecer  la  conectividad  de  los  puertos  y  la 
Accesibilidad Portuaria  Transporte  intermodalidad marítimo-ferroviaria.  CO2  P  I  2017 
Suministro de gas natural licuado  N, P 
(GNL) en puertos  Transporte  Impulso del uso del GNL en el transporte marítimo.  CO2  I+I EC  I  2016 
Suministro de electricidad a  Transporte  Impulso del uso de la electricidad para su uso por los 
buques en atraque en puertos  Energía  buques atracados en los puertos.  CO2  EC  I  2016 
Plan de Sostenibilidad Energética  Herramienta de gestión para mejorar la eficiencia 
2011-2020 de RENFE  Transporte  energética y la productividad.  CO2  N, P, I  I  2011 
Plan de Eficiencia Energética 
2015-2025 RENFE Viajeros  Transporte  Reducir el consumo de energía y los costes.  CO2  N, P  I  2015 
Sector Residencial, Comercial e institucional (RCI) 
Plan de Impulso al Medio Ambiente para el 
Estimular  la  rehabilitación  energética  de  las 
fomento de la rehabilitación energética de  RCI  instalaciones hoteleras.  CO2  EC  E  2013 
instalaciones hoteleras PIMA Sol 
Planes de Renovación de   Renovación y mejora de los establecimientos turísticos bajo 
Instalaciones Turísticas  RCI  criterios de sostenibilidad y eficiencia energética.  CO2  EC  I  2009 
Fondo Financiero del Estado para la  Apoyar  financieramente  los  planes  de  renovación, 
Modernización de las Infraestructuras  RCI  modernización  y  reconversión  integral  de  destinos  CO2  EC  I  2005 
Turísticas  turísticos maduros. 
Rehabilitación de edificios de la 
Administración General del Estado  RCI  Rehabilitación energética del parque de edificios.  CO2  P  I  2015 
Aumentar las exigencias mínimas en eficiencia energética 
Reglamento de Instalaciones Térmicas 
en los Edificios (RITE)  RCI  de las instalaciones térmicas y de climatización en los  CO2  N  I  2013 
edificios. 
Programa de ayudas para la  Mejora  de  la  envolvente  térmica,  instalaciones 
rehabilitación energética de edificios  RCI  térmicas y de iluminación, utilización de energías  CO2  EC  I  2013 
existentes (Programa PAREER-CRECE)  renovables. 
Mayores  exigencias  en  eficiencia  energética  e 
Código Técnico de la Edificación (CTE)  RCI  incorporación de energías renovables.  CO2  N  I  2013 
Ley 8/2013, de Rehabilitación,  Facilitar la aprobación de proyectos de rehabilitación 
regeneración y renovación urbanas  RCI  energética de edificios y regeneración urbana.  CO2  N  I  2013 
Plan Estatal de Vivienda y 
Rehabilitación y Plan estatal de  Mejora de la envolvente térmica, los sistemas de 
fomento del alquiler, la rehabilitación  RCI Energía  climatización, instalación de energías renovables y  CO2  P  I  2013  e.e
edificatoria, la regeneración y  de eficiencia energética.  bo
renovación urbanas (2013-2016)  w.
CNeuretvifoicsa yc iEóxni sEtnenertgeés tica de Edificios  RCI Energía  Epelnr oeRcreegdaélit micDaiee dncetroe l otbosá  es2dic3iof5i c/pi2oa0sr1 ay3  lv,a i vdcieeen rtd5ifa icsda, ecy i ósaunb  mrdilee,  jolaarp aer.fu iceibean ceial   CO2  N  I  2013  2021-5106n https://ww
331

 
PRINCIPALES ELEMENTOS DE LA LUCHA CONTRA EL CAMBIO CLIMÁTICO EN ESPAÑA 
Denominación  Sector /es  Objetivo y/o actividad afectada  GEI  I  S  Año I. 
Sector Agrario 
Varias  medidas  contribuyen  al  Objetivo  temático  4 
Programa operativo marítimo  
y de la pesca  Agrícola  "Favorecer el paso a una economía baja en carbono en  CO2  EC  I  2014 
todos los sectores". 
Plan de impulso al medio ambiente - 
Renovación del parque de tractores por otros más 
PIMA Tierra   Agrícola  eficientes y con menos emisiones.  CO2  EC  E  2014 
(renovación flota tractores) 
Reducción  de  emisiones  por  buenas  prácticas  en  la 
Conducción eficiente de tractores  Agrícola  conducción.  CO2  ED  I  2014 
Programa Nacional para el  
Fomento de Rotaciones de Cultivo   Agrícola  Reducir las emisiones por una mayor optimización en  N2O   EC  E  2010 
en Tierras de Secano  el uso de los recursos y las buenas prácticas.  CO2 
Estrategia para el apoyo a la  Agrícola  Fomento  de  medidas  de  que  puedan  contribuir  al  N2O   P  I  2014 
producción ecológica  desarrollo de la producción ecológica.  CO2 
Pago para prácticas agrícolas beneficiosas para el clima y el  CO2 
Greening o Pago Verde  Agrícola  medio  ambiente  (Gestión  de  cultivos,  mejora  de  la  CH4   EC  I  2015 
biodiversidad, captura de carbono).  N2O 
Reducción del uso de los fertilizantes nitrogenados y, por 
Plan de Reducción del Uso de 
Fertilizantes Nitrogenados  Agrícola  tanto, la reducción de las emisiones, ya sea durante su  N2O  ED  I  2007 
fabricación o su aplicación al campo. 
Programa Nacional de   Agrícola  Prevención  y  restauración  tras  grandes  incendios,  CO2  
Desarrollo Rural (PNDR) 2014-2020  Forestal  conservación  de  recursos  genéticos  forestales,  CH4   P  I  2015 
conservación del carbono de los bosques.  N2O 
Reducción de emisiones por diferentes medidas: gestión de 
Programas de Desarrollo Rural por  Agrícola  cultivos, pastos, suelos y ganadería, reducción de  la  CO2 
Comunidades Autónomas 2014-2020  Forestal  fertilización, conservación del carbono de los bosques,  N2O   P  I  2014 
gestión forestal y prevención de la deforestación.  CH4 
Sector Forestal 
Iniciativa 4 por mil para el aumento 
Forestal 
del carbono orgánico del suelo y la  Agrícola  Aumentar el contenido de carbono orgánico de los suelos.  CO2  P  P  2017 
seguridad alimentaria 
Restauración de la cubierta forestal y 
ampliación de la superficie arbolada  Forestal  Forestación.  CO2  N, P  I  1990 
CO2  
Gestión forestal sostenible  Forestal  Gestión forestal sostenible.  CH4   N, P  I  1990 
N2O 
Sector Residuos 
Plan de impulso al Medio Ambiente  Residuos  Fomentar la recogida y tratamiento de la materia  CH4   EC  E  2015 
PIMA Residuos  orgánica, la captura de biogás y su uso.  N2O 
Estrategia   Residuos  Reducción del desperdicio alimentario.  CH4   I  I  2013 
"Más alimento, menos desperdicio"  N2O 
Plan Estatal de Prevención de  Residuos  Reducir la generación de residuos.  CH4   P  I  2014 
Residuos 2014-2020  N2O 
Plan estatal marco de residuos   Residuos  Implementar la Jerarquía de gestión de residuos.  CH4   P  A  2016 
2016-2022    N2O 
           
I = AV, acuerdo voluntario; EC, económico; ED, educación; F, fiscal; I, sistema información; I+I, investigación, desarrollo e innovación; 
N, normativo; M, de mercado; P, Planes y programas 
S = A, adoptado; I, implementado; P, planificado; E, expirado (si sigue surtiendo efecto) 
S.D. indica sin datos, N.C. no cuantificable, y I.O. integrado en otro nivel 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
 
 
  s
332

 
ANEXO D. INFORMES RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA 
D.1.  ESTUDIOS  DE  LOS  ESCENARIOS  TENDENCIAL  Y  OBJETIVO, 
HORIZONTES 2025 Y 2030 
El objeto del presente documento es mostrar los resultados del despacho de generación de los 
escenarios “Tendencial” y “Objetivo” actualizados por el MITECO dentro del PNIEC para los 
horizontes 2025 y 2030. 
Asimismo, se incluye una breve descripción de la metodología y modelo utilizados, así como la 
adaptación de hipótesis de los escenarios nacionales definidos por el MITECO para su utilización 
en el modelo de estudios de ámbito europeo. 
Metodología 
El análisis de los escenarios definidos para el sistema eléctrico español consiste en la simulación, 
bajo las hipótesis que se describirán más adelante, del despacho de generación en el ámbito 
europeo de forma análoga a los estudios que se llevan a cabo en ENTSO-E para la elaboración 
de la planificación europea Ten Years Network Development Plan (TYNDP). 
Los estudios utilizan un modelo simplificado del sistema europeo en el que cada sistema 
eléctrico modelado (zona de oferta) se representa como un único nudo interconectado con sus 
sistemas vecinos con el valor de capacidad comercial de intercambio que se considera disponible 
para el mercado (NTC – Net Transfer Capacity). 
Dentro de cada zona de oferta el cálculo del despacho de generación considera un único nudo, 
es decir, no se tienen en cuenta pérdidas ni eventuales limitaciones a la generación debido a 
elementos de la red interna de cada sistema. 
Es importante recalcar que con ello se asume en el modelo que la red de transporte del sistema 
peninsular español tendrá capacidad suficiente para evacuar toda la generación modelada y 
transportarla hasta los puntos de consumo y que las variables del sistema eléctrico se mantienen 
dentro de los rangos que establece la normativa para lograr el nivel de seguridad exigido por 
ésta. Para ello, será necesario el desarrollo y la adaptación de dicha red de modo que se 
minimicen los vertidos renovables o las posibles necesidades adicionales de generación térmica 
a causa de las posibles restricciones en la red interna, de tal manera, que solo se introduzcan un 
mínimo razonable de distorsiones posibles respecto de esta suposición de nudo único. 
De manera general, el modelo utiliza un valor constante de capacidad comercial de intercambio 
entre los sistemas modelados en todas las horas del horizonte de simulación y, por tanto, no 
tiene en cuenta las variaciones de la capacidad de intercambio que corresponderían a distintas 
situaciones de operación ni reducciones de su valor por indisponibilidades de la red de 
transporte u otras circunstancias. No obstante, en el caso de las interconexiones del sistema 
eléctrico peninsular español, se tienen en cuenta las variaciones de capacidad de intercambio 
que corresponden con situaciones de indisponibilidad de interconexiones. 
Las simulaciones utilizan como hipótesis base un mercado de competencia perfecta en la  oe.
generación eléctrica y, por tanto, no incluyen las posibles estrategias de los generadores para  06www.
mdeasxpimacihzoar d seu sg ebneenreafcicióions :s ela  oobfetiretnae d me icnaidmai zgaenndeor aedl ocro estse i gvuaarila ab sleu  dceo sgteen vearraiacibólen  eesnt ieml asidsote ym eal 
333

 
europeo en su conjunto bajo la condición de suministrar la demanda de electricidad en todos 
los sistemas en el horizonte temporal analizado. 
Los valores de coste variable de generación se basan en la previsión de precios de combustibles, 
costes estimados de operación y mantenimiento de cada tecnología y costes de emisiones de 
CO. No se consideran costes fijos de generación, costes de desmantelamiento de grupos 
2
actualmente en servicio y no considerados en el escenario a evaluar, eventuales costes de 
alargamiento de vida útil de grupos generadores ni otros factores (peajes, impuestos) que 
pueden influir en la estrategia de oferta por parte de la generación. 
La cogeneración, la generación renovable, y en general, toda la generación no gestionable se 
considera con coste variable cero lo que les confiere prioridad de despacho frente al resto de 
tecnologías de generación térmica convencional. 
A  efectos  del  cálculo  del  despacho  de  generación,  cada  unidad  de  generación  térmica 
convencional es modelada con sus parámetros de funcionamiento, su disponibilidad y tasas de 
fallo fortuito. La generación hidráulica se modela de forma coherente con series históricas de 
producción  y  la  generación  eólica,  fotovoltaica  y  termosolar  utilizando  series  históricas 
climáticas  de  recurso  primario.  Igualmente,  la  cogeneración  y  otras  generaciones  están 
modeladas según datos históricos. 
Para cada escenario, se lleva a cabo una simulación completa del despacho de generación del 
sistema europeo modelado durante cada hora del año respetando todas las restricciones de los 
grupos (arranques, parada, tiempos de subida y bajada de carga, etc.) al tiempo que se minimiza 
el coste variable total. En las simulaciones que se presentan se ha implementado una restricción 
a la generación térmica acoplada en la Península Ibérica de un valor mínimo suficiente para 
garantizar la estabilidad dinámica del sistema eléctrico. Esta generación mínima necesaria 
corresponde a la generación a mínimo técnico de 5 grupos nucleares y 5 grupos térmicos, carbón 
o ciclo combinado para los escenarios con horizonte 2025 y el escenario horizonte 2030 
tendencial y 3 grupos nucleares y 7 grupos de ciclo combinado para el escenario con horizonte 
2030  objetivo.  En  caso  de  indisponibilidades  de  grupos  nucleares  se  aplican  reglas  de 
equivalencia  para  garantizar  una  aportación  a  la estabilidad  dinámica  similar  con  otras 
tecnologías térmicas. 
Como resultado se obtienen, con detalle horario, los valores de energía generada por cada 
unidad térmica y tecnología de generación modelada, los valores de coste marginal y de saldo 
de intercambio que resultan del proceso de minimización de coste variable total en el conjunto 
modelado respetando los valores de capacidad de intercambio. Utilizando dichos resultados, se 
calculan el valor total de generación renovable y la fracción que representa de la generación 
eléctrica y de la demanda en el sistema español peninsular. 
Es muy importante destacar que los resultados de costes no deben interpretarse como precios 
y que los resultados obtenidos de intercambio de energía entre sistemas interconectados 
únicamente son resultado de la diferencia de coste marginal entre dichos sistemas con la 
limitación del valor de capacidad comercial de intercambio considerado en el escenario. 
    b
334

 
Adaptación de los escenarios definidos por MITECO al modelo de ámbito europeo. 
En primer lugar, en el escenario europeo utilizado como base del estudio se incluyen las 
hipótesis proporcionadas por el MITECO que constituyen la base de cálculo del coste variable 
unitario de generación eléctrica de cada tecnología de generación térmica. Estos nuevos costes 
variables son de aplicación a la totalidad del parque de generación considerado en el modelo de 
ámbito europeo. 
Los escenarios de ámbito europeo utilizados como base para los estudios que se describen en 
el presente informe son el escenario Best Estimate 2025 de ENTSO-E (BE2025) para los 
escenarios en el horizonte 2025 y el escenario Distributed Generation (DG2030) para los 
escenarios en el horizonte 2030. 
Para la inclusión en el modelo europeo de cada escenario propuesto por el MITECO para el 
sistema eléctrico español se requiere la adaptación de hipótesis relativas a capacidad de 
generación instalada de cada tecnología y sus características de despacho para determinar los 
valores correspondientes al ámbito del sistema eléctrico peninsular español, así como la 
conversión de los valores de potencia a valores netos. Las hipótesis obtenidas configuran el 
escenario que, en adelante, se denomina escenario adaptado peninsular. 
Finalmente, en el escenario de ámbito europeo que se utiliza como base, se sustituye el parque 
de generación del área española por el del escenario adaptado peninsular obtenido en el 
proceso anterior. En este punto cabe destacar que la hipótesis de generación instalada en el 
resto de sistemas mantiene el parque de generación original del escenario europeo por lo que 
los resultados que se obtendrán únicamente recogen en el área española las hipótesis del PNIEC. 
El proceso de definición de propuesta de planes de energía y clima por parte de los Estados 
miembros de la Unión Europea, al igual que en España, se encuentra en curso de elaboración y 
por lo tanto, el resultado de las simulaciones de despacho de generación eléctrica con ámbito 
europeo del conjunto de escenarios recogidos en los planes de energía y cambio climático de 
los  Estados  miembros  podría  ofrecer  resultados  diferentes  dependiendo  del  grado  de 
coincidencia de éstos con los escenarios actualmente disponibles dentro del ámbito del TYNDP. 
Se han definido dos sendas de posibles escenarios para llevar a cabo la simulación del despacho 
de generación por parte del MITECO: 
Escenario Tendencial 
Escenario Objetivo 
Para cada una de dichas sendas, se simularán los escenarios correspondientes a los horizontes 
2025 y 2030. 
   
335

 
Hipótesis de los escenarios definidos por MITECO y valores del escenario 
adaptado correspondiente. 
En este apartado se presentan las hipótesis de los escenarios definidos por el MITECO y, en su 
caso, los valores correspondientes del escenario adaptado peninsular. Las hipótesis de costes 
variables de generación son utilizadas para la totalidad de la generación instalada en el modelo 
europeo. 
Costes de variables de generación 
Para determinar los valores de coste variable de las tecnologías de generación térmica, se 
utilizan los siguientes valores de coste de combustible y coste de emisiones de CO para los 
2
horizontes 2025 y 2030 fijados en los escenarios MITECO. Para el resto de combustibles se 
mantienen los valores del escenario utilizado como base procedente del TYNDP2018.
Tabla D.1. Precios de combustible y de emisiones CO2 considerados para horizonte 2025 y 2030 
    Escenarios MITECO  Escenarios ADAPTADOS 
    2025  2030  2025  2030 
Nuclear      0,47  0,47 
Lignite      1,1  1,1 
Hard Coal  3,2  3,8  3,2  3,8 
€ /net GJ 
Gas  9,6  10,5  9,6  10,5 
Light oil      18,7  21,8 
Heavy oil      15,3  17,9 
Oil shale      2,3  2,3 
€ /ton  CO2 price  23,3  34,7  23,3  34,7 
Fuente: Red Eléctrica de España 
En la tabla D.2 se recogen los factores de emisiones de cada tecnología utilizada en el modelo 
de ámbito europeo según el criterio establecido en el TYNDP 2018. 
Para las simulaciones de despacho de generación llevadas a cabo en el presente estudio, el 
factor de emisiones considerado para la cogeneración, parte eléctrica, es de 0,268 t/MWh y 
0,264 t/MWh en 2025 y 2030 respectivamente, valores calculados a partir de la información 
proporcionada por el MITECO. 
   
336

 
Tabla D.2. Factores de emisiones por tecnologías. TYNDP 2018 
CO2 emission   CO2 emission  
Combustible  Tipo  factor  factor 
kg/Net GJ  t/MWh 
Nuclear  -  0  0,000 
Hard Coal  Old 1  94  0,970 
Hard Coal  Old 2  94  0,848 
Hard Coal  New  94  0,738 
Hard Coal  CCS  9,4  0,089 
Lignite  Old 1  101  1,042 
Lignite  Old 2  101  0,912 
Lignite  New  101  0,793 
Lignite  CCS  10,1  0,096 
Gas  Conventional old 1  57  0,572 
Gas  Conventional old 2  57  0,502 
Gas  CCGT old 1  57  0,514 
Gas  CCGT old 2  57  0,429 
Gas  CCGT new  57  0,355 
Gas  CCGT CCS  57  0,040 
Gas  OCGT old  57  0,588 
Gas  OCGT new  57  0,490 
Light oil  -  78  0,805 
Heavy oil  Old 1  78  0,805 
Heavy oil  Old 2  78  0,704 
Oil shale  Old  100  1,245 
Oil shale  New  100  0,926 
Fuente: Red Eléctrica de España 
Como resultado de las anteriores hipótesis de precios de combustibles y de emisiones de CO  se 
2
obtienen los costes variables de generación de las tecnologías de generación consideradas en el 
escenario de ámbito europeo que se presentan en la figura D.1 y figura D.2. En dichas figuras, 
las tecnologías instaladas en el sistema peninsular español son las que se representan con color 
anaranjado. 
   
337

 
Figura D.1. Coste de generación por tecnologías de escenarios H2025. Precio CO2 23,3 €/ t 
Fuente: Red Eléctrica de España 
Figura D.2. Coste de generación por tecnologías de escenarios H2030. Precio CO2 de 34,7 €/ t 
Fuente: Red Eléctrica de España 
   
338

 
Horas de funcionamiento generación renovable 
En la tabla D.3 se recogen las horas de funcionamiento obtenidas a partir de la información 
proporcionada por el MITECO para el sistema español. En el caso de que se produzcan vertidos, 
el número de horas de funcionamiento puede verse reducido. 
Tabla D.3. Horas de funcionamiento anuales por tecnología 
Horas funcionamiento anuales MITECO 
Tecnologías 
2025 Objetivo  2030 Objetivo  2025 Tendencial  2030 Tendencial 
Eólica terrestre (1)  2.100./2.300./2.500  2.100./2.300./2.500  2.100./2.300./2.100  2.100./2.300./2.100 
Eólica marina  3.100  3.100  -  - 
Termosolar existente  2.558  2.558  2.558  2.558 
Termosolar futura  3.594  3.594  -  - 
Fotovoltaica  1.800  1.800  1.800  1.800 
Cogeneración y otros (2)  4.825  4.609  5.145  4.845 
Resto RES (2)  6.780  7.055  6.771  6.963 
(1) Dependiendo del tipo de eólica (existente/repotenciada/nueva) 
Fuente: Red Eléctrica de España 
Demanda eléctrica 
Para establecer los valores de demanda eléctrica prevista se han adaptado los valores a nivel 
nacional proporcionados por el MITECO a valores para el sistema peninsular español en los 
distintos escenarios y horizontes analizados. En el resto de sistemas eléctricos se utilizan los 
valores del escenario ENTSO-E del horizonte 2025 (Best Estimate 2025) y del escenario 
Distributed Generation (DG) para el horizonte 2030. 
Los valores considerados en el modelo – escenario peninsular adaptado - para la senda de 
escenarios Tendencial se muestran en la tabla D.4. En la tabla D.5 se recogen los valores 
correspondientes a la senda de escenarios Objetivo. 
Tabla D.4. Valores de demanda Escenario Tendencial MITECO H2025 y H2030 
Escenario Tendencial  Escenario Tendencial 
Demanda eléctrica  MITECO (nacional)  Peninsular ADAPTADO 
2025  2030  2025  2030 
Demanda b.c. Nacional (TWh)  279,1  286,3  279,1  286,3 
Demanda b.c. Peninsular (TWh)  -    262  268 
Punta de demanda Peninsular (MW)  -    46.885  49.624 
Fuente: Red Eléctrica de España 
Tabla D.5. Valores de demanda eléctrica Escenario Objetivo MITECO H2025 y H2030 
Escenario Objetivo   Escenario Objetivo 
Demanda eléctrica  MITECO (nacional)  Peninsular ADAPTADO 
2025  2030  2025  2030 
Demanda b.c. Nacional (TWh)  274,8  280,4  274,8  280,4  es
Demanda b.c. Peninsular (TWh)      258  263  bo
Punta de demanda Peninsular (MW)      46.454  47.768  06www.
Fuente: Red Eléctrica de España  
339

 
Parque de generación instalada 
En los escenarios tendenciales, los aspectos más relevantes en cuanto al parque de generación 
considerado por el MITECO son el mantenimiento del parque nuclear actualmente en servicio y 
la reducción del parque de generación con carbón respecto al actual en 2025 manteniéndose 
sin variación en el periodo 2025-2030. Se considera un crecimiento moderado del parque de 
generación eólica (terrestre y marina) y solar fotovoltaica mientras que se mantiene el parque 
de generación termosolar actual en ambos horizontes. La cogeneración reduce su potencia de 
forma paulatina desde el valor actualmente en servicio hasta el horizonte 2030. 
Tabla D.6. Potencia instalada Escenario Tendencial MITECO H2025 y H2030 
Escenario Tendencial  Escenario Tendencial 
Tecnología  MITECO (nacional)  Peninsular ADAPTADO 
(datos en MW) 
2025  2030  2025  2030 
Nuclear  7.400  7.400  7.117  7.117 
Carbón de importación  2.115  2.115  2.085  2.085 
Carbón nacional  50  50  0  0 
Ciclo combinado  27.530  27.530  24.560  24.560 
Hidráulica  15.750  15.750  15.750  15.750 
Bombeo  4.390  4.390  4.390  4.390 
Eólica (solo terrestre)  33.030  38.030  31.726  36.350 
Solar fotovoltaica (*)  13.890  18.890  13.274  18.144 
Solar fotovoltaica autoconsumo aislado  30  30     
Solar termoeléctrica  2.300  2.300  2.300  2.300 
Biogás  210  210     
Biomasa  610  610     
Energías del mar  0  0     
Geotermia  0  0     
Resto RES  820  820  820  820 
Cogeneración carbón     0     
Cogeneración gas  3.750  2.020     
Cogeneración productos petrolíferos  360  200     
Cogeneración renovable  250  240     
Cogeneración residuos  20  10     
RSU  160  60     
Similar a cogeneración  280  250     
Cogeneración y otros  4.820  2.790  4.820  2.790 
Fuel/Gas (TNP)  2.790  2.790     
Almacenamiento   0  0  0  0 
Total   114.915  122.885  106.842  114.306 
(*) Incluye la FV y la FV en régimen de autoconsumo  oe.
Fuente: Red Eléctrica de España    w.
340

 
En relación al parque de generación considerado por el MITECO en el Escenario Objetivo cabe 
señalar la reducción paulatina del parque de generación nuclear hasta considerar en 2030 
disponibles tres grupos nucleares de los siete disponibles en la actualidad, y el cierre paulatino 
del parque de generación con carbón hasta su desaparición en el horizonte 2030. Se considera 
un fuerte crecimiento del parque de generación con energías renovables, fundamentalmente 
en la generación eólica y solar fotovoltaica respecto al parque actualmente en servicio. Se 
considera nueva instalación de generación termosolar durante el periodo contemplado. La 
cogeneración se ve reducida paulatinamente respecto al valor actual. 
Tabla D.7. Potencia instalada Escenario Objetivo MITECO H2025 y H2030
Escenario Objetivo  Escenario Objetivo 
Tecnología  MITECO (nacional)  Peninsular ADAPTADO 
(datos en MW)
2025  2030  2025  2030 
Nuclear  7.400  3.180  7.117  3.050 
Carbón de importación  2.115  0  2.085  0 
Carbón nacional  50  0  0  0 
Ciclo combinado  27.300  27.070  24.560  24.560 
Hidráulica  16.000  16.250  16.000  16.250 
Bombeo  5.260  7.890  5.260  7.890 
Eólica (terrestre y marina) (*)  40.630  50.330  39.226  48.550 
Solar fotovoltaica (**)  21.680  39.150  21.064  38.404 
Solar fotovoltaica autoconsumo aislado  30  30  30  0 
Solar termoeléctrica  4.800  7.300  4.800  7.300 
Biogás  240  240     
Biomasa  810  1.410     
Energías del mar  25  50     
Geotermia  15  30     
Resto RES  1.090  1.730  1.090  1.730 
Cogeneración carbón    0     
Cogeneración gas  3.755  3.220     
Cogeneración productos petrolíferos  360  200     
Cogeneración renovable  250  240     
Cogeneración residuos  20  10     
RSU  160  60     
Similar a cogeneración  280  250     
Cogeneración y otros  4.825  3.980  4.825  3.980 
Fuel/Gas (TNP)  2.090  1.400     
Almacenamiento   500  2.500  500  2.500 
Total   133.770  160.810  126.557  154.214 
(*) Para el Escenario Adaptado solo se considera eólica marina en 2030 
(**) Incluye la FV y la FV en régimen de autoconsumo 
Fuente: Red Eléctrica de España   
341

 
En la figura D.3 se recogen los valores de potencia neta correspondiente a cada tecnología de 
generación en el sistema eléctrico español peninsular en los escenarios analizados. 
Figura D.3. Potencia instalada en el Sistema Español Peninsular escenarios MITECO 
Tendencial y Objetivo H2025 y H2030 
60000
50000
40000
MW 30000
20000
10000
0
Nuclear imCaprobrótanc dióen nCaacriboónnal comCbicilnoado Hidraúlica Bombeo Eólica fotoSvoolaltraica autSoaoicsloalanrd sFouVmo termSooellaérctrica Resto RES Cogye noetrroasción Almacetonamien
OBJETIVO 2025 7400 2115 50 27300 16000 5260 40630 21680 30 4800 1090 4825 500
TENDENCIAL 2025 7400 2115 50 27530 15750 4390 33030 13890 30 2300 820 4820 0
OBJETIVO 2030 3180 0 0 27070 16250 7890 50330 39150 30 7300 1730 3980 2500
TENDENCIAL 2030 7400 2115 50 27530 15750 4390 38030 18890 30 2300 820 2790 0
Tecnologías
OBJETIVO 2025 TENDENCIAL 2025 OBJETIVO 2030 TENDENCIAL 2030  
Fuente: Red Eléctrica de España 
Capacidad comercial de intercambio con sistemas eléctricos vecinos 
Los valores de capacidad de intercambio con Francia y Portugal son los recogidos en el 
TYNDP2018 en los horizontes 2025 y 2030. 
Tabla D.8. Valores de interconexión España-Francia, España-Portugal y España-Marruecos 
Escenarios Tendencial y Objetivo 
NTC (MW)  MITECO 
2025  2030 
ES-->FR  5.000  8.000 
FR-->ES  5.000  8.000 
ES-->PT  4.200  4.200 
PT-->ES  3.500  3.500 
Fuente: Red Eléctrica de España 
El intercambio entre España y Marruecos se modela con un perfil de intercambio con un saldo 
anual 0 GWh. 
Resultados de los escenarios analizados para el horizonte 2025 
Los resultados completos de las simulaciones de los escenarios Tendencial y Objetivo 2025 se 
presentan en la figura D.4 y figura D.5, respectivamente. En la tabla D.9 se recoge la comparación 
de los resultados obtenidos para los escenarios Tendencial y Objetivo en el horizonte 2025. 
   
342

 
Tabla D.9. Resultados comparados escenarios Tendencial y Objetivo H2025 del PNIEC 
Diferencias 
Escenarios  Objetivo H2025 (1)  Tendencial H2025.(2) 
(1)-(2) 
DEMANDA [TWh] (*)  258  262  -4 
GENERACIÓN [GWh]  273.384  256.386  16.997 
Nuclear [GWh]  50.616  51.617  -1.001 
% sobre la generación total  18,5%  20,1%  -1,6% 
Pot. Instalada [MW]  7.117  7.117  0 
Horas equiv.p.c.  7.112  7.253  -141 
Carbón [GWh]  10.171  10.820  -650 
% sobre la generación total  3,7%  4,2%  -0,5% 
Pot. Instalada [MW]  2.085  2.085  0 
Horas equiv.p.c.  4.878  5.190  -312 
Ciclo combinado [GWh]  11.541  33.184  -21.643 
% sobre la generación total  4,2%  12,9%  -8,7% 
Pot. Instalada [MW]  24.560  24.560  0 
Horas equiv.p.c.  470  1.351  -881 
Hidráulica [GWh]  32.435  32.484  -49 
% sobre la generación total  11,9%  12,7%  -0,8% 
Pot. Instalada [MW]  21.260  20.140  1.120 
Horas equiv.p.c.  1.526  1.613  -87 
Eólica [GWh]  87.716  68.293  19.423 
% sobre la generación total  32,1%  26,6%  5,4% 
Pot. Instalada [MW]  39.226  31.726  7.500 
Horas equiv.p.c.  2.236  2.153  84 
Solar FV [GWh] (**)  36.618  23.851  12.767 
% sobre la generación total  13,4%  9,3%  4,1% 
Pot. Instalada [MW]  21.064  13.274  7.790 
Horas equiv.p.c.  1.738  1.797  -58 
Termosolar [GWh]  13.633  5.766  7.867 
% sobre la generación total  5%  2,2%  2,7% 
Pot. Instalada [MW]  4.800  2.300  2.500 
Horas equiv.p.c.  2.840  2.507  333 
Resto RES [GWh]  7.378  5.552  1.826 
% sobre la generación total  2,7%  2,2%  0,5% 
Pot. Instalada [MW]  1.090  820  270 
Horas equiv.p.c.  6.769  6.771  -2 
Cogen y otros [GWh]  23.276  24.818  -1.542 
% sobre la generación total  8,5%  9,7%  -1,2% 
Pot. Instalada [MW]  4.825  4.820  5 
Horas equiv.p.c.  4.824  5.149  -325 
BALANCE ALMACENAMIENTO [GWh]  -1.436  -646  -790 
Consumo almacenamiento [GWh]  6.157  2.585  3.571 
Producción  almacenamiento  diario  
4.086  1.939  2.146 
[GWh] 
Producción almacenamiento estacional 
635  0  635 
[GWh] 
GENERACIÓN RENOVABLE [GWh]  177.780  135.947  41.833 
Vertidos renovable [GWh]  4.248  142  4.106 
INTERCONEXIONES       
Saldo neto [GWh] 
13.805  -6.357  20.162 
(+ exportación desde ESPAÑA) 
FRANCIA [GWh]  5.011  -8.078  13.089 
PORTUGAL [GWh]  8.793  1.721  7.073  es
Congestiones (% horas) ES-FR        oe.
ES ->FR  39,14%  19,8%  19,3%  w.
FR ->ES  23,12%  39,2%  -16%  06ww
CESo n->gPeTs tiones (% horas) ES-PT  8,46%   1,5%   7% 
343

 
Diferencias 
Escenarios  Objetivo H2025 (1)  Tendencial H2025.(2) 
(1)-(2) 
PT -> ES  1,78%  1,7%  0,1% 
SPREAD MEDIO ES - FR [€/MWh]  15  7,8  7,2 
COSTES DEL SISTEMA       
Coste marginal [€/MWh]  55,9  68,8  -12,9 
Coste variable de generación [€/MWh]  56,5  68,9  -12,5 
Total anual coste variable gen [M€]  14.581  17.942  -3.490 
RENTA CONGESTIÓN ESPAÑA [M€]  251  130  122 
COSTE VARIABLE TOTAL [M€ anuales]  14.330  17.942  -3.612 
Indicadores participación RES (%)       
Res/demanda  69%  52%  17% 
Res/Gen total  65%  53%  12% 
       
Notas:   (*) Incluye demanda autoconsumida. 
(**) Incluye generación de FV y FV en régimen de autoconsumo. 
Coste medio marginal (€/MWh): Coste de adquisición de la energía ponderado por la demanda. 
Coste variable generación (€/MWh): Coste de adquisición de la energía más el coste de la generación 
térmica adicional necesaria para alcanzar el umbral mínimo de generación síncrona despachable. 
Total anual coste variable generación (M€): Coste total de adquisición de la energía más el coste total de 
la generación térmica adicional. 
Fuente: Red Eléctrica de España 
Desde el punto de vista del balance de producción, las principales diferencias se deben a que el 
Escenario Tendencial considera una mayor demanda en barras de central junto, con menores 
capacidades de renovables y de almacenamiento, lo que deriva en una mayor generación 
térmica, tanto de ciclos como de carbones y menor generación de renovables, en relación al 
Escenario Objetivo.  
En relación a las interconexiones, el saldo de España con Francia se pasa de un saldo importado, 
recogido en el Escenario Tendencial, a un saldo exportador en el Escenario Objetivo, debido a 
que en este último la cantidad de energía más barata “exportable” es mayor que en el caso del 
Escenario Tendencial. 
En términos de costes, por lo que se deriva de lo anterior, el Escenario Objetivo presenta una 
reducción de costes de unos 13€/MWh en términos tanto de coste marginal y como de coste 
variable. 
   
344

 
Figura D.4. Resultados Escenario Tendencial H2025 
Escenario Tendencial H2025. Plan de Energía y Cambio Climático.  
España Peninsular Generacion mínima síncrona: 5N+5 Térmicas Cod 03_2025
La demanda en ES (TWh):  262 Demanda punta (MW): 46,885
Capacidad instalada en España (MW) Capacidad de intercambio (MW)
MW %
Nuclear 7,117 7%
Carbón 2,085 2% 2% 1%5% 0% 7% 2%
Ciclos 24,560 23% 0%
Hidráulica (+ bombeo) 20,140 19% 12%
Eólica 31,726 30% 23% 5,000
Solar FV 13,274 12%
Termosolar 2,300 2% 30% 5,000
Termosolar almacen. 9h 0 0% 4,200
Resto RES 820 1% 19% 3,500
Cogeneración y otros  4,820 5%
Baterías 0 0%
Total sistema eléctrico 106,842 100% 600 900
Marruecos
Informacion adicional:
Generación sin emisiones en ES (MW) 75,377 71% del total del sistema eléctrico
(Renovables (incluye bombeo)+nuclear)
RES en España peninsular (MW) 68,260 64% del total del sistema eléctrico
RES en Portugal (MW) 16,681 77% del total del sistema eléctrico
RES en Europa (%) 60% Gen. térmica síncrona mínima (MW): 5N+5 Térmicas
Balance de generación (GWh). España peninsular Saldo de intercambios anual  (GWh)
Horas        10%
GWh % utilización  0% 2% 20%
Nuclear 51,617 20% 7,253 2%
Carbón 10,820 4% 5,190
Ciclos 33,184 13% 1,351 9% 4% 7,930
Hidráulica 32,484 13% 1,613
13%
Eólica 68,293 27% 2,153 27%
Solar FV  23,851 9% 1,797 13% 16,008
Termosolar  5,766 2% 2,507 4,797
Termosolar almacen. 9h 0 0% 0 3,076
Resto RES  5,552 2% 6,771
Cogeneración y otros  24,818 10% 5,149
Generación  256,386 100%   Perfil exportador con Marruecos:0
Saldo ES-FR -8,078
Balance almacenamiento -646 Saldo ES-PT: 1,721
Consumo almacenamiento 2,585 Saldo Neto + Marruecos: -6,357 ES IMPORT
Producción bombeo 1,939 CONGESTIONES (% horas)
Producción baterías 0 ES-FR 19.8% 39.2%
ES-PT 1.5% 1.7%
Spread ES-FR (€/MWh): 7.8
Informacion adicional:
RES en Portugal (GWh) 29,174 60% de la generac. Elec. 56% de la demanda
RES en España (GWh) 135,947 53% de la generac. Elec. 52% de la demanda
RES en Europa (GWh) 1,690,008 49%de la demanda total
Rentas de la congestión (M€): 130
Vertidos (GWh) Energía no suministrada (GWh)
España 142 España 0
0.14% del producible eólico y solar 0 Horas
Costes en España
Coste variable (€/MWh):  68.9
Coste medio marginal (€/MWh): 68.8
Otros: 
Total coste gen adicional síncrona min (M€): 27
Total anual Coste var generación (M€): 18,071
Fuente: Red Eléctrica de España    
345

 
Figura D.5. Resultados Escenario Objetivo H2025 
España Peninsular Generacion mínima síncrona: 5N+5 Térmicas Cod 01_2025
La demanda en ES (TWh):  258 Demanda punta (MW): 46,454
Capacidad instalada en España (MW) Capacidad de intercambio (MW)
MW %
Nuclear 7,117 6%
Carbón 2,085 2% 2% 1%4% 0% 6% 2%
Ciclos 24,560 19% 2%
Hidráulica (+ bombeo) 21,260 17% 17% 19%
Eólica 39,226 31% 5,000
Solar FV 21,064 17%
Termosolar 2,300 2% 5,000
Termosolar almacen. 9h 2,500 2% 31% 17% 4,200
Resto RES 1,090 1% 3,500
Cogeneración y otros  4,825 4%
Baterías 500 0%
Total sistema eléctrico 126,527 100% 600 900
Marruecos
Informacion adicional:
Generación sin emisiones en ES (MW) 94,557 75% del total del sistema eléctrico
(Renovables (incluye bombeo)+nuclear)
RES en España peninsular (MW) 87,440 69% del total del sistema eléctrico
RES en Portugal (MW) 16,681 77% del total del sistema eléctrico
RES en Europa (%) 61% Gen. térmica síncrona mínima (MW): 5N+5 Térmicas
Balance de generación (GWh). España peninsular Saldo de intercambios anual  (GWh)
Horas       
GWh % utilización  3% 9% 19%
Nuclear 50,616 19% 7,112 3%
Carbón 10,171 4% 4,878 2%
4%
Ciclos 11,541 4% 470 14,902
Hidráulica 32,435 12% 1,526 13% 4%
Eólica 87,716 32% 2,236 12%
Solar FV  36,618 13% 1,738 32% 9,891
Termosolar  5,371 2% 2,335 11,467
Termosolar almacen. 9h 8,262 3% 3,305 2,674
Resto RES  7,378 3% 6,769
Cogeneración y otros  23,276 9% 4,824
Generación  273,384 100%   Perfil exportador con Marruecos:0
Saldo ES-FR 5,011
Balance almacenamiento -1,436 Saldo ES-PT: 8,793
Consumo almacenamiento 6,157 Saldo Neto + Marruecos: 13,805 ES EXPORT
Producción bombeo 4,086 CONGESTIONES (% horas)
Producción baterías 635 ES-FR 39.1% 23.1%
ES-PT 8.5% 1.8%
Spread ES-FR (€/MWh): 15.0
Informacion adicional:
RES en Portugal (GWh) 29,175 69% de la generac. Elec. 56% de la demanda
RES en España (GWh) 177,780 65% de la generac. Elec. 69% de la demanda
RES en Europa (GWh) 1,721,651 50%de la demanda total
Emisiones CO2 del mix de generacion (Kton)(1): 18,600 Rentas de la congestión (M€): 251
(1) Incluye emisiones del  conjunto Cogeneración y otros de acuerdo con la información proporcionada por el MITECO.
Vertidos (GWh) Energía no suministrada (GWh)
España 4,248 España 0
2.99% del producible eólico y solar 0 Horas
Costes en España
Coste variable (€/MWh):  56.5
Coste medio marginal (€/MWh): 55.9
Otros: 
Total coste gen adicional síncrona min (M€): 142
Total anual Coste var generación (M€): 14,581
Fuente: Red Eléctrica de España    
346

 
Resultados de los escenarios analizados para el horizonte 2030
Los resultados completos de las simulaciones de los escenarios Tendencial y Objetivo 2030 se 
presentan en la figura D.6 y figura D.7 respectivamente. En la tabla D.10 se recoge la 
comparación de los resultados obtenidos para los escenarios Tendencial y Objetivo en el 
horizonte 2030. 
Tabla D.10. Resultados comparados escenarios Tendencial y Objetivo H2030 del PNIEC 
Diferencias 
Escenarios  Objetivo H2030 (1)  Tendencial H2030.(2) 
(1)-(2) 
DEMANDA [TWh] (*)  262,7  268,2  -5,5 
GENERACIÓN [GWh]  306.943  271.935  35.008 
Nuclear [GWh]  22.034  51.630  -29.596 
% sobre la generación total  7,2%  19,0%  -11,8% 
Pot. Instalada [MW]  3.050  7.117  -4.067 
Horas equiv.p.c.  7.224  7.255  -31 
Carbón [GWh]  0  9.942  -9.942 
% sobre la generación total  0,0%  3,7%  -3,7% 
Pot. Instalada [MW]  0  2.085  -2.085 
Horas equiv.p.c.  0  4.768  -4.768 
Ciclo combinado [GWh]  27.617  40.676  -13.059 
% sobre la generación total  9,0%  15,0%  -6,0% 
Pot. Instalada [MW]  24.560  24.560  0 
Horas equiv.p.c.  1.124  1.656  -532 
Hidráulica [GWh]  32.376  32.484  -108 
% sobre la generación total  10,5%  11,9%  -1,4% 
Pot. Instalada [MW]  24.140  20.140  4.000 
Horas equiv.p.c.  1.341  1.613  -272 
Eólica [GWh] (**)  109.464  78.947  30.517 
% sobre la generación total  35,7%  29,0%  6,6% 
Pot. Instalada [MW]  48.550  36.350  12.200 
Horas equiv.p.c.  2.255  2.172  83 
Solar FV [GWh] (***)  65.180  32.564  32.616 
% sobre la generación total  21,2%  12,0%  9,3% 
Pot. Instalada [MW]  38.404  18.144  20.260 
Horas equiv.p.c.  1.697  1.795  -98 
Termosolar [GWh]  19.785  5.767  14.018 
% sobre la generación total  6,4%  2,1%  4,3% 
Pot. Instalada [MW]  7.300  2.300  5.000 
Horas equiv.p.c.  2.710  2.508  203 
Resto RES [GWh]  12.088  5.709  6.378 
% sobre la generación total  3,9%  2,1%  0,8% 
Pot. Instalada [MW]  1.730  820  1.190 
Horas equiv.p.c.  6.987  6.963  -472 
Cogen y otros [GWh]  18.399  14.215  -3.577 
% sobre la generación total  6,0%  5,2%  16.494 
Pot. Instalada [MW]  3.980  2.790  9.621 
Horas equiv.p.c.  4.623  5.095  3.296 
BALANCE ALMACENAMIENTO [GWh]  -4.964  -1.387  -3.577 
Consumo almacenamiento [GWh]  22.042  5.549  16.494 
Producción almacenamiento diario 
13.782  4.161  9.621 
[GWh] 
Producción almacenamiento 
3.296  0  3.296 
estacional [GWh] 
GENERACIÓN RENOVABLE [GWh]  238.892  155.472  83.421  es
Vertidos renovable [GWh]  13.776  176  13.600  oe.
INTERCONEXIONES        w.
S(F+Ra lAedxNopC noIAertt a[oGc [iWóGnWh ]d he]s de ESPAÑA)  3297..132157   -22..035442   3269..197795   2021-5106n https://ww
347

 
Diferencias 
Escenarios  Objetivo H2030 (1)  Tendencial H2030.(2) 
(1)-(2) 
PORTUGAL [GWh]  12.192  4.396  7.796 
Congestiones (% horas) ES-FR       
ES ->FR  53,21%  17,74%  35,5% 
FR ->ES  8,55%  15,09%  -6,5% 
Congestiones (% horas) ES-PT       
ES ->PT  7,96%  2,03%  5,9% 
PT -> ES  0,65%  2,68%  -2,0% 
SPREAD MEDIO ES - FR [€/MWh]  23,4  4,9  18,4 
COSTES DEL SISTEMA       
Coste marginal [€/MWh]  53,2  77,5  -24,3 
Coste variable de generación 
56  77,8  -21,6 
[€/MWh] 
Total anual coste vble gen [M€]  14.759  20.868  -6.108,9 
RENTA CONGESTIÓN ESPAÑA [M€]  579  166  412,4 
COSTE VARIABLE TOTAL [M€ anuales]  14.180  20.701  -6.521 
Indicadores participación RES (%)       
Res/demanda  91%  58%  33% 
Res/Gen total  78%  57%  21% 
       
Notas:   (*) Incluye demanda autoconsumida. 
(**) En el Escenario Objetivo, se incluye la generación de eólica terrestre y marina. 
(***) Incluye generación de FV y FV en régimen de autoconsumo. 
Coste medio marginal (€/MWh): Coste de adquisición de la energía ponderado por la demanda. 
Coste variable generación (€/MWh): Coste de adquisición de la energía más el coste de la generación 
térmica adicional necesaria para alcanzar el umbral mínimo de generación síncrona despachable. 
Total anual coste variable generación (M€): Coste total de adquisición de la energía más el coste total de 
la generación térmica adicional. 
Fuente: Red Eléctrica de España 
Desde el punto de vista del balance de producción, las principales diferencias se deben a que el 
Escenario Tendencial considera una mayor demanda en barras de central, junto con menores 
capacidades de renovables y de almacenamiento, lo que deriva en una mayor generación 
térmica, tanto de ciclos como de carbones (este último desaparece del mix en el Escenario 
Objetivo) y menor generación de renovables, en relación al Escenario Objetivo 
En relación a las interconexiones, el saldo de España con Francia en el Escenario Objetivo es 
mayor al correspondiente al Escenario Tendencial debido a la mayor energía más barata que 
existe en España y que se exporta en gran medida a Francia. 
En términos de costes, por lo que se deriva de lo anterior, el Escenario Objetivo presenta una 
reducción de costes tanto en términos de coste marginal como en términos de coste variable, 
de 24 y 22 €/MWh, respectivamente. 
   
348

 
Figura D.6. Resultados Escenario Tendencial H2030 
Fuente: Red Eléctrica de España 
Escenario Tendencial H2030. Plan de Energía y Cambio Climático. 
España Peninsular Generacion mínima síncrona: 5N+5 Térmicas Cod 04_2030
La demanda en ES (TWh):  268 Demanda punta (MW): 49,624
Capacidad instalada en España (MW) Capacidad de intercambio (MW)
MW %
Nuclear 7,117 6%
CCiacrlboósn 224,,058650 221%% 2% 0%12%%0% 6%2%
Hidráulica (+ bombeo) 20,140 18% 16%
Eólica 36,350 32% 21% 8,000
Solar FV 18,144 16%
Termosolar 2,300 2% 32% 8,000
Termosolar almacen. 9h 0 0% 18% 4,200
Resto RES 820 1% 3,500
Cogeneración y otros  2,790 2%
Baterías 0 0%
Total sistema eléctrico 114,306 100% 600 900
Marruecos
Informacion adicional:
Generación sin emisiones en ES (MW) 84,871 74% del total del sistema eléctrico
(Renovables (incluye bombeo)+nuclear)
RES en España peninsular (MW) 77,754 68% del total del sistema eléctrico
RES en Portugal (MW) 22,239 81% del total del sistema eléctrico
RES en Europa (%) 70% Gen. térmica síncrona mínima (MW): 5N+5 Térmicas
Balance de generación (GWh). España peninsular Saldo de intercambios anual  (GWh)
Horas       
GWh % utilización  0%2% 2%5% 19%
Nuclear 51,630 19% 7,255
Carbón 9,942 4% 4,768 12%
Ciclos 40,676 15% 1,656 4% 18,474
Hidráulica 32,484 12% 1,613
15%
Eólica 78,947 29% 2,172 29%
Solar FV  32,564 12% 1,795 12% 20,528
Termosolar  5,767 2% 2,508 7,354
Termosolar almacen. 9h 0 0% 0 2,958
Resto RES  5,709 2% 6,963
Cogeneración y otros  14,215 5% 5,095
Generación  271,935 100%   Perfil exportador con Marruecos:0
Saldo ES-FR -2,054
Balance almacenamiento -1,387 Saldo ES-PT: 4,396
Consumo almacenamiento 5,549 Saldo Neto + Marruecos: 2,342 ES EXPORT
Producción bombeo 4,161 CONGESTIONES (% horas)
Producción baterías 0 ES-FR 17.7% 15.1%
ES-PT 2.0% 2.7%
Spread ES-FR (€/MWh): 4.9
Informacion adicional:
RES en Portugal (GWh) 38,310 71% de la generac. Elec. 64% de la demanda
RES en España (GWh) 155,472 57% de la generac. Elec. 58% de la demanda
RES en Europa (GWh) 2,188,898 53%de la demanda total
Rentas de la congestión (M€): 166
Vertidos (GWh) Energía no suministrada (GWh)
España 176 España 0
0.15% del producible eólico y solar 0 Horas
Costes en España
Coste variable (€/MWh):  77.8
Coste medio marginal (€/MWh): 77.5
Otros: 
Total coste gen adicional síncrona min (M€): 85
Total anual Coste var generación (M€): 20,868
   
349

 
Figura D.7. Resultados Escenario Objetivo H2030 
Escenario Objetivo H2030. Plan de Energía y Cambio Climático.  
España Peninsular Generacion mínima síncrona: 3N+7 Térmicas Cod 01_2030
La demanda en ES (TWh):  263 Demanda punta (MW): 47,768
Capacidad instalada en España (MW) Capacidad de intercambio (MW)
MW %
Nuclear 3,050 2%
Carbón 0 0% 1% 1%3% 2%2%0%
Ciclos 24,560 16% 3% 16%
Hidráulica (+ bombeo) 24,140 16%
Eólica 48,550 31% 8,000
Solar FV 38,404 25% 25% 16%
Termosolar 2,300 1% 8,000
Termosolar almacen. 9h 5,000 3% 4,200
Resto RES 1,730 1% 31% 3,500
Cogeneración y otros  3,980 3%
Baterías 2,500 2%
Total sistema eléctrico 154,214 100% 600 900
Marruecos
Informacion adicional:
Generación sin emisiones en ES (MW) 123,174 80% del total del sistema eléctrico
(Renovables (incluye bombeo)+nuclear)
RES en España peninsular (MW) 120,124 78% del total del sistema eléctrico
RES en Portugal (MW) 22,239 81% del total del sistema eléctrico
RES en Europa (%) 71% Gen. térmica síncrona mínima (MW): 3N+7 Térmicas
Balance de generación (GWh). España peninsular Saldo de intercambios anual  (GWh)
Horas       
GWh % utilización  5%4% 6% 9%7%
Nuclear 22,034 7% 7,224 2% 9%
Carbón 0 0% 0
Ciclos 27,617 9% 1,124 11% 34,464
Hidráulica 32,376 11% 1,341 21%
Eólica 109,464 36% 2,255
Solar FV  65,180 21% 1,697 36% 7,339
Termosolar  4,629 2% 2,013 13,376
Termosolar almacen. 9h 15,156 5% 3,031 1,184
Resto RES  12,088 4% 6,987
Cogeneración y otros  18,399 6% 4,623
Generación  306,943 100%   Perfil exportador con Marruecos:0
Saldo ES-FR 27,125
Balance almacenamiento -4,964 Saldo ES-PT: 12,192
Consumo almacenamiento 22,042 Saldo Neto + Marruecos: 39,317 ES EXPORT
Producción bombeo 13,782 CONGESTIONES (% horas)
Producción baterías 3,296 ES-FR 53.2% 8.6%
ES-PT 8.0% 0.7%
Spread ES-FR (€/MWh): 23.4
Informacion adicional:
RES en Portugal (GWh) 38,263 82% de la generac. Elec. 64% de la demanda
RES en España (GWh) 238,892 78% de la generac. Elec. 91% de la demanda
RES en Europa (GWh) 2,249,614 55%de la demanda total
Rentas de la congestión (M€): 579
Vertidos (GWh) Energía no suministrada (GWh)
España 13,776 España 0
6.62% del producible eólico y solar 0 Horas
Costes en España
Coste variable (€/MWh):  56.2
Coste medio marginal (€/MWh): 53.2
Otros: 
Total coste gen adicional síncrona min (M€): 783
Total anual Coste var generación (M€): 14,759
Fuente: Red Eléctrica de España 
   
350

 
ANEXO D.2. GARANTÍA DE SUMINISTRO: ANÁLISIS PROBABILISTA DE LA 
COBERTURA ESCENARIO OBJETIVO 2030 
A continuación, se expone la metodología utilizada y los resultados de los estudios de cobertura 
del sistema eléctrico peninsular español para el Escenario Objetivo 2030 definido por el MITECO 
dentro del PNIEC para verificar la garantía de suministro en el escenario en lo que respecta a la 
cobertura de la demanda. 
Asimismo, se describe brevemente la metodología probabilista utilizada, coincidente con la 
desarrollada en el ámbito europeo en ENTSO-E86 para los análisis MAF (Medium-term Adequacy 
Forecasts)87 y una descripción del significado de los índices de cobertura de la demanda. 
Metodología probabilista de análisis de cobertura 
El análisis de la cobertura en el Escenario Objetivo 2030 consiste en la simulación de las 
necesidades de cobertura de la demanda del sistema utilizando para ella la metodología 
probabilista utilizada en los estudios de cobertura que realiza ENTSO-E en los estudios sobre 
análisis de cobertura a medio plazo (MAF). 
La cobertura de la demanda se refiere a la capacidad de los recursos de generación disponibles 
para suministrar la demanda de electricidad en el sistema en todas las horas del año de estudio 
y consiste en la existencia de suficientes recursos para satisfacer tanto la demanda de los 
consumidores, como los requerimientos operacionales del sistema eléctrico La cuantificación de 
dicha capacidad para suministrar la demanda se realiza mediante la determinación de los valores 
correspondientes al escenario de estudio de los diferentes indicadores de cobertura, que se 
detallarán más adelante. 
Los estudios utilizan un modelo simplificado del sistema eléctrico europeo en el que cada 
sistema (zona de oferta) se representa como un nudo único interconectado con sus sistemas 
vecinos con el valor de capacidad comercial de intercambio que se considera disponible para el 
mercado. No se tienen en cuenta pérdidas ni eventuales limitaciones en la evacuación de la 
generación  o  pérdidas  de  suministro  debido  a congestiones  o  indisponibilidades  de  los 
elementos de la red interna de cada sistema. 
El parque de generación y de almacenamiento se establece en este escenario mediante una 
estimación determinista de la potencia instalada en el sistema de cada una de las tecnologías de 
generación  y  almacenamiento  junto  con  una  serie  de  hipótesis  de  funcionamiento  e 
indisponibilidad que determinan su disposición a generar o consumir electricidad en cada una 
de las horas del escenario de estudio. 
Los estudios se realizan teniendo en cuenta los países pertenecientes a ENTSO-E. El modelo 
europeo analizado es el 2030DG, Distributed Generation in 2030, empleado en el ejercicio del 
Ten Years Network Development Plan correspondiente a 201888. Este escenario de generación 
distribuida corresponde con un escenario de prosumidores como figuras centrales en el Sistema, 
generación renovable a pequeña escala, gran implementación de baterías y una sociedad 
                                                            06ww
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351

 
comprometida con la transición energética y empoderada, que cambia sus hábitos de consumo 
y su vector energético hacia la electricidad. 
Sobre este modelo europeo, el modelo de España se actualiza con los nuevos datos del PNIEC y 
el resto de países se dejan con los mismos datos que los utilizados para el análisis de ENTSO-E. 
Para la inclusión en el modelo europeo del Escenario Objetivo 2030 para el sistema eléctrico 
español se requiere la adaptación de las hipótesis relativas a la capacidad de generación 
instalada de cada tecnología, así como la conversión de los valores de potencia a valores netos. 
Los resultados de los estudios probabilistas dependen de una serie de variables que pueden 
considerarse independientes entre sí, principalmente las indisponibilidades fortuitas de las 
interconexiones  entre  sistemas  vecinos  y  las  indisponibilidades  fortuitas  de  los  grupos 
generadores, y de otras variables dependientes de la climatología, y que, por tanto, no pueden 
ni considerarse, ni modelarse como independientes entre sí, principalmente los valores de 
demanda y capacidades de producción hidráulica, fotovoltaica y eólica. 
La incertidumbre estocástica dependiente de las variables climáticas se modela mediante una 
serie de 34 años climáticos utilizada en ENTSO-E (1982-2015). 
Cada año climático seleccionado consiste en la combinación de las variables meteorológicas 
registradas en dicho año relativas a temperaturas, viento, irradiación solar y disponibilidad de 
recurso hidráulico extrapoladas a la estimación de demanda y generación renovable teniendo 
en cuenta la energía demandada en un año medio estimada para ese año y las capacidades de 
generación hidráulica, eólica y solar estima-das en el Escenario Objetivo para dicho año. Con 
estos datos se dispone de series horarias para un año completo de la demanda del sistema y de 
la generación renovable con un perfil correspondiente a dicho año climático. La demanda media 
considerada en el estudio es la demanda de electricidad peninsular estimada de manera 
determinista en el Escenario Objetivo 2030 del PNIEC. 
La incertidumbre estocástica dependiente de las indisponibilidades fortuitas de los grupos de 
generación se modela mediante simulaciones de Monte Carlo, sorteos que asignan de manera 
aleatoria  los  patrones  horarios  de  indisponibilidad  fortuita  de  generadores  y  líneas  de 
interconexión afectando a la disponibilidad de grupos generadores en cada hora. Para cada año 
climático de la serie se simulan 20 sorteos (N=20), lo que supone un total de 680 simulaciones 
distintas para cada hora del año, es decir, la simulación de 680 años posibles correspondientes 
al año 2030 con las hipótesis del Escenario Objetivo de dicho año. 
Para este análisis probabilista, se han incluido reservas de control frecuencia-potencia mínimas 
en todos los países europeos. Según la metodología MAF de ENTSO-E, estas reservas se modelan 
para la mayoría de los países como una demanda adicional para no reducir la capacidad térmica. 
La reserva de control de frecuencia potencia de España utilizada es de 1280 MW, representando 
un 3% de la punta de demanda y ligeramente superior al mayor grupo térmico modelado. 
La herramienta utilizada para la determinación de los indicadores de cobertura incluye un motor 
de simulación de modelos de mercado, que calcula los costes marginales de generación para los 
diferentes sistemas como parte de un problema de minimización del coste de generación. Este  e
motor se utiliza en el análisis de la cobertura de la demanda para la determinación de los flujos  b
a través de las interconexiones entre los diferentes sistemas mediante simulaciones que  06ww
dbaesteer munin mane recl acdáolc udleo  cdoeml dpeestpeancchiao  pdeer fgeecntae reanci ólan . gEesntaesr ascimiónu laecléiocntreics au. tLiloizsa nv acloomreos  hdiep óctoessties 
352

 
Tabla D.11. Resultados del análisis probabilístico de la cobertura. 
Escenario Objetivo 2030. Caso Base. España 
   Demanda  Indicadores cobertura 
   Demanda total(TWh)  Punta(GW)  EENS (MWh/año)  LOLE (h/año)  LOLP (%) 
1982  279  45  0  0  0% 
1983  280  49  0  0  0% 
1984  262  48  0  0  0% 
1985  282  51  0  0  0% 
1986  282  47  0  0  0% 
1987  280  48  0  0  0% 
1988  279  47  0  0  0% 
1989  278  46  0  0  0% 
1990  280  46  0  0  0% 
1991  284  47  0  0  0% 
1992  281  47  0  0  0% 
1993  282  48  0  0  0% 
1994  280  47  0  0  0% 
1995  277  46  0  0  0% 
1996  278  47  0  0  0% 
1997  276  46  0  0  0% 
1998  280  45  0  0  0% 
1999  281  47  0  0  0% 
2000  279  47  0  0  0% 
2001  280  48  0  0  0% 
2002  277  44  0  0  0% 
2003  282  48  0  0  0% 
2004  281  46  0  0  0% 
2005  284  48  0  0  0% 
2006  281  48  0  0  0% 
2007  279  47  0  0  0% 
2008  280  45  0  0  0% 
2009  280  48  230,46  0,3  0% 
2010  283  49  0  0  0% 
2011  278  47  0  0  0% 
2012  282  48  0  0  0% 
2013  281  45  0  0  0% 
2014  277  45  0  0  0% 
2015  280  47  0  0  0% 
Valor medio  6,8  0,007  0,00008% 
Fuente: Red Eléctrica de España 
Los resultados obtenidos del análisis de cobertura del sistema peninsular español para este 
Escenario 2030 Objetivo indican que la cobertura de la demanda se encuentra asegurada, 
aunque pueden darse situaciones de energía no suministrada en un promedio de 0,007 horas al 
año con una esperanza de energía no suministrada anual de 6,8 MWh/año. La probabilidad de 
pérdida de carga en cada hora obtenida es de 0,00008%. 
Estos valores son muy inferiores a los valores de indicadores de cobertura utilizados en algunos 
países europeos para el diseño de las necesidades de generación para cobertura de la demanda 
situados en alrededor de 3 h/año con energía no suministrada. En España, en los sistemas 
insulares se utiliza un indicador de pérdida de carga con un valor máximo de 0,2 horas/mes, 
recogido en el Real Decreto 738/2015.  e.e
Se puede concluir, por tanto, que con las hipótesis de demanda y generación del Escenario  06ww
Odebmjeatinvdoa 2 d0e3 n0u, deol  súisntiecom. a eléctrico español es muy fiab le en términos de la cobertura de la
355

 
Hipótesis detalladas del análisis de cobertura para el Escenario Objetivo 2030 
Hipótesis de partida 
El modelo del que parte este análisis MAF es el 2030 Objetivo de nudo único utilizado por ENTSO-
E en los estudios sobre análisis de cobertura a medio plazo (MAF). Este modelo incluye los 
sistemas europeos representados en la siguiente figura: 
Figura D.8. Esquema de los sistemas considerados para el análisis de cobertura. Fuente. ENTSO-E 
Fuente: Red Eléctrica de España 
Capacidad de intercambio 
Los valores de capacidad de interconexión utilizados en los análisis son las que se recogen en la 
siguiente figura. 
Figura D.9. Capacidad de intercambio Escenario Objetivo 2030. 
Fuente: Red Eléctrica de España
No se considera para este análisis de cobertura la aportación de la generación de Marruecos a 
la cobertura del sistema eléctrico peninsular español.  e.
    06ww
356

 
Reservas mínimas de regulación frecuencia-potencia 
La reserva mínima de regulación frecuencia-potencia en el sistema eléctrico peninsular español 
considerada es de 1.280 MW. Esta reserva se modela como una carga fija en todas las horas del 
año, correspondiente a la misma metodología utilizada para modelarla en los análisis de MAF 
de ENTSO-E.
Años climáticos considerados 
Se han considerado los siguientes 34 años climáticos comprendidos entre 1982 y 2015. Los 
perfiles de generación y punta de demanda utilizados se recogen en la siguiente figura. 
Figura D.10. Perfiles y punta de demanda en cada uno de los años climáticos modelados 
p
300 60
250 50
h)
W200 40
manda total (T110500 2300 Punta (GW)
D
50 10
0 0
2 3 4 5 6 7 8 9 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0 1 2 3 4 5
8 8 8 8 8 8 8 8 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1
9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Demanda total (TWh) Punta (GW)  
Fuente: Red Eléctrica de España 
Indisponibilidades de generación consideradas 
Se considera un valor de indisponibilidad fortuita en cada uno de los grupos térmicos modelados 
del 5% del tiempo. Adicionalmente a este valor, se consideran mantenimientos programados en 
las diferentes unidades térmicas nucleares y de ciclo combinado. La siguiente tabla muestra el 
número de horas en las cuales se ha modelado un determinado número de unidades nucleares 
o de ciclo combinado simultáneamente indisponibles debido a indisponibilidades programadas. 
Tabla D.12. Indisponibilidades simultaneas programadas
  Nº unidades con indisponibilidad programada simultánea 
  0  1  2  3  4  5  6  7  8  9  10  11  12  13  14  15  16 
Horas 
mantenimiento 
0  696  840  840  792  696  792  936  480  648  504  648  504  96  216  0  48 
programado en 
CCGT 
Horas 
mantenimiento 
6.096  1.344  1.296  0  -  -  -  -  -  -  -  -  -  -  -  -  - 
programado en 
Nuclear 
Fuente: Red Eléctrica de España  s
Se considera una indisponibilidad programada y fortuita de las interconexiones del 6%.  bo
    06ww
357

 
   
358

 
ANEXO E. CONTRIBUCIÓN DEL PLAN A LOS OBJETIVOS DE 
DESARROLLO SOSTENIBLE DE LA AGENDA 2030 
El 29 de junio de 2018, a propuesta del Grupo de Alto Nivel para la Agenda 2030, el Consejo de 
Ministros aprobó el “Plan de Acción para la Implementación de la Agenda 2030: Hacia una 
Estrategia Española de Desarrollo Sostenible”. En dicho plan se destaca el compromiso de 
España con la Agenda 2030 y la necesidad de que ésta sea una referencia para el conjunto de 
las políticas públicas. 
El plan también resalta el cambio climático como reto adicional a la hora de cumplir con otros 
Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) como los relacionados con el agua, vida submarina o 
ecosistemas terrestres (6, 14, 15) así como el carácter transversal de las medidas para 
combatirlo, lo cual permite sinergias con todos los objetivos. En este sentido, se ha analizado en 
qué grado las distintas medidas contempladas en el PNIEC contribuyen a los distintos ODS. 
Se configuran como objetivos centrales del PNIEC los ODS 7 y 13 (energía asequible y no 
contaminante y acción por el clima), y adicionalmente destacan las siguientes interacciones con 
otros ODS: 
El carácter global y transversal de la lucha contra el cambio climático exige 
alianzas y coordinación en todos los sentidos, tanto entre los sectores 
público y privado como en los niveles local, autonómico, estatal e 
internacional. 
La existencia de competencias concurrentes entre distintos niveles de 
administración, la importancia de la implicación activa del sector privado 
y el peso del contexto europeo e internacional en el ámbito de la energía 
 
y  el  clima,  son  factores  que  obligan  a  desarrollar  mecanismos  de 
cooperación que hagan posible el cumplimiento de los objetivos. 
La innovación tanto en el desarrollo de nuevas tecnologías y soluciones 
como en la adecuada aplicación de las existentes tiene un especial peso 
en  el PNIEC,  más  allá  de  la  dimensión  específica  de  Investigación, 
Innovación y competitividad. 
Para cumplir los objetivos del PNIEC es también clave el sector industrial, 
por  lo  que  se  incluyen  diversas  medidas  destinadas  a  mejorar  la 
 
competitividad y reducir las emisiones de este sector. 
   
359

 
Una parte importante de las medidas a desplegar se concentran en el 
ámbito  urbano,  desde  la  rehabilitación  para  mejorar  la  eficiencia 
energética de los sectores residencial o terciario, al fomento de modos o 
tecnologías de transporte más limpias y eficientes.  
A su vez, la reducción de emisiones y la mejora de eficiencia requieren 
también de una mayor responsabilidad por parte de los consumidores, a 
quienes es preciso facilitar la elección de alternativas más sostenibles. 
Por otra parte, el Plan Nacional fomenta el desarrollo del autoconsumo y 
las  comunidades  energéticas  locales,  y  en  definitiva  una  mayor 
participación de la ciudadanía en el sector energético. 
 
Se prevé que el Plan genere un incremento del PIB de entre 16.500 y 
25.700 millones de euros al año y un aumento en el empleo de entre 
253.000 y 348.000 personas por año, ámbito en el que destacan los 
sectores de construcción, industrial y servicios, debido a la inversión en 
rehabilitación energética de edificios y las nuevas inversiones ligadas al 
cambio de modelo. Además, algunas de las medidas contienen criterios 
concretos para aprovechar su potencial de creación de empleo o su papel 
en la transición justa. 
El análisis revela también que las medidas favorecen a los hogares de 
menor  renta  y  especialmente  a  los  colectivos  vulnerables,  si  bien 
adicionalmente  se  han  incluido  medidas  específicas  en  materia  de 
protección de los consumidores y lucha contra la pobreza energética. 
  Además, algunas medidas están destinadas a reducir las desigualdades 
entre territorios en cuanto al acceso a la energía. 
En la tabla E.1 se resume la contribución específica de las distintas medidas previstas en el plan 
a los ODS. 
   
360

 
Tabla E.1. Interacciones entre el PNIEC y los ODS 
                                   
 
     Medidas PNIEC 2021-2030  1  2  3  4  5  6  7  8  9  10  11  12  13  14  15  16  17 
1.1 Desarrollo de nuevas instalaciones               1  1  1        1         
de generación eléctrica con renovables 
             
1.2 Gestión de la demanda, almacenamiento y flexibilidad    1  1  1  1  1  1  1    1 
1.3 Adaptación de redes eléctricas               1    1      1  1         
para la integración de renovables 
1.4 Desarrollo del autoconsumo con renovables   1            1  1  1  1  1    1      1   
y la generación distribuida 
                       
1.5 Incorporación de renovables en el sector industrial  1  1  1  1  1 
1.6 Marco para el desarrollo de las               1  1  1    1    1         
energías renovables térmicas 
                         
1.7 Biocombustibles avanzados en el transporte  1  1  1  1 
                           
1.8 Promoción de gases renovables  1  1  1 
1.9 Plan de renovación tecnológica en proyectos ya existentes              1  1  1        1         
de generación eléctrica con energías renovables 
1.10 Promoción de la contratación bilateral              1  1  1      1  1         
de energía eléctrica renovable 
ción  1.11 Ppraorag realm apasro evsepcehcaífmicioesn  to de la biomasa              1  1  1  1    1  1    1     
niza 1.12 Ppraoray elac teonse srignígau slaorsetes nyi belset reante lagsia i s las            1  1    1    1            1 
b 1.13 Comunidades energéticas locales              1  1  1  1  1  1           
ar
Desc 1.14 Penro lma doecisócna rdbeoln pizaapceiló pnr oactivo de la ciudadanía         1  1    1  1  1      1        1  1 
1.15 Estrategia de Transición Justa  1        1      1    1  1          1  1 
1.16 Contratación pública de energía renovable              1    1      1  1        1 
1.17 Feonr eml asecicótno rd dee p lraosf eesnieorngaíaless r  enovables        1  1      1                  1 
1.18 Revisión y simplificación de procedimientos administrativos              1              1  1  1  1 
1.19 Generación de conocimiento, divulgación y sensibilización              1    1  1  1  1  1        1 
1.20 Régimen europeo de comercio de derechos de emisión                        1  1      1  1 
1.21 Reducción de emisiones de GEI             1            1  1    1     
en los sectores agrícola y ganadero 
                       
1.22 Reducción de emisiones de GEI en la gestión de residuos  1  1  1  1  1 
1.23 Reducción de emisiones de GEI                   1        1         
relacionadas con gases fluorados 
1.24 Sumideros forestales                          1    1     
1.25 Sumideros agrícolas                          1    1     
1.26 Fiscalidad            1  1  1  1  1  1  1  1        1 
                     
2.1 Zonas de bajas emisiones y medidas de cambio modal  1  1  1  1  1  1 
                   
2.2 Uso más eficiente de los medios de transporte  1  1  1  1  1  1  1 
                     
2.3 Renovación del parque automovilístico  1  1  1  1  1  1 
                   
2.4 Impulso del vehículo eléctrico  1  1  1  1  1  1  1 
2.5 Mejoras en la tecnología y sistemas de gestión               1    1      1  1        1 
de procesos industriales 
2.6 Eficiencia energética en edificios existentes   1    1  1      1  1    1  1    1        1 
del sector residencial 
                   
ética  22..78  REfeicnioevnacciaió enn deergl éetqicuaip eanm liae nedtoif irceascidióenn cdieall  sector terciario      1   11       11   1      11   1   11         11  
nerg 2.9 Egrfiacniednecsi ain setnaelarcgiéotniceas  deen  cleimquaitpizoasc iógne ndeerla sdeocrteosr  tdeer cifarríoio  ey             1  1    1  1  1    1        1 
encia e 2.10 iEcnoffimcraieuennsctidriaua cdetneuser radgseé  ptriúecbgaal iencnate se sx yp lmotaaqcuioinnaersi aa gargarríciaosl,a         1      1      1    1  1    1     
Efici 2.11 Promoción de los servicios energéticos              1    1  1  1  1  1        1 
2.12 Sector público: responsabilidad proactiva y contratación              1    1  1  1  1  1        1 
pública eficiente energéticamente 
2.13 Auditorías energéticas y sistemas de gestión              1    1  1  1  1  1        1 
2.14 Feonr eml asecicótno rd dee p lrao efefisciioennaclieas e  nergética        1  1      1                  1  e.es
2.15 Comunicación e información               1    1  1  1  1  1        1  bo
en materia de eficiencia energética  w.
22..1167  MFOlaot etnrraddasiond m saNiscea iFdóciiinndoa anensan clp  ildeaaer rcaa oEs pfg: irec oinemenrocavicaei óEr nnla ed eregf iéactlitiecana ec ifaic eiennecrigaé tica:  1                       11   1   11   11   11   11   11           1   1   2021-5106n https://ww
361

 
                                   
 
     Medidas PNIEC 2021-2030  1  2  3  4  5  6  7  8  9  10  11  12  13  14  15  16  17 
3.1 Mpraondtuecntoims ipeenttroo lídfeer oesx yis tgeansc ias mínimas de seguridad de      1          1        1          1 
                     
d  3.2 Reducción de dependencia de petróleo en las islas  1  1  1  1  1  1 
da 3.3 Puntos de recarga de combustibles alternativos      1        1    1    1    1        1 
guri 3.4 Impulso a la cooperación regional              1      1            1  1 
Se 3.5 Profundización en los planes de contingencia      1                          1   
3.6 Planificación para la operación en condiciones de seguridad              1    1    1  1  1        1 
de un sistema energético descarbonizado 
                         
4.1 Aumento de la interconexión eléctrica con Francia  1  1  1  1 
                         
4.2 Aumento de la interconexión eléctrica con Portugal  1  1  1  1 
4.3 Infraestructuras de transporte de electricidad distintas de los              1      1      1        1 
“Projects of Common Interest” (PCIs) 
or  4.4 Integración del mercado eléctrico      1        1    1      1  1      1  1 
nteri 4.5 Pdero ltae ccocimónp edtee lnocsi ac onsumidores de electricidad e incremento 1      1        1    1    1           
do i 4.6 Acceso a datos              1    1  1  1  1  1        1 
erca 4.7 Integración del mercado gasista                                  1 
M 4.8 Protección de los consumidores de gas  1            1      1    1           
4.9 Mejora de la competitividad del sector gasista minorista              1  1                   
4.10 Plan de desarrollo de gestión de la demanda de gas              1                     
               
4.11 Lucha contra la pobreza energética  1  1  1  1  1  1  1  1  1 
                       
5.1 Acción estratégica en energía y clima  1  1  1  1  1 
                           
5.2 Implementación del SET-Plan  1  1  1 
5.3 . Red de Excelencia en Energía y Clima           1        1  1  1           1           1 
Incremento,  coordinación,  mejora  y  uso  eficiente  de
5.4 infraestructuras y equipamientos científicos y tecnológicos           1        1  1  1           1           1 
d  en energía y clima 
da 5.5 Compra pública de innovación verde                          1     1  1           1  1 
mpetitivi 55..67  NiFtnrouanrenotavsvfolaeesccr ieióminnncis eeitanrn utd oEmen  deteeenrlcgt ncoíaaos p lyoi dtCgaelíial  mr aeieapns o geyono ep rúagb íalli acy o c ilpnimavreaas  tliag ación y la              1            11       11               11               11  
ón y c 55..98  RInendouvcaccióiónn d Seo ctriaálm pioter se bl Culriomcará ticos y cargas administrativas          11     1   1  11   1   1   1   11         11  
aci 5.10 Relanzar la Fundación Ciudad de la Energía, CIUDEN        1      1  1  1              1  1 
v
nno 5.11 SInisntoevmaac iónd ep arIan feol rsmegauciiómni enstoob dree  laC fiiennacniaci,a cTióenc nología  e                 1                1 
estigación, i 55..1123  PtcIc+elariicomm+ngcabor  aiploóma gcraialcism o lassá  itnqaigcudouea l pastreaeacsni ó aen s ladtrreaglt oés igpsitclaeozmso a e enen ne etl erágmréeataisc  doce iee nespntíaefiñrcgooílas   ayyl                     11   1   11      1   1   11            11  
Inv 5.14 Afinuamnecniatcairó lna  dpea rlati cinipvaecsitóigna ecsiópna ñyo llaa  iennn olovsa cpiróong reaumroapse does                   1        1        1 
5.15 Apoyo a la participación de grupos de investigación                  1        1        1 
españoles en foros internacionales de energía y clima 
                       
5.16 Promocionar la iniciativa Misión Innovación  1  1  1  1  1 
5.17 Mecanismos de financiación de innovación europeos              1    1                1 
5.18 Cooperación internacional              1    1    1    1      1  1 
    Totales  7  0  11 12  7  5  59 28 50 26 31 37 57  1  8  14 55 
 
 
362

 
ANEXO F. MEDIDAS Y METODOLOGÍA PARA APLICAR EL 
ARTÍCULO 7 DE LA DIRECTIVA DE EFICIENCIA ENERGÉTICA 
F.1.  OBJETIVO 
De acuerdo con la Directiva de Eficiencia Energética89 (en adelante DEE), el plazo para adoptar 
las disposiciones legales, reglamentarias y administrativas necesarias para dar cumplimiento a 
lo establecido en la propia DEE finaliza el 25 de junio de 2020. Este Anexo tiene por objeto 
avanzar la información que solicita tanto el Anexo V de la DEE, como el Anexo III del Reglamento 
de Gobernanza, ofreciendo un mayor nivel de detalle de las políticas y medidas descritas en el 
PNIEC, así como la metodología adoptada, cuya puesta en marcha permitirá alcanzar la 
obligación de ahorro de energía para el período 2021-2030, en virtud de lo dispuesto en el 
artículo 7 de la DEE.  
F.2.  ANTECEDENTES 
La obligación de ahorro de energía, recogida en el artículo 7 de la Directiva de Eficiencia 
Energética, establece que los Estados miembros lograrán un ahorro acumulado de uso final de 
la energía, como mínimo equivalente a la consecución de un nuevo ahorro cada año, desde el 1 
de enero de 2021 hasta el 31 de diciembre de 2030, del 0,8 % del consumo anual de energía 
final, como promedio de los últimos tres años previos al 1 de enero de 2019. 
Esta  obligación  es  continuidad  de  la  adoptada  para  el  periodo  2014-2020,  también  en 
cumplimiento de dicho artículo 7 de la mencionada Directiva, con un objetivo acumulado de 
energía final de 15.979 ktep para todo el período, lo que equivale a 571 ktep/año de ahorros 
nuevos y adicionales de energía final, supuesta una distribución lineal del objetivo a lo largo del 
periodo. Para la consecución del objetivo de ahorro de energía final, del actual periodo 2014-
2020, se ha optado por una combinación de los dos sistemas permitidos por la Directiva: 
Un sistema de obligaciones de eficiencia energética además del FNEE, conforme al 
artículo 7 bis de la DEE. La Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas 
urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia, regula y crea el sistema de 
obligaciones y el FNEE, respectivamente. 
Adopción  de  medidas  de  actuación  alternativas  como  por  ejemplo  fiscalidad, 
reglamentación o acuerdos voluntarios, entre otras; conforme al artículo 7 ter de la DEE. 
La Ley 18/2014 finaliza el 31 de diciembre de 2020, por lo que es necesario extenderla para el 
periodo 2021-2030. Para ello será necesario ampliar por Ley el periodo de obligación hasta el 31 
de diciembre de 2030.   
 8 9  D1  1 ir   ed c e t  id v ia c  i 2e  0m  1 b 2 r/ e 2   7d /e  U  2 E 0 , 1  d8 e ,    p2  o5  r  d  l ea    qo  uc  te u  s b  er em doed 2if0ic1a2 l,a r Deliareticvtaiv aa  l2a0 e1f2ic/i2e7n/cUiaE e rneelartgiévtai caa l ay  eDfiirceiecnticviaa  (eUnEe)r 2gé0t1i8ca/2. 002, de
363

 
F.3.  CÁLCULO DEL NIVEL DE OBLIGACIÓN DE AHORRO DE ENERGÍA 2021-
2030 
En este apartado se aporta una descripción del cálculo de ahorro de energía que ha de 
alcanzarse durante todo el período comprendido entre el 1 de enero de 2021 y el 31 de 
diciembre de 2030. El cálculo se ha realizado, de acuerdo con el apartado 1, párrafo primero, 
letra b) del artículo 7 de la Directiva de Eficiencia Energética, a partir del consumo anual de 
energía final (en ktep), como promedio de los últimos tres años previos al 1 de enero de 2019 y 
utilizando los datos estadísticos del MITECO. El detalle del consumo anual de energía final para 
los años 2016, 2017 y 2018 está recogido en la siguiente tabla:  
Tabla F.1. Consumo de energía final para los años 2016, 2017 y 2018 y promedio (ktep)  
CONSUMO ANUAL DE ENERGÍA FINAL (ktep) 
2016  2017  2018 
82.329  84.269  84.375 
PROMEDIO  83.658 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Partiendo de estos consumos anuales, el objetivo de ahorro nuevo para cada año es 669 
ktep/año (equivale a 83.658 ktep x 0,08%) ascendiendo, por tanto, el volumen total acumulado 
de ahorro de energía final para el periodo 2021-2030 a 36.809 ktep. En la figura siguiente se 
representa su posible distribución a lo largo del periodo 2021-2030. Esta distribución podría 
modificarse si se adoptasen medidas de mayor impacto (tanto legislativas como fiscales) al 
principio del período: 
Figura F.1. Objetivo acumulado de ahorro de energía final: 2021-2030 
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico 2019 
   
364

 
F.4.  REPARTO SECTORIAL DEL OBJETIVO DE AHORRO DE ENERGÍA 
El capítulo 3.2.1 del PNIEC relativo a “Medidas para el cumplimiento de la obligación de ahorro 
de energía. Enfoque sectorial” propone un reparto sectorial del objetivo acumulado de ahorro 
de energía final para todo el periodo, que asciende a 36.809 ktep, proporcional al consumo de 
los cinco sectores consumidores de energía: transporte, industria, residencial, terciario y 
agricultura y pesca.  
Se han diseñado 10 grandes grupos de medidas de eficiencia energética que a su vez se dividen, 
dependiendo del instrumento utilizado, en submedidas, algunas basadas en las existentes en el 
periodo 2014-2020 y otras nuevas, de manera que permitan cumplir un objetivo de ahorro 
acumulado de energía final tan ambicioso (el nuevo objetivo acumulado de ahorro de energía 
para el período 2021-2030 es más del doble que el objetivo acumulado de ahorro del período 
2014-2020).  
Las medidas del sector transporte, con 4 grupos de medidas identificados, es el que contribuirá 
en mayor medida al objetivo de ahorro de energía final acumulado para el periodo 2021-2030, 
asignándole un objetivo de ahorro de casi 14 Mtep lo que representa el 38% del objetivo 
acumulado de ahorro de energía en el periodo. Le sigue el sector industrial, con una medida, y 
un objetivo de ahorro acumulado de 10,2 Mtep para el periodo, que representa el 28%. El sector 
residencial, con 2 medidas, tiene un objetivo de ahorro de 6,7 Mtep, representando el 18% del 
total. El sector terciario y el de agricultura y pesca son los que representan una menor 
contribución: con dos medidas el primero y un objetivo del 4,7 Mtep (13%) y una medida el 
segundo y 1 Mtep (3%) de ahorro acumulado. La representación gráfica de este reparto se 
recoge en la tabla y figuras siguientes. 
Tabla F.2. Medidas de eficiencia energética para el período 2021-2030 (ktep) 
  Ahorro acumulado 
periodo 2021-2030 (ktep) 
TRANSPORTE     13.888,1 
2.1  Zonas de bajas emisiones y medidas de cambio modal  5.622,9 
2.2  Uso más eficiente de los medios de transporte     2.221,4 
2.3  Renovación de parque automovilístico     2.519,6 
2.4  Impulso del vehículo eléctrico     3.524,2 
INDUSTRIA     10.256,2 
2.5  Mejoras en la tecnología y sistemas de gestión de procesos industriales  10.256,2 
RESIDENCIAL     6.731,9 
2.6  Eficiencia energética en edificios existentes del sector residencial   4.755,9 
2.7  Renovación del equipamiento residencial     1.976,0 
SERVICIOS     4.729,2 
2.8  Eficiencia energética en la edificación del sector terciario     1.378,8 
Eficiencia energética en equipos generadores de frío y grandes instalaciones de 
2.9  3.350,04 
climatización del sector terciario e infraestructuras públicas 
AGRICULTURA     1.203,9 
Eficiencia energética en explotaciones agrarias, comunidades de regantes  
2.10  1.203,9 
y maquinaria agrícola 
TOTAL  36.809,3  s
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019    e.
365

 
Figura F.2. Ahorro de energía final acumulada por sectores en España 2021-2030 (ktep) 
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
 
Figura F.3. Ahorro de energía final acumulada por medidas en España 2021-2030 (ktep) 
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
   
366

 
F.5.  MEDIDAS  DE  ACTUACIÓN  PARA  EL  CUMPLIMIENTO  DE  LA 
OBLIGACIÓN DE AHORRO DE ENERGÍA 
El apartado 10 del artículo 7 de la Directiva de Eficiencia Energética ofrece a los Estados 
miembros dos opciones para alcanzar la cantidad de ahorro de energía acumulada de uso final: 
bien a través de un sistema de obligaciones de eficiencia energética o bien adoptando medidas 
de actuación alternativas. Es además posible optar por una combinación de ambas.  
Durante el periodo 2014-2020 se adoptó un sistema combinado que se mantendrá para el 
periodo 2021-2030, aunque con ajustes y medidas nuevas que permitan alcanzar el nuevo y 
ambicioso objetivo de ahorro de energía final. A continuación, se desarrolla la propuesta 
concreta de actuación para el nuevo período: 
F.5.1. SISTEMA DE OBLIGACIONES DE EFICIENCIA ENERGÉTICA 
Durante el periodo 2021-2030 se mantendrá el sistema nacional de obligaciones de eficiencia 
energética y el Fondo Nacional de Eficiencia Energética iniciados ambos mediante el Real 
Decreto Ley 8/2014, de 4 de julio, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la 
competitividad y la eficiencia, y convalidado posteriormente mediante la Ley 18/2014, de 15 de 
octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la 
eficiencia. Por tanto, la mencionada Ley traspone al ordenamiento jurídico español el artículo 7 
bis sobre “Sistemas de obligaciones de eficiencia energética” y artículo 20 relativo a “Fondo 
nacional de eficiencia energética, financiación y apoyo técnico” de la DEE. La continuidad de este 
sistema para el periodo 2021-2030 deberá aprobarse por Ley. 
Además, y como novedad, se prevé la creación de un sistema de certificados de ahorro de 
energía dirigido a determinados sectores y medidas de aplicación. Se hace notar que en el 
periodo 2014-2020 no se llegaron a aplicar los sistemas de certificados de ahorros, si bien se 
dejó previsto en la Ley. El volumen de los ahorros para el nuevo periodo y la inversión hacen 
necesario un modelo de fomento de la eficiencia energética que suponga un salto cualitativo y 
cuantitativo respecto al modelo actual. 
a) Descripción del sistema de obligaciones de eficiencia energética 
Para el periodo 2021-2030 el objetivo de ahorro anual, los porcentajes de reparto del objetivo 
de ahorro anual entre los sujetos obligados, así como las cuotas u obligaciones de ahorro 
resultantes y su equivalencia financiera, serán fijados anualmente mediante orden del MITECO 
previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos. 
El objetivo de ahorro energético anual que se determine se repartirá entre los sujetos obligados 
proporcionalmente, en el caso de las comercializadoras de gas y electricidad, al volumen de sus 
ventas de energía final a nivel nacional a consumidores finales. En el caso de los operadores al 
por mayor de productos petrolíferos y gases licuados del petróleo, al volumen de sus ventas de 
energía final a nivel nacional para su posterior distribución al por menor y a consumidores 
finales, durante el segundo año anterior al periodo anual de la obligación.  s
Los sujetos obligados podrán justificar la cuota de ahorro energético que se les haya asignado  w.
amnuulatilpmliecanrt es ur oeballiigzaancidóon  duen aa haoprroor taancuióanl  peocr ounnóam eiqcuai vaall eFnNciEaE f inpaonrc ieerl a imesptaobrtleec iodba.t e nido  de  2021-5106n https://ww
367

 
Para este nuevo periodo, también se establecerá un mecanismo basado en la presentación de 
certificados  de  ahorro  de  energía  (CAE),  opción  ésta  que  será  necesario  desarrollar 
reglamentariamente por el Gobierno, determinando para qué sectores y medidas será de 
aplicación.  
A continuación, se ofrecen más detalles tanto del FNEE como de los certificados de ahorro de 
energía: 
Fondo Nacional de Eficiencia Energética 
El FNEE fue constituido por el artículo 72 de la Ley 18/2014 y es el sistema vigente durante el 
periodo 2014-2020 y que también se mantendrá entre 2021-2030.  
El FNEE se dedica a la financiación de mecanismos de apoyo económico, financiero, asistencia 
técnica, formación, información, u otras medidas con el fin de aumentar la eficiencia energética, 
en los diferentes sectores consumidores de energía de forma que contribuyan a alcanzar el 
objetivo de ahorro energético nacional que establece el Sistema Nacional de Obligaciones de 
Eficiencia Energética. 
Los sujetos obligados deben realizar una contribución económica anual al FNEE, por el importe 
resultante de multiplicar su obligación de ahorro anual por la equivalencia financiera que se 
establezca. Dado el volumen de ahorro de energía y la inversión necesarias para cumplir con 
el objetivo del nuevo periodo, se redimensionará la aportación anual de los sujetos obligados. 
Al igual que en el periodo actual, esta contribución se ingresará por trimestres completos en 
cuatro partes iguales, y ello no más tarde del 31 de marzo, 30 de junio, 30 de septiembre y 31 
de diciembre de cada año. 
La equivalencia financiera se determinará anualmente por orden del MITECO con base al coste 
medio estimado que permita movilizar las inversiones necesarias para llevar a cabo las 
actuaciones de ahorro y eficiencia energética diseñadas para alcanzar el objetivo anual de 
ahorro energético en todos los sectores (transporte, industria, etc.). Dada la dificultad de 
movilizar  nuevas  inversiones,  es  necesario  revisar  la  equivalencia  financiera  de  manera 
periódica. La supervisión y control del Fondo corresponderá a un Comité de Seguimiento y 
Control adscrito al MITECO, a través de la Secretaría de Estado de Energía. La gestión del Fondo 
se asignará al Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). 
El Fondo seguirá estando dotado con: 
Las aportaciones de los sujetos obligados por el sistema nacional de obligaciones de 
eficiencia energética en concepto de cumplimiento o liquidación de sus obligaciones de 
ahorro. 
Los recursos provenientes de fondos estructurales comunitarios FEDER. 
Otras aportaciones que se consignen en los Presupuestos Generales del Estado. 
Cualquier otro recurso destinado a financiar actuaciones que tengan como objetivo 
implementar medidas de ahorro de energía final.  es
368

 
Certificados de ahorro de energético (CAE) 
Esta alternativa al Fondo no ha sido desarrollada reglamentariamente por el Gobierno en el 
periodo 2014-2020, aunque la Ley 18/2014 permite establecer un mecanismo de acreditación 
de la consecución de una cantidad de ahorro energético equivalente al cumplimiento de la 
obligación de ahorro del sistema de obligaciones, basándose en la presentación de Certificados 
de Ahorro energético (CAE), que resulten de la realización de las actuaciones de eficiencia 
energética que se definan en un catálogo y que cumplan con los requisitos y condiciones que se 
establezcan. Se exige que los certificados estén sometidos a un sistema de control que incluya 
la verificación material de una parte estadísticamente significativa de las medidas de mejora de 
la eficiencia energética certificadas. 
El artículo 7 bis de la Directiva de Eficiencia Energética permite a las partes obligadas que 
contabilicen en su obligación el ahorro de energía certificado obtenido por proveedores de 
servicios energéticos u otros terceros, incluso cuando las partes obligadas promuevan medidas 
a través de otros organismos autorizados por el Estado o de autoridades públicas que puedan 
entrañar asociaciones formales y puedan combinarse con otras fuentes de financiación. Cuando 
los Estados miembros lo permitan, se asegurarán de que la certificación de los ahorros de 
energía sea el resultado de un proceso de autorización claro, transparente y abierto a todos los 
agentes del mercado, y que tienda a minimizar los costes de la certificación. 
b) Cuantía acumulada y anual de ahorro prevista y duración del (de los) período(s) de 
obligación 
La cuantía de ahorro prevista anualmente y de forma acumulada imputable al sistema de 
obligaciones y por lo tanto a los sujetos obligados será fijada anualmente mediante orden del 
MITECO previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos. 
c) Partes obligadas y sus responsabilidades 
En el nuevo periodo 2021-2030, los sujetos obligados a los que se les asignará una cuota anual 
de ahorro energético seguirán siendo: 
Empresas comercializadoras de gas y electricidad. 
Operadores de productos petrolíferos al por mayor. 
Operadores de gases licuados de petróleo al por mayor. 
Si  bien  la  Directiva  plantea  la  posibilidad  de  que  los  sujetos  obligados  puedan  ser 
comercializadores o distribuidores de energía, dado que, en España, los distribuidores de 
energía no realizan labores de comercialización (al contrario que en otros países de la UE) sino 
una actividad regulada de gestión de la red correspondiente, se ha determinado que sean los 
comercializadores de energía los sujetos obligados, en el caso del gas y la electricidad.  
Para el caso de los productos petrolíferos y gases licuados del petróleo, tampoco se ha 
considerado apropiado imponer las obligaciones al gestor de la red, sino que son sujetos 
obligados las empresas que realizan la comercialización de los productos de cara a la venta a los  s
consumidores finales. En concreto y teniendo en cuenta la atomización existente en la  o
comercialización final de estos productos, a los operadores al por mayor de productos  06ww
petrolíferos y gases licuados del petróleo.
369

 
En base a la experiencia obtenida por la gestión del sistema de obligaciones del periodo 2014-
2020 se valora la conveniencia de excluir de esta obligación, tal como permite la Directiva, a las 
pequeñas empresas que cuentan con una reducida capacidad financiera. Por ejemplo, que no 
estén obligados a contribuir al FNEE aquellos sujetos obligados con un volumen de ventas finales 
igual o inferior a 60 GWh. 
d) Sectores abordados 
Los sectores abordados serán todos los sectores consumidores de energía, conforme al reparto 
sectorial que se indica en el apartado F.4.: transporte, industria, residencial, terciario y 
agricultura y pesca.  
370

 
e) Acciones elegibles previstas en virtud de la medida 
Los programas de actuación con cargo al FNEE que se desarrollarán son los recogidos en la tabla 
siguiente en donde se indica si la medida se ha ejecutado en el periodo 2014-2020 y es existente 
o en caso contrario, es nueva: 
  Tabla F.3. Progra mas de actuación con cargo al FNEE (2021-2030) 
FONDO NACIONAL DE EFICIENCIA ENERGÉTICA 
Medida existente 
Nº de medida  SECTOR  periodo 2014-2020 
TRANSPORTE   
2.1   Zonas de bajas emisiones y medidas de cambio modal    
      Planes de transporte al centro de trabajo (PTT) (cogestión con CCAA)  EXISTENTE 
      Campaña de comunicación transporte público  EXISTENTE 
2.2  Uso más eficiente de los medios de transporte    
      Sistemas de gestión de flotas (cogestión con CCAA)  EXISTENTE 
Cursos  de  conducción  eficiente  para  conductores  profesionales 
      EXISTENTE 
(cogestión con CCAA) 
INDUSTRIA   
2.5  Mejoras en la tecnología y sistemas de gestión de procesos industriales    
      En pyme (cogestión con CCAA)  EXISTENTE 
      En Gran Empresa (cogestión con CCAA)  EXISTENTE 
RESIDENCIAL   
2.6  Eficiencia energética en edificios existentes del sector residencial     
      Sector vivienda: Rehabilitación energética de viviendas (cogestión CCAA)  EXISTENTE 
2.7  Renovación del equipamiento residencial    
      Campaña de comunicación equipamiento doméstico  EXISTENTE 
SERVICIOS   
2.8  Eficiencia energética en la edificación del sector terciario    
Edificación  de  uso  terciario:  Rehabilitación  energética  edificios  terciario 
      EXISTENTE 
(cogestión CCAA) 
Eficiencia energética en equipos generadores de frío y grandes instalaciones de 
2.9    
climatización del sector terciario e infraestructuras públicas 
Plan Renove de mobiliario de conservación y congelación 
      NUEVA 
(cogestión con CCAA) 
     Renovación de generadores de frio industrial y terciario  NUEVA 
(cogestión con CCAA) 
AGRICULTURA Y PESCA   
Eficiencia energética en explotaciones agrarias, 
2.10    
comunidades de regantes y maquinaria agrícola 
Mejora del ahorro y la eficiencia energética en explotaciones agrarias 
      NUEVA 
(cogestión CCAA) 
Mejora del ahorro y la eficiencia energética en Comunidades de Regantes 
      NUEVA 
(cogestión CCAA) 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Se trata de programas de ayuda a fondo perdido dirigidos a los usuarios finales de los sectores  es
de industria, transporte, residencial, servicios y agricultura y pesca. Junto con campañas de  bo
comunicación para el sector transporte (medidas de cambio modal, con especial incidencia en  06ww
el transporte público colectivo) y residencial (equipamiento doméstico).  
371

 
F.5.2. MEDIDAS DE ACTUACIÓN ALTERNATIVAS  
El artículo 7 ter de la Directiva de eficiencia energética permita alcanzar el objetivo de ahorro 
mediante  medidas  alternativas.  Durante  el  periodo  2014-2020  se  hizo  uso  de  esta  vía 
desarrollando medidas de fiscalidad, reglamentación y programas de ayudas, entre otras. En el 
nuevo periodo 2021-2030 se mantendrán aquellas medidas que han resultado más exitosas del 
anterior periodo que se complementarán con otras nuevas. 
En la tabla F.4 se detallan las medidas previstas para el periodo 2021-2030 en el PNIEC, para los 
distintos sectores, avanzándose el detalle solicitado en el Anexo III del Reglamento de 
Gobernanza, como es el tipo de medida de actuación, breve descripción de la misma y sectores 
abordados.  
Las medidas alternativas se pueden agrupar en función de la autoridad pública de ejecución en 
los siguientes tipos: 
1. Acuerdos Voluntarios a realizar por el IDAE (industria, gestores de flotas, equipamiento 
residencial, empresas de servicios energéticos, etcétera.) 
2. Programas de ayudas con Fondos FEDER y fondos de las Entidades locales: dirigidos a las 
actividades que son competencia de las entidades locales (Movilidad Urbana Sostenible, 
edificios e infraestructura local) y Administración General del Estado (AGE) (edificios e 
infraestructuras). 
3. Programas de ayudas con Presupuestos Generales del Estado (PGE): 
a. Programa de ayudas MOVES de MITECO y programa de movilidad de MINCOTUR. 
b. Plan Estatal de Viviendas del MITMA. 
c. Financiación del Transporte Público a través de futura ley. 
4. Legislación: 
a. Ley de Cambio Climático y Transición Energética que incluirá diversas modificaciones 
a la legislación existente para la eliminación de barreras (Ley de Propiedad Horizontal, 
Planes de Transporte al Trabajo, etc.). 
b. Ley de Movilidad Sostenible y Financiación del Transporte Público, así como Leyes 
Autonómicas y Ordenanzas Municipales relacionadas con la movilidad. 
En la siguiente tabla, se incluye una relación de medidas alternativas, indicando si han existido 
en el periodo 2014-2020 o si serán de nueva implantación en el periodo 2021-2030. 
   
372

 
Tabla F.4. Programas de actuación alternativos (2021-2030) 
MEDIDAS DE ACTUACION ALTERNATIVAS 
Nº de  Medida existente 
        SECTOR  Tipo de medida 
medida  periodo 2014-2020 
TRANSPORTE       
2.1     Zonas de bajas emisiones y medidas de cambio modal)       
Programa de ayudas FEDER 2021-2030 (DUS– Ayuntamientos) para el Desarrollo de  Ayuda pública 
EXISTENTE 
Planes de Movilidad Urbana Sostenible.  (FEDER) 
Elaboración de la Ley de Movilidad Sostenible y Financiación del Transporte Público, así 
como Leyes Autonómicas y Ordenanzas Municipales en los 145 Ayuntamiento de más de 
50.000 h (52% de la población del país). Incluirán en especial medidas clave como la  Legislativa 
delimitación de zonas urbanas centrales de acceso restringido a los vehículos más  (Autonómica y  NUEVA 
emisores y contaminantes. Impulsarán asimismo la peatonalizaciones, las restricciones  Local) 
de tráfico en momentos de mayor contaminación, el impulso del vehículo compartido, la 
promoción del uso de la bicicleta, la mejora y promoción del transporte público, etc. 
Desarrollo de Ley de Movilidad Sostenible y Financiación del Transporte Público, con  Legislativa (AGE) 
NUEVA 
dotación presupuestaria (>50 M€/año).  + PGE 
Proyecto de Ley de cambio climático y transición energética: modificación del artículo 
103 de la Ley 2/2011 de Economía Sostenible («Elaboración de los planes de transporte 
Legislativa 
en empresas»), exigiendo su implementación para las empresas con más de 250  NUEVA 
(LCCyTE) 
trabajadores (grandes empresas) y creación para dichas empresas de la figura del 
coordinador de movilidad. 
2.2     Uso más eficiente de los medios de transporte     
Acuerdo 
Acuerdos Voluntarios para la Gestión de Flotas.  EXISTENTE 
voluntario 
Modificación del Reglamento General de Vehículos (RD 2822/1998): adopción de la 
normativa para equiparar las masas y dimensiones de los camiones nacionales a la 
existente en los países de nuestro entorno. Un aumento de la masa máxima autorizada a 
Legislativa  NUEVA 
44 toneladas y de la altura a 4,5m posibilitará un aumento de la carga media de dichos 
vehículos de un 10% a partir de 2021, con la consiguiente reducción del número de 
vehículos por kilómetro y menor consumo para una misma masa transportada. 
2.3     Renovación de parque automovilístico     
Ordenanzas Municipales de Movilidad: aplicación de medidas de restricción del tráfico y 
gestión del aparcamiento en vía pública por parte de los Ayuntamientos con >50.000  Legislativa 
NUEVA 
habitantes, de manera que se penalice a los vehículos más antiguos y por tanto de mayor  (Local) 
consumo y emisiones contaminantes. 
Ayuda pública 
Programa de ayudas Movilidad MINCOTUR.  EXISTENTE 
(PGE) 
2.4     Impulso del vehículo eléctrico     
Ayuda pública 
Programa de ayudas MOVES (Línea habilitada con carácter indefinido PGE).  EXISTENTE 
(PGE) 
Ayuda pública 
Programa de ayudas Movilidad MINCOTUR.  EXISTENTE 
(PGE) 
INDUSTRIA     
2.5     Mejoras en la tecnología y sistemas de gestión de procesos industriales     
Acuerdo 
Acuerdos Voluntarios Industria.  EXISTENTE 
voluntario 
RESIDENCIAL       
2.6     Eficiencia energética en edificios existentes del sector residencial       
Programa de ayudas Plan Vivienda - Ministerio de Fomento (actual MITMA).  Ayud(Pa GpEú)b lica  EXISTENTE  e.es
2.7     Renovación del equipamiento residencial      w.bo
Acuerdo Voluntario Fabricantes y Comerciantes de Electrodomésticos (comunicación).  Acuerdo  NUEVA  06ww
voluntario
373

 
MEDIDAS DE ACTUACION ALTERNATIVAS 
Nº de  Medida existente 
        SECTOR  Tipo de medida 
medida  periodo 2014-2020 
SERVICIOS     
2.8   Eficiencia energética en la edificación del sector terciario     
2.9  Eficiencia energética en equipos generadores de frío y grandes instalaciones      
de climatización del sector terciario e infraestructuras públicas 
Programa de ayudas para la reforma de edificios e infraestructuras.  Ayuda pública 
EXISTENTE 
FEDER 2021-2030 – AGE  (FEDER + PGE) 
Proyecto de Ley de cambio climático y transición energética: Ampliación del artículo 5 de la 
Legislativa 
Directiva 2012/27/UE a todas las Administraciones Públicas (renovación del 3% de la  NUEVA 
(LCCyTE) 
superficie edificios de las CCAA y Ayuntamientos). 
Ayuda pública 
Programa de ayudas para la reforma de edificios e infraestructuras FEDER – Ayuntamientos  EXISTENTE 
(FEDER) 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
F.5.3. MEDIDAS FISCALES 
El artículo 7 ter de la Directiva de Eficiencia Energética permita alcanzar el objetivo de ahorro 
mediante medidas alternativas. Entre ellas se incluye la fiscalidad, que se desarrolla en un 
apartado aparte, tal como indica el Anexo III del Reglamento sobre la gobernanza. Se incluye 
breve descripción de la medida fiscal y los sectores abordados, así como indicación de si fue una 
medida ya existente en el periodo 2014-2020. 
Tabla F.5. Medidas fiscales previstas en el PNIEC para el periodo 2021-2030 
MEDIDAS ALTERNATIVAS (FISCALIDAD) 
Nº de  Medida existente 
       SECTOR 
medida  periodo 2014-2020  
TRANSPORTE 
2.3     Renovación de parque automovilístico 
Futura reforma fiscal verde liderada por el Ministerio de Hacienda: el Ministerio de Hacienda 
  analizará las posibles reformas asociadas al sector del automóvil con el fin de, entre otros, cumplir  NUEVA 
el objetivo de ahorro y eficiencia energética, así como la descarbonización. 
2.4    Impulso del vehículo eléctrico 
El Ministerio de Hacienda en el marco de la futura reforma fiscal verde para contribuir y a acelerar 
  NUEVA 
la penetración el VE en ES.  
RESIDENCIAL   
2.6     Eficiencia energética en edificios existentes del sector residencial  
El Ministerio de Hacienda en el marco de la futura reforma fiscal verde analizará la fiscalidad en el 
  sector residencial con el fin de internalizar las externalidades positivas que supone la mejora de la  NUEVA 
eficiencia energética en los edificios relativos a este sector. 
SERVICIOS   
2.8     Eficiencia energética en la edificación del sector terciario 
  El Ministerio de Hacienda en el marco de la futura reforma fiscal verde analizará la fiscalidad en el 
sector terciario con el fin de internalizar las externalidades positivas que supone la mejora de la  NUEVA 
eficiencia energética en los edificios relativos a este sector. 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019   
374

 
ANEXO G. PROCESO PARTICIPATIVO Y COMUNICATIVO 
COMENTARIOS RECIBIDOS Y AGENTES PARTICIPANTES EN EL PROCESO DE EXPOSICIÓN 
PÚBLICA DEL BORRRADOR DEL PLAN 
De conformidad con el Reglamento (UE) 2018/199990, del 11 de diciembre de 2018 sobre la 
Gobernanza del proyecto de la Unión de la Energía, cada Estado miembro debe presentar a la 
Comisión Europea un proyecto de PNIEC para el periodo de 2021 a 2030 conforme al artículo 3, 
apartado 1, y al anexo I de dicho Reglamento. El plazo de presentación de los primeros 
borradores de planes nacionales integrados de energía y clima concluyó el 31 de diciembre de 
2018. 
Estos Planes, que abarcan las cinco dimensiones de la Unión de la Energía, son un instrumento 
esencial para que los distintos EE.MM. puedan alcanzar los objetivos y metas globales de la 
Unión de la Energía de manera conjunta. España presentó su borrador inicial del PNIEC el 22 de 
febrero de 2019. La presentación de estos borradores constituye la base y el primer paso del 
proceso iterativo entre la Comisión y los Estados miembros para la finalización y posterior 
ejecución de los planes nacionales integrados de energía y clima. 
Junto con el borrador inicial del PNIEC, el MITECO presentó otros dos documentos en el Marco 
Estratégico de Energía y Clima: El primero, el anteproyecto de Ley de Cambio Climático y 
Transición Energética91; y el segundo, el borrador de la Estrategia de Transición Justa92. Estos 
documentos, junto con el borrador inicial del PNIEC, fueron puestos a exposición pública desde 
el 22 de febrero hasta el 1 de abril de 2019. Este informe recoge un resumen de los principales 
comentarios realizados a ese borrador inicial. 
El proceso de consulta pública tiene por objeto que el conjunto de la sociedad española sea 
informado, participe y manifieste sus opiniones sobre el mencionado borrador inicial, y sean 
tenidas en consideración de cara a la elaboración del Plan definitivo. 
 
   
                                                            w.b
90 https://eur-lex.europa.eu/legal-content/ES/TXT/PDF/?uri=CELEX:32018R1999&from=ES  06ww
949128  hh7tt3tt3pp6ss::.//p//dwwf wwww..mmiitteeccoo..ggoobb..eess//eims/acgaems/beios/-5clbimorartaidcoo/rpeastrrtaictiepgaicaitorna-npsuicbiolicnaju/s1taan_ttecpmro3y0e-4c8to7l3e0y4cc.pydtef _tcm30-
375

 
Figura G.1. Clasificación de los agentes según tipología y Asociaciones según sector económico 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Se han recibido un total de 1.175 observaciones de 159 agentes distintos. La mayor parte de los 
agentes que han participado en la consulta pública pertenecen a: asociaciones (73), seguidos de 
empresas (36), particulares (21), Administraciones públicas (11), ONG (7), agentes del ámbito 
científico-académico (6) y fundaciones (5) (ver figura G.1). 
Además, en el caso de las asociaciones, se han clasificado a los agentes en función del sector 
económico al que pertenecen: Energía (26), Industria (15), Otros93 (13), Transporte (11) y 
Agrícola, Ganadero y Forestal (8). En el sector de la energía, la participación más numerosa 
corresponde al subsector de las energías renovables (12), seguido del subsector de la generación 
eléctrica, distribución y otros (7), la energía nuclear (3), gas y productos petrolíferos (3) y otros94 
(1) (ver figura G.2). 
Figura G.2. Clasificación de las Asociaciones en función del sector Económico y Subsector 
 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Las observaciones se han agrupado en 6 clases, para las cinco dimensiones del PNIEC y una 
adicional para incluir temas transversales a todo el documento (ver tabla G.1). 
 99 34    CO  ot rl eo  gs  i  or es  l a o c f iioc  in a a le d s o,   sp   cl ao  tn a  f l oa r  g m e  an s e  r s ao c c ii óa  nl e   ms, efodriaons tdee r ecisuidduaodsa.n os, etc.
376

Tabla G.1. Clasificación de los comentarios en las distintas dimensiones 
DIMENSIÓN  nº Bloques temáticos 
TEMAS TRANSVERSALES 
DESCARBONIZACIÓN 
EFICIENCIA ENERGÉTICA 
SEGURIDAD DE SUMINISTRO 
MERCADO INTERIOR 
INNOVACIÓN, INVESTIGACIÓN Y COMPETITIVIDAD 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
Tabla G.2. Eventos de presentación y debate sobre el borrador inicial del PNIEC 
Principales eventos de difusión del borrador inicial del PNIEC 
Fecha  Nombre del evento  Organizador  Lugar  link 
 
 
 
 
Principales eventos de difusión del borrador inicial del PNIEC 
Fecha  Nombre del evento  Organizador  Lugar  link 
Confederación de Transporte en Autobús 
27/03/2019  CONFEBUS Summit   Madrid  info 
(CONFEBUS) 
Aspapel (Asociación Española de Fabricantes de 
28/03/2019  DIPAPEL Foro del papel 2019  Madrid  info 
Pasta, Papel y Cartón) 
03/04/2019  WindEurope Conference & Exhibition   WindEurope  Bilbao  web 
Asignatura: Retos y oportunidades  Máster Universitario en Gestión Internacional de 
03/04/2019  Madrid  web 
asociadas al cambio climático  la Empresa 18-19 ICEX /CECO 
Encuentro de Pueblos y Ciudades por la 
03/04/2019  CONAMA   Toledo  news 
Sostenibilidad 
Jornada IIE: Energía, Agricultura y Medio 
04/04/2019  Instituto de la Ingeniería de España (IIE)  Madrid  info 
Rural  
Fundación Renovables 
04/04/2019  Eficiencia energética en edificios públicos  Madrid  web 
Energy Cities 
International workshop on geothermal 
08/04/2019  ITC (Instituto Tecnológico de Canarias)  Canarias  info 
energy  
Jornada Municipios Valencianos hacia la  UPV, Instituto ITACA, Diputación de Valencia y 
09/04/2019  Valencia  info 
transición energética  MITECO 
Formación a técnicos municipales:  LIFE SHARA y CENEAM 
09/04/2019  Segovia  info 
Adaptación en el Ámbito Local  (Centro Nacional de Educación Ambiental) 
Motor de nuevas oportunidades para  Dirección General de Innovación, Trabajo, 
11/04/2019  La Rioja  info 
empleo y desarrollo regional.  Industria y Comercio de La Rioja 
2019 International Forum on Long–term 
Berlín 
12/04/2019  Energy Scenarios for the Clean Energy  IRENA (International Renewable Energy Agency)  web 
(DEU) 
Transition 
ASELEC (Asociación de Empresarios Instaladores 
Ciclo Jornadas Comarcales Energía y 
17/04/2019  Eléctricos, Telecomunicaciones y Energías  Valencia  info 
Cambio Climático 
Renovables de Valencia) 
Round Table: The Integrated Energy and  Master in Industrial Economics and Markets 
25/04/2019  Madrid  info 
Climate Plan  UC3M (Universidad Carlos III de Madrid) 
Smart Meters- Mesa redonda contadores 
25/04/2019  AELEC  Madrid  news 
inteligentes al servicio consumidor  
25/04/2019  Consulta Regional en Barcelona  Interreg Med Renewable Energy Community  Barcelona  news 
Jornada: El papel del sector forestal en la 
Centro Nacional de Formación en Nuevas 
07/05/2019  mitigación y adaptación al cambio  La Rioja  info 
Tecnologías de La Rioja 
climático 
Jornada  sobre  almacenamiento  con  CIEMAT (Centro de Investigaciones Energéticas, 
08/05/2019  Madrid  info 
energías renovables  Medioambientales y Tecnológicas) 
Bruselas 
08/05/2019  Pathways to Carbon neutrality  EERA (European Energy Research Alliance)  web 
(BEL) 
II Congreso edificios de consumo de  Fundación AEDIFICAT, COAAT Mallorca y 
09/05/2019  Mallorca  info 
energía casi nulo   Asociación ABTECIR 
Taller Científico-Técnico Adaptación al 
Fundación Biodiversidad 
16/05/2019  cambio climático a través de la  Madrid  web 
MITECO 
certificación FSC 
Energía distribuida, movilidad sostenible 
17/05/2019  ENERCLUB (Club Español de la Energía)  Oviedo  info 
y autoconsumo 
Webinar:  
20/05/2019  LIFE (ICAEN)  Online  info 
El sector del biometano (case studies)  
27/05/2019  Salón del Vehículo de Ocasión  IFEMA  Madrid  web  e.
Impact assessment of the Spanish  b
Oldenburg  w.
2370//0055//22001199   CiPnloatnengf erraetendci aN aIbteiornoa-Bl rEanseilregiyra a dned  ECnliemrgaítae    PU nmivaeisr seitvye notf oOsl denburg   L(DisEbUo)a    iwnefob   2021-5106n https://ww
378

 
Principales eventos de difusión del borrador inicial del PNIEC 
Fecha  Nombre del evento  Organizador  Lugar  link 
Jornada técnica: Selvicultura del carbono  Colegio Oficial de Ingenieros Técnicos Forestales 
05/06/2019  y gestión forestal para la mitigación del  (COITF), Proyecto LIFE Forest CO2  Madrid  web 
cambio climático  Junta distrito Retiro 
I Congreso electrificación y redes: 
11/06/2019  AELEC  Madrid  web 
binomio para la transición  
Jornada Residuos & Retos - Recursos para  Generalitat Valenciana  
12/06/2019  Valencia  web 
el cambio  Instituto IMEDES 
13/06/2019  Solar+Wind Congress 2019  PVBOX   Madrid  info 
13/06/2019  Sun to Liquid  IMDEA (Energía Comunidad de Madrid)  Madrid  info 
EU Sustainable energy week: 
Bruselas 
18/06/2019  Islands as lighthouses of Europe's  European Commission  web 
(BEL) 
decarbonisation 
4º Foro de Energía y Desarrollo 
19/06/2019  Cámara de Comercio de Valencia  Valencia  news 
Sostenible  
Mesa de Energía y debate  
20/06/2019  Madrid Foro Empresarial  Madrid  news 
Transición Energética: Autoconsumo 
Retos medioambientales en la Unión  UNED 
24/06/2019  Madrid  web 
Europea  Instituto Universitario General Gutiérrez Mellado 
Impact assessment of the Spanish 
Bonn  
24/06/2019  integrated National Energy and Climate  UNFCCC secretariat (UN Climate Change)  info 
(DEU) 
Plan (Bonn Climate Change SB50) 
Introducción al mercado de la 
25/06/2019  electricidad: la gestión de energía en el  ENERCLUB  Madrid  web 
horizonte 2030 
Bonn  
25/06/2019  Multilateral Assessment - Spain  UNFCCC secretariat (UN Climate Change)  info 
(DEU) 
iener'19 II Congreso de Ingeniería 
27/06/2019  Asociation of Energy Engineers (aee)  Madrid  web 
Energética 
Jornada actuaciones contra el cambio 
28/06/2019  UGT Castilla y León.  Valladolid  web 
climático en la industria 
Analysis of the distributional impacts of 
27th International Input-Output Association  Glasgow 
04/07/2019  the Spanish climate and energy policy  info 
Conference  (GBR) 
using a Dynamic-econometric IO model 
12/07/2019  Presentación PNIEC (sede del CIEMAT)  Observatorio Eficiencia Energética  Madrid   
Curso de verano SU.5.1  
Suances 
17/07/2019  El papel de las energías renovables en la  Universidad de Cantabria  info 
 
descarbonización energética 
Webinar presentation: Distributional 
International Network for Just Transition 
17/07/2019  Impact assessment of the Spanish  Online   
(RENEWT)  
integrated Energy and Climate Plan 
05/09/2019  Spain's Energy Strategy for 2030  EDF  Madrid   
PNIEC: cumplimiento objetivos en 
23/10/2019  UNEF- VI Foro Solar  Madrid  web 
renovables eléctricas 
Jornada perspectivas sector turístico 
24/10/2019  Balear. Cambio climático  Asociación para el Progreso de la Dirección (APD)  Palma  web  es
04/11/2019  Proyecto COMPTEM  ENERCOOP  Crevillent  info  06www.
379

 
Principales eventos de difusión del borrador inicial del PNIEC 
Fecha  Nombre del evento  Organizador  Lugar  link 
Confederación de Cooperativas de Viviendas de 
14/11/2019  Energía ciudadana en el PNIEC  Madrid  info 
España (CONCOVI) 
El papel de la eólica en la transición 
14/11/2019  GE Renewable Energy  Madrid   
energética española 
CSP Conference 2019: 
19/11/2019  New Energy Update (Reuters Events)  Madrid  web 
CSP in Spain's Energy Strategy 
Curso de Introducción al mercado de la 
19/11/2019  ENERCLUB  Madrid  info 
electricidad: Autoconsumo y agregación 
Fuente: Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, 2019 
EVALUACIÓN AMBIENTAL ESTRATÉGICA DEL PNIEC 
El PNIEC 2021-2030 se encuentra sometido al procedimiento previsto en el Capítulo I de la Ley 
21/2013, de 9 de diciembre, de evaluación ambiental. Esta Ley establece la necesidad de llevar 
a cabo una Evaluación Ambiental Estratégica, entendida como un instrumento de prevención 
que permita la integración de los aspectos ambientales en la toma de decisiones de los planes y 
programas públicos. Para ello se ha preparado un Estudio Ambiental Estratégico y atendiendo a 
uno de los objetivos principales de dicha Ley – la participación pública - se celebran consultas 
cuyos resultados serán tenidos en cuenta. 
De acuerdo con la citada Ley, el órgano ambiental procedió a la tramitación del procedimiento 
y sometió a consultas de las Administraciones públicas afectadas y personas interesadas, el 
borrador inicial del PNIEC y el Documento Inicial Estratégico, habiendo estado la relación de 
entidades consultadas accesible al público en la página web del MITECO. Una vez recibidas las 
respuestas a las consultas, el órgano ambiental elaboró el Documento de Alcance del Estudio 
Ambiental Estratégico, documento que también se ha hecho público en la web del MITECO. 
De este modo, una vez realizado el Estudio Ambiental Estratégico se somete ahora a consulta 
pública acompañado de la versión actualizada del PNIEC 2021-2030, así como de un resumen 
no técnico del mencionado Estudio, previo anuncio en el «Boletín Oficial del Estado».  
La información pública será, como mínimo, de cuarenta y cinco días hábiles. 
   
380

 
ANEXO H. INTERACCIONES CON OTROS PLANES Y PROGRAMAS  
El PNIEC define los objetivos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, 
penetración de energías renovables y eficiencia energética. La relevancia del Plan Nacional y sus 
intensas implicaciones ambientales y sociales hacen que existan numerosos instrumentos de 
planificación con los que interactúa. 
A continuación, se presenta el análisis de las interrelaciones del PNIEC con los principales 
instrumentos de planificación (estrategias, planes y programas) sectoriales y territoriales que se 
han tenido en consideración en el estudio ambiental estratégico y que está íntimamente ligado 
con los objetivos ambientales del Plan Nacional. Los instrumentos de planificación se han 
organizado por los distintos aspectos ambientales: 
Cambio climático y calidad del aire 
Geología y suelos 
Agua y sistemas acuáticos continentales 
Biodiversidad (flora, fauna, hábitats), espacios naturales protegidos y Natura 2000 
Medio marino 
Patrimonio cultural y paisaje 
Usos del suelo, desarrollo social y económico 
Energía e industria 
Transporte, movilidad y vivienda 
Residuos 
Población, salud pública y bienes materiales 
Señalar que, aunque algunos de los instrumentos de planificación son algo antiguos o están 
próximos a acabar su periodo de vigencia, se han incluido en el análisis ya que constituyen los 
antecedentes fundamentales y han ido marcando los objetivos de protección ambiental en los 
diversos sectores. 
381

Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  El PNIEC es un instrumento de planificación que responde a los compromisos adquiridos por España frente al reto del cambio climático. Sus objetivos y medidas son acordes al PNACC.   El PNIEC es sinérgico con el PNACC especialmente en su dimensión de investigación, innovación y competitividad, ya que va a impulsar una mejora del conocimiento en materia de energía y cambio climático. Contempla específicamente, (en el contexto de la futura Estrategia Española de Ciencia y Tecnología 2021-2027), la posibilidad de incorporar una Acción Estratégica de Energía y Cambio Climático (Medida 5.1) y asignar un volumen de financiación para la I+i+c en energía y clima.  El PNIEC es un instrumento de planificación que responde a los compromisos adquiridos por España frente al reto del cambio climático. Sus objetivos y medidas son acordes a la EECCYEL.  El PNIEC viene a reforzar el impulso a las energías limpias, ya que las medidas contempladas permitirán alcanzar en el año 2030 un 42% de renovables sobre el uso final de la energía y un 71% de energía renovable en la generación eléctrica. Además, va a impulsar un aumento importante de la eficiencia energética reduciendo así la demanda total de energía.  Por otro lado, el PNIEC va a contribuir al bienestar social, ya que presenta beneficios para la salud (reducción del número de muertes prematuras debidas a la contaminación atmosférica).   El PNIEC es un instrumento de planificación que responde a los compromisos adquiridos por España frente al reto del cambio climático. Sus objetivos y medidas son acordes al PNRE.  Una de los resultados relevantes que presenta el PNIEC es la penetración de las energías renovables y la progresiva disminución de la producción eléctrica a partir de combustibles fósiles (dimensión de la descarbonización), lo que lleva consigo una reducción de emisiones contaminantes a la atmósfera.  Además, el PNIEC (dimensión de la eficiencia energética) contribuye a la reducción de emisiones en los sectores difusos no energéticos (agricultura, ganadería, sumideros forestales, gestión de residuos, gases fluorados) y en difusos energéticos (residencial, comercial e institucional, transporte e industria no sujeta a derechos de emisión). 
calidad del aire  Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  El PNACC, aprobado en 2006, pretende lograr la integración de medidas de adaptación al cambio climático basadas en el mejor conocimiento disponible en todas las políticas sectoriales y de gestión de los recursos naturales que sean vulnerables al cambio climático, para contribuir al desarrollo sostenible a lo largo del siglo XXI.   El Plan se concibe como un proceso continuo y acumulativo de generación de conocimientos y de creación y fortalecimiento de capacidades para aplicarlos.   Establece el marco de referencia para la coordinación entre las Administraciones Públicas en las actividades de evaluación de impactos, vulnerabilidad y adaptación al cambio climático en España.  La Estrategia Española de Cambio Climático y Energía Limpia (EECCYEL) persigue el cumplimiento de los compromisos de España en materia de cambio climático y el impulso de las energías limpias, al mismo tiempo que se consigue la mejora del bienestar social, el crecimiento económico y la protección del medio ambiente.   El PNRE tiene por objeto impulsar las medidas necesarias para aproximarse al cumplimiento de los Techos Nacionales de Emisión establecidos por la Directiva 2001/81/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de octubre de 2001, sobre techos nacionales de emisión de determinados contaminantes atmosféricos:   -Dióxido de azufre SO2: 746 Kt -Óxidos de nitrógeno NOx: 847 Kt -Compuestos orgánicos volátiles no metánicos COVNM: 662 Kt -: 353 Kt Amoniaco NH3
    1.Cambio climático y  Instrumento de planificación  Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático (PNACC) 2006-2020  Estrategia Española de Cambio Climático y Energía Limpia (EECCYEL) 2007-2012-2020   II Programa Nacional de Reducción de Emisiones (PNRE)    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
382  Bc
Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  El PNIEC es acorde al Plan AIRE II. Algunas de las medidas del PNIEC contribuyen a una mejora de la calidad del aire. De manera general, la dimensión de la descarbonización prevé un gran desarrollo de las energías renovables, unido a una progresiva disminución de la producción eléctrica derivada de los combustibles fósiles, y la dimensión de la eficiencia energética, lleva consigo una reducción del consumo. Todo ello redunda en una disminución de las emisiones contaminantes a la atmósfera y una mejora de la calidad del aire.  Algunas medidas particulares que destacan son:  -Medida 1.22. Reducción de emisiones de GEI en la gestión de residuos -Medida 1.23. Reducción de emisiones de GEI relacionadas con gases fluorados -Medida 1.24. Sumideros forestales -Medida 1.25. Sumideros agrícolas  Además, las medidas de eficiencia energética (especialmente en el transporte y la edificación) suponen una reducción de la contaminación y una mejora de la calidad del aire en las zonas urbanas y periurbanas, especialmente pobladas. Según el análisis de impacto sobre la salud realizado en el PNIEC, la aplicación de sus medidas va a suponer en el año 2030 una disminución de más de dos mil muertes prematuras, con los correspondientes importantes co-beneficios económicos en términos de salud pública. 
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  Este Plan se aprobó el 15 de diciembre de 2017. Tiene entre sus objetivos, poner en marcha medidas de carácter general que ayuden a reducir los niveles de emisión a la atmósfera de los contaminantes más relevantes y con mayor impacto sobre la salud y los ecosistemas, especialmente en las áreas más afectadas por la contaminación.    
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    Instrumento de planific Plan Nacional de Calidad d2017-2019 (Plan Aire II)        OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  El PNIEC se encuentra en línea con el PNAP ya que contempla entre sus medidas la restauración hidrológico-forestal en zonas con alto riesgo de erosión. Así mismo, contribuye a la lucha contra el cambio climático (por aumento de los sumideros de carbono), evitando a largo plazo, el aumento de la desertificación.  En este sentido destaca la Medida 1.24 sumideros forestales, que incluye acciones como la creación de superficies forestales arboladas, labores silvícolas y pastoreo controlado para la prevención de incendios forestales, así como la restauración hidrológica-forestal en zonas con alto riesgo de erosión, entre otras.  Las medidas previstas en el PNIEC están en línea con el PAND. De igual manera, las medidas  y beneficia la lucha contra el cambio del PAND contribuyen a aumentar los sumideros de CO2climático.  En este sentido destaca la Medida 1.24 sobre sumideros forestales, que incluye acciones como la creación de superficies forestales arboladas, las labores silvícolas y el pastoreo controlado para la prevención de los incendios forestales y la restauración hidrológica-forestal en zonas con alto riesgo de erosión, entre otras. 
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  Es el marco general para el desarrollo de los trabajos de restauración, conservación y mejora de la cubierta vegetal protectora. Entre sus objetivos se encuentran el control de la erosión, la mejora del régimen hídrico y regulación de caudales y el mantenimiento y mejora de la función protectora de los bosques sobre los recursos suelo y agua, entre otros.  La elaboración y desarrollo del Programa de Acción Nacional contra la Desertificación (PAND) constituye la principal obligación contraída por nuestro país como firmante de la Convención de Naciones Unidas de Lucha contra la Desertificación (CLD). Contempla el desarrollo de acciones preventivas, de rehabilitación, investigación, educación y concienciación pública en la lucha contra la desertificación. Persigue el objetivo de contribuir al desarrollo sostenible de las zonas afectadas del territorio nacional y, en particular, la prevención de la degradación de las tierras y la recuperación de tierras desertificadas.   
    2.Geología y suelos  Instrumento de planificación  Plan Nacional de actuaciones prioritarias en materia de restauración hidrológico-forestal, control de la erosión y defensa contra la desertificación (PNAP).   Programa de Acción Nacional Contra la Desertificación (PAND)      OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  En el desarrollo de las medidas del PNIEC no se prevén interacciones relevantes con el PHN. En todo caso, el emplazamiento de los futuros aprovechamientos hidroeléctricos deberá cumplir con los objetivos del PHN.  Los planes hidrológicos de cuenca pueden suponer limitaciones a los aprovechamientos hidráulicos (aunque el PNIEC prevé un aumento de los mismos muy limitado). En cualquier caso, se debe tener en consideración la protección del DPH y el estado de las masas de agua.  Las instalaciones hidroeléctricas y de bombeo hidráulico, pueden suponer alteraciones de las masas de agua (hidromorfología y calidad), afectando a la consecución de los objetivos de la DMA y los planes hidrológicos. Las medidas del PNIEC deberán estar alineadas con los objetivos de estos planes. Entre las medidas del PNIEC que en su desarrollo deberán tener en consideración los planes hidrológicos de cuenca destacan:  -Medida 1.1. Desarrollo de nuevas instalaciones de generación eléctrica con renovables -Medida 1.3. Adaptación de redes eléctricas para la integración de renovables -Medida 1.9. Plan de renovación tecnológica en proyectos existentes de generación eléctrica con energías renovables  Por otro lado, el cambio climático tiene efectos directos sobre los recursos hídricos, por lo que las medidas que se desarrollen al amparo del PNIEC para mitigar las repercusiones del cambio climático estarán en línea con los objetivos de los planes hidrológicos. 
áticos continentales  Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  El Plan Hidrológico Nacional en vigor se aprobó mediante la Ley 10/2001, de 5 de julio, Plan Hidrológico Nacional, siendo modificado posteriormente por la Ley 53/2002, de 30 de diciembre, la Ley 62/2003, de 30 de diciembre, el Real Decreto-Ley 2/2004, de 18 de junio, y la Ley 11/2005, de 22 de junio.  Es el instrumento integrador de los distintos planes de demarcación correspondientes con el fin de obtener un uso armónico y coordinado de los recursos hídricos. El PHN contiene las medidas de coordinación y la solución a posibles discrepancias entre distintas demarcaciones, usos y aprovechamientos para abastecimiento de poblaciones o regadíos y previsión y condiciones de transferencias de recursos hídricos. Además, contiene la delimitación y caracterización de las masas de agua subterránea compartidas entre dos o más demarcaciones, incluyendo la asignación de recursos a cada una de ellas.  Los objetivos generales de los planes hidrológicos de cuenca son conseguir el buen estado y la adecuada protección del dominio público hidráulico (DPH) y de las aguas, la satisfacción de las demandas de agua, el equilibrio y armonización del desarrollo regional y sectorial, incrementando las disponibilidades del recurso, protegiendo su calidad, economizando su empleo y racionalizando sus usos en armonía con el medio ambiente y los demás recursos naturales.  La incorporación al ordenamiento jurídico español de la Directiva 2000/60/CE, de 23 de octubre, por la que se establece un marco comunitario de actuación en el ámbito de la política de aguas (DMA), ha supuesto que, además de los objetivos mencionados, sean objetivo de la planificación el buen estado en las masas de agua de la demarcación (entendido como la consecución de objetivos medioambientales en las mismas) e introducir el principio de recuperación. 
emas acu anificación  onal (PHN)  de cuenca. DMA (2015-
    3.Agua y sist Instrumento de pl Plan Hidrológico Naci Planes hidrológicos Segundo ciclo de la 2021)    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  En los planes de gestión del riesgo de inundación se deberán contemplar medidas de restauración fluvial y medidas para la restauración hidrológico-agroforestal de las cuencas.  El PNIEC supone una oportunidad para el desarrollo de estas medidas ya que en la Medida 1.24 sumideros forestales se incluyen acciones de restauración hidrológico-forestal y plantaciones en zonas inundables.  Por otro lado, las medidas propuestas en el PNIEC ayudarán a mitigar los efectos del cambio climático a largo plazo, por lo que son medidas de apoyo a los planes de gestión del riesgo de inundación.  En el desarrollo territorial del PNIEC, no se prevén interferencias con las Reservas Naturales Fluviales, en las cuales el Plan PIMA-Adapta-AGUA contempla actuaciones de gestión y adaptación.  Por otro lado, las medidas propuestas en el PNIEC ayudarán a mitigar los efectos del cambio climático a largo plazo, por lo que son medidas de apoyo a los planes de gestión del riesgo de inundación.  El desarrollo de las medidas del PNIEC podría afectar a los sistemas fluviales, por lo que se debe tener en consideración el enfoque de la Estrategia Nacional de Conservación de Ríos.  Las instalaciones hidroeléctricas y de bombeo hidráulico pueden suponer alteraciones sobre los ríos, afectando a la consecución de los objetivos de la DMA. Entre las medidas del PNIEC que en su desarrollo deberán tener en consideración la mencionada Estrategia destacan:  -Medida 1.1. Desarrollo de nuevas instalaciones de generación eléctrica con renovables -Medida 1.3. Adaptación de redes eléctricas para la integración de renovables. -Medida 1.9. Plan de renovación tecnológica en proyectos existentes de generación eléctrica con renovables 
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  El objetivo general de los planes de gestión es conseguir que no se incremente el riesgo de inundación actualmente existente y que, en lo posible, se reduzca, mediante una actuación coordinada de las administraciones públicas y la sociedad. Para ello, se realizan distintos programas de medidas, que deberán tener en cuenta todos los aspectos de la gestión del riesgo, centrándose en la prevención, la protección y la preparación, incluidos la previsión de inundaciones y los sistemas de alerta temprana, y teniendo en cuenta las características de la cuenca o subcuenca hidrográfica considerada, y los posibles efectos del cambio climático.  Este plan tiene como objetivo mejorar el conocimiento y el seguimiento de los impactos del cambio global y el cambio climático en el ámbito de los recursos hídricos, minimizando sus riesgos y aumentando la resiliencia del sistema frente al cambio climático. Los proyectos y actuaciones de PIMA Adapta-AGUA se desarrollan en cuatro líneas estratégicas:  -Medidas de gestión y adaptación de las reservas naturales fluviales (RNF). -Adaptación a los fenómenos extremos. -Evaluación del impacto del cambio climático en los recursos hídricos y desarrollo de estrategias de adaptación. -Desarrollo de proyectos de adaptación al cambio climático en el dominio público hidráulico.  El objetivo general de la Estrategia es impulsar la gestión actual de los ríos para alcanzar el buen estado ecológico de acuerdo con lo establecido en la Directiva Marco del Agua, integrando la gestión de los ecosistemas fluviales en las políticas de uso y gestión del territorio, entre otros. 
    Instrumento de planificación  Planes de gestión del riesgo de inundación  Plan de Impulso al Medio Ambiente para la adaptación al cambio climático en España (PIMA-Adapta-AGUA) (2015-2020)  Estrategia Nacional de Restauración de Ríos 2006    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  Los humedales son ecosistemas relevantes para la mitigación del cambio climático como . fuente de absorción de CO2 El PNIEC no prevé el desarrollo de actuaciones en humedales o que puedan afectar a los mismos. En cualquier caso, se deberá tener en cuenta la conservación de dichos hábitats, así como de la avifauna acuática asociada a ellos.  El PNIEC promoverá medidas adicionales para la conservación y fomento de la biodiversidad autóctona y de los ecosistemas acuáticos, ligado al Plan Estratégico Español para la conservación y uso racional de los humedales. 
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  Elaborado en cumplimiento del "Plan Estratégico Ramsar 1997-2002" el Plan es el instrumento marco que integra todas las políticas sectoriales, así como que busca coordinar y controlar actuaciones de forma compatible con la conservación de estos ecosistemas.  Tiene como objetivos la conservación y el uso racional, la restauración y la necesaria integración de la conservación de estos ecosistemas en las políticas sectoriales que les afectan.   
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    Instrumento de planificació Plan Estratégico Español para conservación y uso racional de lhumedales        OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Natura 2000  Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  El desarrollo de energías renovables previstas en este PNIEC debe ser compatible con los criterios y objetivos fijados en relación al patrimonio natural y la biodiversidad.  Algunas de las medidas previstas en el PNIEC pueden tener efectos sobre la biodiversidad y el patrimonio natural. Se deberán minimizar los efectos no deseados derivados fundamentalmente del desarrollo de nuevas instalaciones de generación eléctrica con renovables, infraestructuras eléctricas de distribución y sistemas de almacenamiento.  El PNIEC promoverá medidas adicionales para la conservación y fomento de la biodiversidad autóctona y de los ecosistemas, ligado al Plan Estratégico de Patrimonio Natural y la Biodiversidad.  Por otro lado, en el PNIEC se incluyen medidas que previsiblemente tengan un efecto muy positivo sobre la biodiversidad, suelo y protección del ciclo hidrológico. Destacan:  -Medida 1.24. Sumideros forestales -Medida 1.25. Sumideros agrícolas  El desarrollo de las medidas del PNIEC no debe interferir con los territorios de especies sometidas a una estrategia de conservación. En todo caso, se deberán contemplar las medidas establecidas en las estrategias, atendiendo a la conservación tanto de la especie como de su hábitat.   El PNIEC promoverá medidas adicionales para la conservación y fomento de la biodiversidad autóctona y de los ecosistemas, ligado a las especies amenazadas, especialmente aquellas que cuentan con estrategias específicas de conservación.   En el desarrollo de las medidas previstas en el PNIEC se deben evitar las presiones y alteraciones sobre las comunidades vegetales y especies de interés, acorde a la Estrategia Española de Conservación Vegetal.  Algunas de las medidas previstas en el PNIEC pueden tener efectos sobre la biodiversidad y el patrimonio natural. Se deberán minimizar los efectos no deseados derivados fundamentalmente del desarrollo de nuevas instalaciones de generación eléctrica con renovables, que requieren una considerable ocupación del suelo.   El PNIEC promoverá medidas adicionales para la conservación y fomento de la biodiversidad autóctona y los ecosistemas, especialmente vinculadas a la vegetación. 
    4.Biodiversidad (flora, fauna y hábitats), espacios naturales protegidos y Red  Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación Instrumento de planificación con los que puede interaccionar el PNIEC  El Plan Estratégico del Patrimonio Natural y la Biodiversidad 2011-2017 constituye el elemento fundamental de desarrollo de la Ley 42/2007, del Patrimonio Natural y la Biodiversidad. Su objetivo general es detener la pérdida de biodiversidad y la degradación Plan Estratégico del Patrimonio de los servicios de los ecosistemas y afrontar su restauración. Natural y la Biodiversidad 2011-2017 El Plan formula una visión concreta para el presente y futuro de la conservación del (Prorrogada su aplicación en tanto patrimonio natural y la biodiversidad en España, mediante la definición de metas, objetivos no sea aprobado otro plan y acciones que promuevan su conservación, uso sostenible y restauración y establece un modelo de planificación coherente. La conservación de la diversidad biológica, la utilización estratégico que lo sustituya) sostenible de los componentes de la diversidad biológica; la distribución justa y equitativa de los beneficios derivados de la utilización de los recursos genéticos.  Actualmente existen estrategias para 14 especies: Águila imperial, Cerceta pardilla, Desmán ibérico, Lapa ferrugínea, Lince ibérico, Lobo, Návade auriculada, Oso pardo cantábrico, Oso pardo de los Pirineos, Pardela balear, Quebrantahuesos, Urogallo cantábrico, Urogallo pirenaico y Visón europeo.  El contenido incluye: la identificación de la especie o amenaza tratada; el ámbito geográfico Estrategias de conservación y de aplicación; la descripción de los factores limitantes o de amenaza existentes; la gestión de especies amenazadas evaluación de las actuaciones realizadas; un diagnóstico del estado de conservación (en el caso de especies); los fines a alcanzar, con objetivos cuantificables; los criterios para delimitar áreas críticas; los criterios para compatibilizar requerimientos de especies con usos y aprovechamientos del suelo; las acciones recomendadas para eliminar o mitigar las amenazas; y la periodicidad de actualización.   La estrategia da respuesta al compromiso de España con la Estrategia Global de Conservación de Plantas del Convenio de Naciones Unidas sobre Diversidad Biológica.  Estrategia Española de Es la estrategia marco para la coordinación de políticas y actuaciones en materia de Conservación Vegetal 2014-2020 conservación vegetal. Busca impulsar a través de metas, objetivos y principios de actuación, la coordinación de políticas y actuaciones en materia de conservación vegetal, así como canalizar la participación de los actores interesados.    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  El documento de “Bases científico-técnicas para la Estrategia estatal de infraestructura verde y de la conectividad y restauración ecológicas” (que es un documento de carácter científico-técnico) incluye un marco conceptual, un marco legislativo y un diagnóstico, relativo a la conectividad, que puede ser de interés a la hora de planificar la ubicación de actuaciones (fundamentalmente las derivadas de las nuevas instalaciones de generación eléctrica).  Diversas medidas del PNIEC están en consonancia y refuerzan el Plan Forestal Español, en cuanto a la creación de superficies forestadas arboladas, prevención de incendios forestales, gestión de coníferas o restauración hidrológico-forestal en zonas con alto riesgo de erosión, medidas que, a su vez, contribuyen a la mitigación del cambio climático. Además, permiten la dinamización del entorno rural y mitigan el riesgo de despoblación, contribuyendo también a una transición justa.  Algunas medidas en este sentido son:  -Medida 1.5. Incorporación de renovables en el sector industrial -Medida 1.11. Programas específicos para el aprovechamiento de la biomasa -Medida 1.22. Reducción de emisiones de GEI en la gestión de residuos  -Medida 1.24 Sumideros forestales  Las medidas del PNIEC de restauración de masas forestales están en consonancia con la Estrategia Forestal Española. No obstante, las medidas del PNIEC que puedan afectar a masas forestales se realizarán de acorde a los planes de ordenación de los recursos forestales pertinentes, y bajo las premisas de conservación y protección de los montes.  
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  La Infraestructura Verde es una “red estratégicamente planificada de espacios naturales y seminaturales y otros elementos ambientales, diseñada y gestionada para ofrecer una amplia gama de servicios ecosistémicos. Incluye espacios verdes (o azules si se trata de ecosistemas acuáticos) y otros elementos físicos en áreas terrestres (naturales, rurales y urbanas) y marinas”.  La Ley 42/2007 establece que el MITECO, con la colaboración de las Comunidades Autónomas y de otros ministerios implicados, elabore, en un plazo máximo de tres años, la EEIVCRE que “tendrá por objetivo marcar las directrices para la identificación y conservación de los elementos del territorio que componen la infraestructura verde, y para que la planificación territorial y sectorial que realicen las Administraciones públicas permita y asegure la conectividad ecológica y la funcionalidad de los ecosistemas, la mitigación y adaptación a los efectos del cambio climático, la desfragmentación de áreas estratégicas para la conectividad y la restauración de ecosistemas degradados”.  El MITECO encargó al Consejo Superior de Investigaciones Científicas la elaboración de unas bases científico-técnicas para la futura Estrategia estatal de infraestructura verde. En este momento se encuentra en elaboración.  En desarrollo de la Ley 42/2007, del Patrimonio Natural y la Biodiversidad. Es el marco global de la política forestal, compatible con las condiciones socioeconómicas, culturales, políticas y ambientales. Contiene varios objetivos, entre los que destaca: promover la protección del territorio en general, y de los montes en particular, de la acción de los procesos erosivos y de degradación del suelo mediante la restauración de la cubierta vegetal protectora y sus acciones complementarias, ampliando la superficie arbolada con fines de protección. Al mismo tiempo, incrementar la fijación de carbono en la biomasa forestal para contribuir a paliar el cambio climático.  Es el marco para la ordenación de los montes y su aprovechamiento forestal. Entre sus objetivos se encuentran integrar el territorio y la economía forestal en el medio y la economía rural; equilibrar la gestión de los usos del monte, garantizando su sostenibilidad e intensificar la protección y defensa de los montes frente a los diversos agentes susceptibles de causar daños en los mismos. 
    Instrumento de planificación  Estrategia Estatal de Infraestructura Verde y de la Conectividad y Restauración Ecológicas (EEIVCRE)  (En elaboración)  Plan Forestal Español 2002-2032  Estrategia Forestal Española 2015    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  El PNIEC contribuye a la adaptación y construcción de resiliencia forestal frente al cambio climático de los sumideros forestales, lo que contribuye a la consecución de los objetivos del Plan de contabilidad forestal para España, por lo que viene a reforzar sus objetivos.  Las medidas de reducción de emisión de gases contempladas en el PNIEC contribuyen favorablemente al buen estado ambiental de las masas forestales, por lo que viene a reforzar sus objetivos. Además, el PNIEC contribuye a frenar el cambio climático y sus efectos (inundaciones, desertificación, deforestación...).  El Programa de Seguimiento Fenológico (promovido por la Red Española de Reservas de la Biosfera y Organismo Autónomo de Parques Nacionales) es un proyecto de ciencia ciudadana que contribuye a la concienciación y sensibilización respecto al cambio climático, a través de la observación de los cambios fenológicos en las reservas de la biosfera.  El PNIEC, especialmente en su Medida 1.19 Generación de conocimiento, divulgación y sensibilización, presenta sinergias con el Programa de Seguimiento Fenológico, en cuanto a su vertiente de divulgación y participación ciudadana.  El PNIEC no presenta medidas ni actuaciones en los Parques Nacionales, por lo tanto no se prevé ninguna interacción con su Plan Director. 
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  Este Plan contabiliza las absorciones de la masa forestal nacional y propone un nivel de referencia forestal (FRL) para los períodos de 2021 a 2025 y de 2026 a 2030.  Es el marco de trabajo para el apoyo, desarrollo y coordinación de actividades y programas de conservación y mejora genética forestal, facilitador de la cooperación e integración de las iniciativas llevadas a cabo desde distintas administraciones y organismos. El objetivo final de la Estrategia es la conservación y el uso sostenible de los recursos genéticos forestales en España, preservando su capacidad de evolución y garantizando su uso a las generaciones futuras.  El Programa de Seguimiento Fenológico de la Red Española de Reservas de la Biosfera es un proyecto educativo de ciencia ciudadana dirigido a estudiantes, educadores, naturalistas, científicos y personas interesadas. Pretende transmitir los valores de las Reservas de la Biosfera y motivar el estudio y la observación de la naturaleza como base del conocimiento y del método científico.  El mecanismo de participación consiste en realizar un seguimiento continuado de especies comunes de fauna y flora en las reservas de la biosfera, con el fin de analizar cambios a largo plazo (adelantos o retrasos) en las fechas en las que tienen lugar los hechos biológicos que caracterizan a las especies estudiadas: migraciones, floraciones, reproducción, etc.  El Plan establece las directrices básicas para la planificación, conservación y coordinación de los parques nacionales. Incluye los objetivos estratégicos de los mismos en materia de conservación, uso público, investigación, seguimiento, formación y sensibilización, así como los objetivos en materia de cooperación y colaboración tanto en el ámbito nacional como internacional.   
    Instrumento de planificación  Plan de contabilidad forestal nacional para España, incluyendo el nivel forestal de referencia 2021-2025   Estrategia Española para la Conservación y el Uso Sostenible de los Recursos Genéticos Forestales 2006  Programa de Seguimiento Fenológico de la Red Española de Reservas de la Biosfera  Plan Director de Parques Nacionales        OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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ANEXO H. INTERACCIONES CON OTROS PLANES Y PROGRAMAS  Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  Las medidas previstas en el PNIEC que se desarrollen en el medio marino de la demarcación noratlántica estarán sujetas al informe de compatibilidad con las estrategias marinas para evitar posibles impactos ambientales negativos.   Especial atención requieren el desarrollo de las siguientes medidas:  -Medida 1.1. Desarrollo de nuevas instalaciones de generación eléctrica con renovables, en lo referido a los proyectos de demostración para tecnologías en desarrollo (eólica marina y energías del mar) y futuros parques eólicos marinos  -Medida 1.3. Adaptación de redes eléctricas para la integración de renovables  -Medida 1.12. Proyectos singulares y estrategia para la energía sostenible en las islas  -Medida 4.1. Aumento de la interconexión con Francia  Las medidas previstas en el PNIEC que se desarrollen en el medio marino de la demarcación sudatlántica estarán sujetas al informe de compatibilidad con las estrategias marinas para evitar posibles impactos ambientales negativos.  Especial atención requieren el desarrollo de las siguientes medidas:  -Medida 1.1. Desarrollo de nuevas instalaciones de generación eléctrica con renovables, en lo referido a los proyectos de demostración para tecnologías en desarrollo (eólica marina y energías del mar) y futuros parques eólicos marinos  -Medida 1.3. Adaptación de redes eléctricas para la integración de renovables  -Medida 1.12. Proyectos singulares y estrategia para la energía sostenible en las islas 
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  Es el principal instrumento de planificación, creado al amparo de la Directiva 2008/56/CE, de 17 de junio de 2008, por la que se establece un marco de acción comunitaria para la política del medio marino (Directiva marco sobre la estrategia marina) y transpuesta al sistema normativo español por Ley 41/2010, de 29 de diciembre, de Protección del Medio Marino, orientado a la consecución del buen estado ambiental del medio marino en la demarcación marina noratlántica.  La estrategia constituye el marco general al que deberán ajustarse las diferentes políticas sectoriales y actuaciones administrativas con incidencia en el medio marino de acuerdo con lo establecido en la legislación sectorial correspondiente. Incluye la evaluación del estado ambiental de las aguas, la determinación del buen estado ambiental, la fijación de los objetivos medioambientales, un programa de seguimiento y otro de medidas para alcanzar dichos objetivos. Comprende el medio marino entre España y Francia en el golfo de Vizcaya y el límite septentrional de las aguas jurisdiccionales entre España y Portugal.  Es el principal instrumento de planificación (creado al amparo de la Directiva 2008/56/CE, de 17 de junio de 2008, por la que se establece un marco de acción comunitaria para la política del medio marino (Directiva marco sobre la estrategia marina) y transpuesta al sistema normativo español por Ley 41/2010, de 29 de diciembre, de Protección del Medio Marino), orientado a la consecución del buen estado ambiental del medio marino en la demarcación marina sudatlántica.  La estrategiaconstituye el marco general al que deberán ajustarse las diferentes políticas  sectoriales y actuaciones administrativas con incidencia en el medio marino de acuerdo con lo establecido en la legislación sectorial correspondiente. Incluye la evaluación del estado ambiental de las aguas, la determinación del buen estado ambiental, la fijación de los objetivos medioambientales, un programa de seguimiento y otro de medidas para alcanzar dichos objetivos. Comprende el medio marino entre el límite de las aguas jurisdiccionales entre España y Portugal en el golfo de Cádiz y el meridiano que pasa por el cabo de Espartel. 
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    5.Medio marino  Instrumento de planificaci Estrategia marina para demarcación noratlántica  Estrategia marina para demarcación sudatlántica    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  Las medidas previstas en el PNIEC que se desarrollen en el medio marino de la demarcación del Estrecho y Alborán estarán sujetas al informe de compatibilidad con las estrategias marinas para evitar posibles impactos ambientales negativos.  Especial atención requieren el desarrollo de las siguientes medidas:  -Medida 1.1. Desarrollo de nuevas instalaciones de generación eléctrica con renovables, en lo referido a los proyectos de demostración para tecnologías en desarrollo (eólica marina y energías del mar) y futuros parques eólicos marinos  -Medida 1.3. Adaptación de redes eléctricas para la integración de renovables  -Medida 1.12. Proyectos singulares y estrategia para la energía sostenible en las islas  Las medidas previstas en el PNIEC que se desarrollen en el medio marino de la demarcación levantino-balear estarán sujetas al informe de compatibilidad con las estrategias marinas para evitar posibles impactos ambientales negativos.  Especial atención requieren el desarrollo de las siguientes medidas:  -Medida 1.1. Desarrollo de nuevas instalaciones de generación eléctrica con renovables, en lo referido a los proyectos de demostración para tecnologías en desarrollo (eólica marina y energías del mar) y futuros parques eólicos marinos  -Medida 1.3. Adaptación de redes eléctricas para la integración de renovables  -Medida 1.12. Proyectos singulares y estrategia para la energía sostenible en las islas 
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  Es el principal instrumento de planificación (creado al amparo de la Directiva 2008/56/CE, de 17 de junio de 2008, por la que se establece un marco de acción comunitaria para la política del medio marino (Directiva marco sobre la estrategia marina) y transpuesta al sistema normativo español por Ley 41/2010, de 29 de diciembre, de Protección del Medio Marino), orientado a la consecución del buen estado ambiental del medio marino en la demarcación marina del Estrecho y Alborán  La estrategiaconstituye el marco general al que deberán ajustarse las diferentes políticas  sectoriales y actuaciones administrativas con incidencia en el medio marino de acuerdo con lo establecido en la legislación sectorial correspondiente. Incluye la evaluación del estado ambiental de las aguas, la determinación del buen estado ambiental, la fijación de los objetivos medioambientales a conseguir, un programa de seguimiento y un programa de medidas para alcanzar dichos objetivos. Comprende el medio marino entre el meridiano que pasa por el cabo de Espartel y una línea imaginaria con orientación 128° respecto al meridiano que pasa por el cabo de Gata, así como el medio marino en el que España ejerce soberanía o jurisdicción en el ámbito de Ceuta, Melilla, las islas Chafarinas, el islote Perejil, Peñones de Vélez de la Gomera y Alhucemas y la isla de Alborán.  Es el principal instrumento de planificación (creado al amparo de la Directiva 2008/56/CE, de 17 de junio de 2008, por la que se establece un marco de acción comunitaria para la política del medio marino (Directiva marco sobre la estrategia marina) y transpuesta al sistema normativo español por Ley 41/2010, de 29 de diciembre, de Protección del Medio Marino), orientado a la consecución del buen estado ambiental del medio marino en la demarcación marina levantino-balear  La estrategiaconstituye el marco general al que deberán ajustarse las diferentes políticas  sectoriales y actuaciones administrativas con incidencia en el medio marino de acuerdo con lo establecido en la legislación sectorial correspondiente. Incluye la evaluación del estado ambiental de las aguas, la determinación del buen estado ambiental, la fijación de los objetivos medioambientales a conseguir, un programa de seguimiento y un programa de medidas para alcanzar dichos objetivos. Comprende el medio marino entre una línea imaginaria con orientación 128° respecto al meridiano que pasa por el cabo de Gata, y el límite de las aguas jurisdiccionales entre España y Francia en el Golfo de León. 
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    Instrumento de planificació Estrategia marina para demarcación del Estrecho Alborán  Estrategia marina para demarcación levantino-balear    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  Las medidas previstas en el PNIEC que se desarrollen en el medio marino de la demarcación canaria estarán sujetas al informe de compatibilidad con las estrategias marinas para evitar posibles impactos ambientales negativos.  Especial atención requieren el desarrollo de las siguientes medidas:  -Medida 1.1. Desarrollo de nuevas instalaciones de generación eléctrica con renovables, en lo referido a los proyectos de demostración para tecnologías en desarrollo (eólica marina y energías del mar) y futuros parques eólicos marinos  -Medida 1.3. Adaptación de redes eléctricas para la integración de renovables  -Medida 1.12. Proyectos singulares y estrategia para la energía sostenible en las islas  El Plan Estratégico de la Acuicultura española determina la aptitud de las diferentes zonas del ámbito marino costero para el desarrollo de la actividad acuícola y restringe las actividades que puedan interferir en la cría piscícola, por lo que el desarrollo de las medidas del PNIEC deberá estar en consonancia con la zonificación prevista en dicho plan.  No se prevé la introducción de contaminantes marinos en el desarrollo del PNIEC. La gran mayoría de los eventos de contaminación marina que afectan a la costa tienen su origen en el mar (buques o plataformas petrolíferas) que no están previstas en el PNIEC.  Las medidas de reducción de emisión de gases contempladas en el PNIEC contribuyen a frenar los efectos del cambio climático (subida del nivel del mar, acidificación, fenómenos meteorológicos extremos, etc.).   Por otro lado, el PNIEC es perfectamente compatible con los principios de sostenibilidad establecidos en la Estrategia, especialmente en lo que se refiere a la reducción de la contaminación atmosférica y las emisiones de gases de efecto invernadero.  Las medidas contempladas en el PNIEC permitirán alcanzar en el año 2030 un 23% de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) respecto a 1990.  
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  Es el principal instrumento de planificación (creado al amparo de la Directiva 2008/56/CE, de 17 de junio de 2008, por la que se establece un marco de acción comunitaria para la política del medio marino (Directiva marco sobre la estrategia marina) y transpuesta al sistema normativo español por Ley 41/2010, de 29 de diciembre, de Protección del Medio Marino), orientado a la consecución del buen estado ambiental del medio marino en la demarcación marina canaria.  La estrategia constituye el marco general al que deberán ajustarse las diferentes políticas sectoriales y actuaciones administrativas con incidencia en el medio marino de acuerdo con lo establecido en la legislación sectorial correspondiente. Incluye la evaluación del estado ambiental de las aguas, la determinación del buen estado ambiental, la fijación de los objetivos medioambientales a conseguir, un programa de seguimiento y un programa de medidas para alcanzar dichos objetivos. Comprende el medio marino en torno a las islas Canarias en el que España ejerce soberanía o jurisdicción.   En desarrollo a la Estrategia de Desarrollo Sostenible de la Acuicultura Española. Es el marco de acción de la acuicultura española, y tiene como objetivo proponer líneas de actuación que permitan el crecimiento y desarrollo sostenible de la acuicultura española, desde su perspectiva social, ambiental y económica.  El Plan será de aplicación a aquellos casos de contaminación marina accidental o deliberada, cualquiera que sea su origen o naturaleza, que afecte o pueda afectar a la costa. Incluye atlas de sensibilidad de la costa española y un análisis de vulnerabilidad y riesgo de la misma, así como las capacidades logísticas y de gestión necesarias para hacer frente a un episodio de contaminación de dimensión e intensidad significativas.  La lucha contra la contaminación marina en la costa se centra en tres aspectos: la prevención, la organización de la respuesta, y la coordinación de medios y personal entre Administraciones.  Cuenta con dos objetivos generales: Incrementar la resiliencia de la costa española al cambio climático y a la variabilidad climática e integrar la adaptación al cambio climático en la planificación y gestión de la costa española.  De manera general, la Estrategia persigue la mejora medioambiental de la costa y el litoral frente a los efectos del cambio climático, y establece una serie de principios de sostenibilidad.  La estrategia propone un sistema de indicadores e índices que aporten información objetiva para el establecimiento de políticas y estrategias de actuación para corregir y prevenir los efectos del cambio climático en el litoral español. 
    Instrumento de planificación  Estrategia marina para la demarcación canaria  Plan Estratégico de la Acuicultura Española 2014-2020  Plan Estatal de Protección de la Ribera del Mar contra la Contaminación (Plan Ribera)  Estrategia de Adaptación al Cambio Climático en la Costa Española 2016    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  EL PNIEC prevé en la Medida 1.1. Desarrollo de nuevas instalaciones de generación eléctrica con renovables, proyectos de demostración para tecnologías en desarrollo  y el despliegue de parques eólicos (específicamente eólica marina y energías del mar)marinos.  En la Medida 1.3, de Adaptación de redes eléctricas para la integración de renovables, el PNIEC también contempla la necesaria planificación de infraestructuras eléctricas en el medio marino asociadas al despliegue de la eólica marina y, en menor medida, de las energías oceánicas.  El Estudio Estratégico Ambiental del Litoral Español para la instalación de Parques Eólicos Marinos es un referente a considerar para la ubicación de los parques eólicos marinos. En cualquier caso, se trata de un estudio y zonificación desactualizado basado en aspectos ambientales y de viabilidad técnica, y en el año 2009 no se contemplaba la energía eólica marina en plataformas flotantes. 
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  El objetivo del Estudio Estratégico Ambiental es la determinación de las zonas del dominio público marítimo terrestre que, a efectos ambientales, reúnen condiciones favorables para la instalación de parques eólicos marinos (de potencia superior a los 50 MW, sometidos al procedimiento de reserva de zona del Real Decreto 1028/2007 de necesaria actualización). Para ello, establece, a través de una representación geográfica, la siguiente zonificación:  a) Zonas aptas: las áreas más adecuadas para el establecimiento de parques eólicos marinos por ser reducidos, en principio, sus efectos ambientales frente a las ventajas que presentan.  b) Zonas de exclusión: las áreas que se deben excluir del proceso por haber sido identificados sus potenciales efectos ambientales significativos, o conflictividad con otros usos del medio marino.  c) Zonas aptas con condicionantes medioambientales: las áreas en las que los efectos o conflictos detectados deberán ser analizados en detalle durante el procedimiento de evaluación ambiental de cada proyecto concreto.  Por otra parte, el Estudio aporta criterios ambientales para el diseño de los proyectos de los parques eólicos marinos a desarrollar en el futuro. 
    Instrumento de planificación  Estudio Estratégico Ambiental del Litoral Español para la instalación  de Parques Eólicos Marinos 2009   OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  El PNIEC presenta medidas que pueden ir acorde con los objetivos del Convenio Europeo del Paisaje. Entre ellas destaca la Medida 1.24. Sumideros forestales, que incluye mejoras en los sistemas forestales, dehesas y riberas.  No obstante, existen otras medidas que pueden suponer una modificación del paisaje importante del paisaje, fundamentalmente:  -Medida 1.1. Desarrollo de nuevas instalaciones de generación eléctrica con renovables -Medida 1.6. Marco para el desarrollo de las energías renovables térmicas -Medida 1.11. Programas específicos para el aprovechamiento de la biomasa -Medida 1.12. Proyectos singulares y estrategia para la energía sostenible en las islas  Las acciones y medidas previstas en el PNIEC deberán prestar atención a lo que establece el Convenio en materia de protección, gestión y ordenación de paisajes. Se deberán minimizar los impactos sobre el paisaje y desarrollar medidas de integración ambiental. 
o cultural  Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  Este Convenio persigue proteger, gestionar y ordenar los paisajes europeos, reconociéndolos como un recurso común. Entre sus objetivos está promover la protección, gestión y ordenación de los mismos, así como organizar la cooperación europea en ese campo. 
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aje y patri nto de planifica uropeo del Paisaj w.boe.es
    6. Pais Instrume Convenio E   OE-A-2021-5106able en https://ww
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  El sector de la agricultura es un sector intensivo en consumo eléctrico y los costes de la energía es un elemento fundamental en la fijación de los precios de los productos agrícolas cultivados en regadío. El PNIEC promueve el autoconsumo de energía como medida de competitividad, pues permite reducir y estabilizar los costes energéticos a largo plazo.   También pretende reducir el consumo de energía en las explotaciones agrarias y comunidades de regantes a través de la modernización de las instalaciones existentes, así como aumentar el efecto sumidero de los sistemas agrícolas. Algunas medidas en este sentido:  -Medida 1.4. El desarrollo del autoconsumo con renovables y la generación distribuida -Medida 1.21. Reducción de emisiones de GEI en los sectores agrícola y ganadero -Medida 1.25 Sumideros agrícolas -Medida 2.10. Eficiencia energética en explotaciones agrarias, comunidades de regantes y maquinaria agrícola.  La Agricultura, a través de la PAC, puede desempeñar un papel muy positivo para afrontar el reto del clima y el medioambiente, garantizando al mismo tiempo la seguridad alimentaria. A través de la Condicionalidad (conjunto de normas legales y de prácticas agrícolas que deben cumplir los agricultores como requisito para poder recibir los pagos directos) se fomentan prácticas como la fertilización eficiente de los suelos, aspecto incluido específicamente en el PNIEC.  Algunas medidas, que contribuyen a la disminución de la emisión de GEI y a la integración ambiental de la agricultura son:   -Medida 1.4. El desarrollo del autoconsumo con renovables y la generación distribuida -Medida 1.21. Reducción de emisiones de GEI en los sectores agrícola y ganadero -Medida 1.25. Sumideros agrícolas -Medida 2.10. Eficiencia energética en explotaciones agrarias, comunidades de regantes y maquinaria agrícola.  Diversas medidas del PNIEC están en consonancia y refuerzan el Plan Nacional de Desarrollo Rural. En este sentido, adquieren especial relevancia las medidas relacionadas con el autoconsumo (1.4) y el desarrollo de comunidades energéticas locales en el medio rural (1.13) que favorecen el acceso a la energía y la seguridad en el suministro. 
arrollo social y económico  Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  La Política Agrícola de Europa tiene como fin apoyar la renta de los agricultores, a la vez que busca obtener los productos agrícolas de alta calidad que exige el mercado. Por otra parte, desarrollar esta actividad respetando el medio ambiente, como la introducción de energías renovables, prácticas más eficientes o mejoras en la gestión del uso del suelo.  A partir de la reforma de la PAC, se acordó una nueva dirección con el objetivo de adaptarla a los nuevos retos en términos de:  -Competitividad de la agricultura europea -Equidad y diversidad de los sistemas de cultivo -Cambio climático y protección de los recursos naturales -Relaciones entre los agentes a lo largo de la cadena alimentaria  En relación con el cambio climático, se trata de fomentar un mejor aprovechamiento de los recursos naturales para combatir el cambio climático y preservar la biodiversidad.  Los compromisos adquiridos en el plano internacional a través del Acuerdo de París y la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible tienen su reflejo en la PAC. La agricultura europea se suma a la agenda de soluciones de los desafíos globales, particularmente los ligados al clima y al medioambiente, pero también los relacionados con la salud, la nutrición, el bienestar animal, la calidad y la sostenibilidad de nuestro sistema alimentario.  Entre sus objetivos el fomento de un sector agrícola inteligente, resistente y diversificado que garantice la seguridad alimentaria; la intensificación del cuidado del medio ambiente y la acción por el clima, contribuyendo a alcanzar los objetivos climáticos y medioambientales de la UE; y el fortalecimiento del tejido socio – económico de las zonas rurales.  Sus objetivos esenciales son: fomentar la integración asociativa agroalimentaria, fomentar la creación de agrupaciones y organizaciones de productores y favorecer la dinamización industrial del sector agroalimentario a través de la cooperación. El impulso y el fomento de la integración de entidades asociativas agroalimentarias, constituyen herramientas de gran importancia para favorecer su competitividad, redimensionamiento, modernización e internacionalización.  
    7.Usos del suelo, des Instrumento de planificación  Política Agrícola Común (PAC) 2015-2020  Plan Estratégico de España para la PAC post 2020  Programa Nacional de Desarrollo Rural 2014- 2020    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  El PNIEC obedece a los objetivos del Programa Operativo Plurirregional hacia la economía sostenible que utilice más eficazmente los recursos, que sea más verde y competitiva (reducción emisiones GEI, mejora de la eficiencia energética, incremento en el porcentaje de las fuentes de energías renovables), especialmente las medidas relacionadas con las dimensiones de descarbonización de la energía y las de eficiencia energética.  El PNIECC identifica los retos y oportunidades a lo largo de sus cinco dimensiones: la descarbonización de la economía, incluidas las energías renovables; la eficiencia energética; la seguridad energética; el mercado interior de la energía y la investigación, innovación y competitividad. Viene a reforzar en gran medida las áreas prioritarias de la EEDS como son el cambio climático, las energías limpias, el transporte y la salud pública, fundamentalmente. Además, otorga especial importancia a la equidad y a la lucha contra la pobreza energética  Las medidas contempladas en el Plan permitirán alcanzar en el año 2030 un 21% de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) respecto a 1990.   El PNIEC impulsa la eficiencia energética reduciendo así la demanda total de energía y la sustitución de combustibles fósiles por otros autóctonos (energías renovables, fundamentalmente).  Por último, las medidas del PNIEC contribuyen positivamente a una mejora de la calidad del aire, por la disminución de contaminantes atmosféricos, con claros beneficios sobre la salud humana.  En el desarrollo de las medidas que se realicen al amparo del PNIEC se tendrán en cuenta las determinaciones y recomendaciones contenidas en la Memoria Ambiental conjunta del PDSR.  Algunas de las medidas del PNIEC suponen una contribución positiva al desarrollo rural:  -Medida 1.4. El desarrollo del autoconsumo con renovables y la generación distribuida -Medida 1.21. Reducción de emisiones de GEI en los sectores agrícola y ganadero -Medida 1.25. Sumideros agrícolas -Medida 2.10. Eficiencia energética en explotaciones agrarias, comunidades de regantes y maquinaria agrícola. 
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  Es un instrumento que concreta las estrategias y los objetivos globales de intervención de la Administración General del Estado y las Comunidades Autónomas cofinanciadas con el fondo FEDER en los ámbitos del crecimiento inteligente y sostenible, en el ámbito urbano.   El programa contribuye a la mejora y recuperación de la competitividad de la economía española, a través del impulso de un modelo de crecimiento más inteligente, apoyado en la investigación, la innovación y las TIC, con especial atención a las necesidades y el potencial de las pymes. Asimismo, promociona una economía que utilice más eficazmente los recursos, que sea más verde y competitiva (reducción emisiones GEI; mejora de la eficiencia energética, e incremento del porcentaje de las fuentes de energías renovables).  La Estrategia Española de Desarrollo Sostenible aspirar a una sociedad más coherente en el uso racional de sus recursos, socialmente más equitativa y cohesionada y territorialmente más equilibrada. Se concreta en siete áreas prioritarias: cambio climático y energías limpias; transporte sostenible; producción y consumo sostenibles; retos de la salud pública; gestión de recursos naturales; inclusión social, demografía y migración; y lucha contra la pobreza mundial.  Este Programa realiza un análisis y un diagnóstico sobre la situación del medio rural en España, define una estrategia de desarrollo rural, concreta las zonas rurales que han delimitado y propuesto para su aplicación las Comunidades Autónomas, especifica los tipos de actuaciones multisectoriales que se podrán poner en marcha, define el contenido que deben tener los Planes de Zona, determina el marco de cooperación entre las Administraciones Públicas que confluyen sobre el medio rural, define el presupuesto y sistema de financiación, y establece un sistema de evaluación y seguimiento. 
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    Instrumento de planificaci Programa Operativo Plurirregional de España 2014-2020  Estrategia Española de DesarrSostenible (EEDS) 2007  Programa de Desarrollo RSostenible (PDRS) 2010-2014    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  España se compromete a velar de manera responsable por el patrimonio natural, singularmente por la protección de su diversidad biológica, una de las más altas y valiosas de la Europa comunitaria.  Los resultados del PNIEC en términos de emisiones de GEI tienen un efecto positivo sobre la naturaleza y la biodiversidad, especialmente sobre los ecosistemas más vulnerables al cambio climático, como son las zonas de montaña, el litoral o los sistemas acuáticos.  En relación con el turismo, las medidas de fomento del autoconsumo y de impulso de las renovables (uso eléctrico y térmico) en los alojamientos e instalaciones, así como las medidas de eficiencia (en la edificación y en el transporte) refuerzan un modelo de turismo de naturaleza más sostenible.  Por otro lado, el desarrollo de la medida de nuevas instalaciones de generación eléctrica con renovables, que supone una importante ocupación de territorio en el ámbito rural, deberá minimizar su impacto en el paisaje, la biodiversidad y los valores naturales del medio rural. El PNIEC promoverá medidas adicionales para la conservación y fomento de la biodiversidad Plan Estratégico Español para la autóctona y de los ecosistemas acuáticos, ligado al Conservación y Uso Racional de los Humedales.  El PNIEC promoverá medidas adicionales para la conservación y fomento de la biodiversidad autóctona y de los ecosistemas, ligado al Plan Estratégico de Patrimonio Natural y la Biodiversidad. 
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  El Plan profundiza y consolida el concepto de la integración sectorial como vía para avanzar en su conservación y uso sostenible. Busca, a través de una de sus metas, integrar la biodiversidad en las políticas sectoriales. Sus objetivos son:  -Desarrollar productos de turismo de naturaleza sostenible -Promocionar productos sostenibles que incorporen a la Red Natura 2000 -Mejorar la consideración de la biodiversidad en las actividades de turismo de naturaleza -Mejorar los conocimientos y la información sobre el turismo de naturaleza 
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    Instrumento de planifica Plan Sectorial de TurismNaturaleza y Biodiversidad 2020    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  El Plan resalta el cambio climático como reto adicional a la hora de cumplir con otros Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) como los relacionados con el agua, la vida submarina o los ecosistemas terrestres (6, 14, 15), así como el carácter transversal de las medidas para combatirlo, lo cual permite sinergias con todos los objetivos.  En este sentido, el PNIEC ha analizado en qué grado las distintas medidas contempladas en él, contribuyen a los distintos ODS (ver ANEXO E).  Las medidas de las cinco dimensiones del PNIEC son acordes y comparten algunos de los objetivos del Plan de Acción para la implementación de la Agenda 2030, en su recorrido por los ODS (Objetivos de Desarrollo Sostenible).  El PNIEC presenta sinergias muy positivas con los objetivos del plan. Configura como objetivos centrales del Plan:  -ODS 13. Adoptar medidas urgentes para combatir el cambio climático y sus efectos -ODS 7. Garantizar el acceso a una energía asequible, segura, sostenible y moderna para todos Adicionalmente destacan las siguientes interacciones con otros objetivos: -ODS 17. Fortalecer los medios de implementación y revitalizar la Alianza Mundial para el Desarrollo Sostenible -ODS 9. Construir infraestructuras resilientes, promover la industrialización inclusiva y sostenible y fomentar la innovación -ODS 11. Lograr que las ciudades y los asentamientos humanos sean inclusivos, seguros, resilientes y sostenibles -ODS 12. Garantizar modalidades de consumo y producción sostenibles -ODS 8. Promover el crecimiento económico sostenido, inclusivo y sostenible, el empleo pleno y productivo y el trabajo decente para todos -ODS 10. Reducir la desigualdad en los países y entre ellos  Los firmantes del Pacto por una Economía Circular, firmado con objeto de implicar a los principales agentes económicos y sociales de España en la transición hacia este modelo económico, se comprometen a una serie de acciones, que están alineadas con el PNIEC. Entre ellas destacan:  -Avanzar en la reducción del uso de recursos naturales no renovables -Promover pautas que incrementen la innovación y la eficiencia global de los procesos productivos  Estas dos acciones se alinean perfectamente con las dimensiones de la descarbonización de la economía y eficiencia energética abordados en el PNIEC. 
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  La Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible fue adoptada por unanimidad por los 193 Estados miembros de Naciones Unidas en 2015. La Agenda recoge 17 objetivos de desarrollo sostenible (ODS), 169 metas, 232 indicadores, centrados en la persona, el planeta, la prosperidad, la paz y las alianzas, los medios para su implementación y el mecanismo de seguimiento y revisión a escala nacional, regional y global.  Cada Estado miembro ha de impulsar la implementación de la Agenda a través de los instrumentos específicos que considere: estrategias, planes o políticas nacionales.  En línea con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la Agenda 2030 de la ONU, el plan de acción es un documento programático orientado a la acción, previo a la formulación de una estrategia de desarrollo sostenible a largo plazo. Comparte los 17 Objetivos de Desarrollo Sostenible enunciados por la ONU, objetivos globales para erradicar la pobreza, proteger el planeta y asegurar la prosperidad para todos.  Con el fin de impulsar la transición hacia un modelo de economía circular en nuestro país, el Gobierno de España está elaborando la Estrategia Española de Economía Circular, en colaboración con las comunidades autónomas y la Federación Española de Municipios y Provincias. 
    Instrumento de planificación  Plan de acción para la implementación de la Agenda 2030. Hacia una Estrategia Española de Desarrollo Sostenible  Estrategia Española de Economía Circular  (En elaboración)    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  Esta estrategia tiene sinergias positivas con el PNIEC en el sentido de que trata la producción ecológica con el objetivo de la mejora ambiental y su adaptación al cambio climático.  Los aspectos del PNIEC relacionados con la generación de conocimiento, divulgación, sensibilización y formación y el Sistema de Información sobre Ciencia, Tecnología e Innovación para el seguimiento de la financiación pueden contribuir al cumplimiento de los objetivos de la Estrategia.  EL PNIEC, en la dimensión de investigación, innovación y competitividad, en el marco de la futura Estrategia Española de Ciencia y Tecnología para el periodo 2021-2027 incorpora una Acción Estratégica en Energía y Cambio Climático, y se propone asignar un volumen de financiación para la I+D+i en energía y clima.  No se prevé interacciones con el programa de caminos naturales en el desarrollo del PNIEC.  El sector de la agricultura es un sector intensivo en consumo eléctrico y los costes de la energía es un elemento fundamental en la fijación de los precios de los productos agrícolas cultivados en regadío. El PNIEC promueve el autoconsumo de energía como medida de competitividad, pues permite reducir y estabilizar los costes energéticos a largo plazo.   También pretende reducir el consumo de energía en las explotaciones agrarias y comunidades de regantes a través de la modernización de las instalaciones existentes.  Algunas medidas en este sentido:  -Medida 1.4. El desarrollo del autoconsumo con renovables y la generación distribuida -Medida 2.10. Eficiencia energética en explotaciones agrarias, comunidades de regantes y maquinaria agrícola. 
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  Instrumento para fomentar la producción agroalimentaria de productos de calidad respetuosos con el medio ambiente. Cuenta con los siguientes objetivos:  -Fomentar el consumo interno y mejorar la comercialización de productos ecológicos. -Contribuir a una mejor vertebración sectorial de la producción ecológica. -Apoyar el crecimiento y consolidación de la producción ecológica, con especial atención a la ganadería ecológica y al sector industrial -Estudiar el papel de la producción ecológica en la política de medio ambiente y adaptación al cambio climático.  Es el instrumento marco en el que quedan establecidos los objetivos generales a alcanzar durante el período 2013-2020 ligados al fomento y desarrollo de las actividades de I+D+i en España. Los objetivos generales son: el reconocimiento y promoción del talento y su empleabilidad; el fomento de la investigación científica y técnica de excelencia; potenciar el liderazgo empresarial en I+D+i; y la investigación orientada a los retos de la sociedad.  El Programa de Caminos Naturales persigue la promoción, valorización y conocimiento de los caminos naturales y vías verdes (aquellos ejecutados sobre antiguas plataformas de ferrocarril) entre la población. Busca contribuir al desarrollo socio económico del medio rural, reutilizando caminos tradicionales en desuso o abriendo nuevas sendas. Asimismo, favorecer que la población se acerque a la naturaleza y al medio rural, dando también respuesta a la demanda social de servicios turísticos alternativos.  Persigue el desarrollo de las zonas rurales, integrando la actividad productiva con la conservación de los recursos naturales y el respeto al medio ambiente, de acuerdo con las directrices para vertebrar el territorio evitando pérdida de población rural. Entre ellas, mejorar el nivel de vida de los agricultores, ordenar las producciones y los mercados agrarios, mejorar las infraestructuras de distribución y aplicación del agua de riego e incorporar criterios ambientales en la gestión de tierras y aguas para evitar su degradación. 
    Instrumento de planificación  Estrategia para la Producción Ecológica 2018-2020   Estrategia Española de Ciencia y Tecnología y de Innovación 2013-2020  Programa de Caminos Naturales  (Desde 1993)  Plan Nacional de Regadíos    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  El PNIEC es un instrumento de planificación que responde a los compromisos adquiridos por España frente al reto del cambio climático. Sus objetivos y medidas son acordes al PANER.  Una de los principales resultados del PNIEC es la presencia de las energías renovables sobre el uso final de la energía en el conjunto de la economía de un 42% en 2030.  Una de las grandes metas que presenta el PNIEC es el aumento de la eficiencia energética, reduciendo la demanda total de energía y favoreciendo la sustitución de combustibles fósiles por otros autóctonos (energías renovables, fundamentalmente).  El PNIEC es un instrumento de planificación que responde a los compromisos adquiridos por España frente al reto del cambio climático. Sus objetivos y medidas son acordes a la PNAEE.  Las medidas contempladas en el PNIEC en la dimensión de eficiencia energética, permitirán alcanzar un 39,6% de mejora de la eficiencia energética en 2030. 
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  El Plan de Acción Nacional de Energías Renovables (PANER) responde a los requerimientos y metodología de la Directiva de energías renovables y se ajusta al modelo de planes de acción nacionales de energías renovables adoptado por la Comisión Europea.  Asimismo, se ajusta al cumplimiento de los objetivos vinculantes que fija la Directiva: conseguir que las fuentes renovables representen al menos el 20% del consumo de energía final en el año 2020 y una cuota mínima del 10% de energía procedente de fuentes renovables en el consumo de energía en el sector del transporte para ese año.  El objeto del PNAEE 2017-2020 es responder a la exigencia del artículo 24.2 de la Directiva 2012/27/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2012, relativa a la eficiencia energética.  El PNAEE establece el consumo de energía estimado, las medidas de eficiencia energética previstas y las mejoras que el país espera conseguir.  El PNAEE presenta medidas de eficiencia energéticas en edificios, en la industria, en transporte, en agricultura y pesca. Promociona también la cogeneración de alta eficiencia y de los sistemas urbanos de calefacción y refrigeración en la transformación. 
    8.Energía e industria  Instrumento de planificación  Plan de Acción Nacional de Energías Renovables en España (PANER) 2011-2020.  Plan Nacional de Acción de Eficiencia Energética (PNAEE) 2017-2020    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  El PNIEC es un instrumento de planificación que responde a los compromisos adquiridos por España frente al reto del cambio climático. Sus objetivos y medidas son coherentes con el PER, incluso son más exigentes.  Como resultado del PNIEC, la presencia de las energías renovables sobre el uso final de la energía en el conjunto de la economía es un 42% en 2030 (desde el 17% actual).   El PNIEC presenta, en la dimensión de la descarbonización, medidas específicas para la promoción de las energías renovables. Cabe destacar:  -Medida 1.1. Desarrollo de nuevas instalaciones de generación eléctrica con renovables -Medida 1.4. El desarrollo del autoconsumo con renovables y la generación distribuida -Medida 1.5. Incorporación de renovables en el sector industrial. -Medida 1.6. Marco para el desarrollo de las energías renovables térmicas -Medida 1.9. Plan de renovación tecnológica en proyectos existentes de generación eléctrica con energías renovables -Medida 1.10. Promoción de la contratación bilateral de energía eléctrica renovable  El PNIEC presenta medidas de eficiencia energética en el sector transporte (medidas 2.1, 2.2, 2.3 y 2.4) que contribuirá al objetivo de ahorro de energía final acumulado para el periodo 2021-2030.  Como resultado de las medidas adoptadas en el PNIEC se alcanza el 22% de renovables en el transporte vía electrificación y biocarburantes, por encima del 14% exigido por la Unión Europea para el año 2030. 
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  El PER incluye el diseño de nuevos escenarios energéticos y la incorporación de objetivos acordes con la Directiva 2009/28/CE relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables, la cual establece objetivos mínimos vinculantes.  El objetivo último del PER es conseguir que las fuentes renovables representen al menos el 20% del consumo de energía final en el año 2020 y una cuota mínima del 10% de energía procedente de fuentes renovables en el consumo de energía en el sector del transporte para ese año. 
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    Instrumento de planificació Plan de Energías Renovables (PE2011-2020.    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  EL PNIEC se alinea perfectamente con los factores del Plan, ya que contribuye a mejorar el suministro, aumentar la capacidad de conexión internacional, e impulsar el desarrollo de las energías renovables.  La planificación de la red de transporte de electricidad para el periodo 2021-2026 se guiará, entre otros principios rectores, por el cumplimiento de los compromisos en materia de energía y clima a concretar a nivel nacional en el PNIEC 2021-2030.  La integración de la generación renovable en el sector eléctrico, tanto en la península como en los territorios no peninsulares, hace necesario el refuerzo y crecimiento de las líneas de transporte y distribución en territorio español, incluyendo las conexiones peninsulares, los sistemas no peninsulares e interconexiones entre sistemas insulares. El PNIEC se ocupa de todos estos aspectos, así como del desarrollo de mecanismos de gestión y almacenamiento de renovables eléctricas no gestionables que permitan evitar vertidos. 
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  La planificación tiene por objeto primordial garantizar la seguridad del suministro eléctrico, introduciendo a su vez criterios medioambientales y de eficiencia económica. El documento recoge aquellas infraestructuras necesarias para garantizar la seguridad de suministro en el horizonte de planificación 2015-2020. Los factores tenidos en cuenta han sido:  -El cumplimiento de los requisitos de seguridad y fiabilidad de la red eléctrica y consecuentemente, la garantía de suministro. -La minimización del impacto medioambiental global. La planificación de la red de transporte de electricidad ha sido sometida a un proceso de evaluación ambiental estratégica.  -El aumento de la capacidad de conexión internacional, como manera de aumentar la integración de España en el mercado único de la energía, favoreciendo menores precios de la electricidad. -La integración de las energías renovables en la red, con el fin de favorecer el cumplimiento de los objetivos en esta materia para 2020. -La atención a las necesidades de demanda derivadas de nueva actividad industrial. -La planificación de redes atendiendo a un análisis de alternativas posibles y costes, que ha permitido jerarquizar la urgencia de las inversiones, añadiendo el criterio económico a los anteriores.  Las propuestas tienen como finalidad avanzar en la transición del sistema energético español de cara a cumplir los objetivos en materia de eficiencia energética, energías renovables y cambio climático, así como poner al sistema español en la senda definida por la Comisión Europea para 2050 y cuyo paso intermedio es el cumplimiento del marco fijado en la Unión Europea para 2030 en materia de energía y cambio climático. 
    Instrumento de planificación  Plan de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica 2015-2020  Propuestas de Desarrollo de la Red de Transporte de Energía Eléctrica con Horizonte 2026    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  El PNIEC es un instrumento de planificación que responde a la demanda de la UE frente al reto del cambio climático. Identifica los retos y oportunidades a lo largo de sus cinco dimensiones.  Una de las grandes metas que presenta el PNIEC es la reducción de las emisiones totales eq. brutas de GEI en el sector de la industria (combustión), que alcanza los 7 MtCO2 El impulso al despliegue de las energías renovables, la generación distribuida y la eficiencia energética que promueve este PNIEC se caracteriza por estar anclado al territorio, por lo que su ejecución generará importantes oportunidades de inversión y empleo para las regiones y comarcas de nuestro país. Son especialmente relevantes las oportunidades industriales, económicas y de empleo que se identifiquen y promuevan en aquellas comarcas y regiones más afectadas por la transición energética y la descarbonización de la economía.  La consecución de los objetivos del PNIEC, en materia de eficiencia energética y generación de energía a partir de fuentes renovables tienen un impacto positivo en la competitividad de la economía española debido a:  -mejora de la competitividad en la industria en particular, y en el tejido empresarial en general, gracias a una reducción de la factura energética; -garantiza en el largo plazo unos costes de la energía competitivos y menos expuestos a los riesgos de la variabilidad de los precios; -el Plan presenta una oportunidad para el desarrollo de una industria de bienes de equipo y servicios de alto valor añadido. La Medida 2.5. Mejoras en la tecnología y sistemas de gestión de procesos industriales pretende facilitar la penetración de tecnologías de ahorro de energía final, principalmente, en las pequeñas y medianas empresas (PYME).  Las Medidas 5. 1. Acción Estratégica en Energía y Clima y 5.3. Compra pública de Innovación verde para fomentar la innovación desde la demanda pública, se alinean con las estrategias de especialización inteligente para mejorar el intercambio de conocimiento entre agentes políticos y partes interesadas, favoreciendo, sobre todo, la participación de las pymes. 
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  Las Directrices Generales de la Nueva Política Industrial Española 2030 están enmarcadas en la Agenda del Cambio del Gobierno y alineada con los Objetivos de Desarrollo Sostenible.   El objetivo último es lograr un modelo de crecimiento sostenible e integrador que promueva el empleo estable y de calidad; una política industrial activa dirigida a transformar nuestro modelo productivo con tres objetivos:  -La reindustrialización de la economía, es decir, el desarrollo y potenciación de los distintos sectores industriales a fin de aumentar su participación en el PIB y el empleo. -La necesaria transformación del tejido industrial, en especial la pequeña y mediana empresa, para adaptarlo a un nuevo contexto, marcado por la rápida evolución de las tecnologías digitales y por la creciente competencia internacional. -La adaptación a la transición ecológica en una doble vertiente: por un lado, el aprovechamiento de las oportunidades que se derivan de ella, incidiendo, en particular, en el avance hacia un modelo económico más circular y descarbonizado; y, por otro, la anticipación y mitigación de impactos que pueda ocasionar, asegurando así una transición ordenada y justa.  El Marco Estratégico tiene por objetivo mejorar la capacidad competitiva de las pequeñas y medianas empresas de cara a los retos de una economía global y digitalizada, y contribuir a crear un clima adecuado para favorecer su crecimiento.  Las propuestas se organizan a través de siete palancas: Emprendimiento, Gestión empresarial y Talento, Marco regulatorio, Financiación, Innovación y Digitalización, Sostenibilidad, e Internacionalización. Estas áreas vienen acompañadas de cincuenta líneas de actuación caracterizadas por su horizontalidad, de forma que inciden sobre el desarrollo de todas las pymes en su conjunto.  Las acciones que serán financiables deben ir destinadas a la mejora de la tecnología en equipos y procesos industriales, o la implantación de sistemas de gestión energética.   La finalidad del programa de ayudas es incentivar y promover la realización de actuaciones en el sector industrial que reduzcan las emisiones de dióxido de carbono y el consumo de energía final, mediante la mejora de la eficiencia energética, contribuyendo con ello a alcanzar los objetivos de reducción del consumo de energía. 
    Instrumento de planificación  Directrices Generales de la Nueva Política Industrial Española 2030  Marco estratégico en política de PYME 2030    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  El PNIEC es un instrumento de planificación que responde a los compromisos adquiridos por España frente al reto del cambio climático. Sus objetivos y medidas son acordes la Estrategia Española para el Desarrollo del Uso Energético de la Biomasa Forestal.  El PNIEC presenta algunas medidas para fomentar el uso de la biomasa como fuente energética, lo que contribuye al desarrollo de sus objetivos. Destacan las siguientes medidas:  -Medida 1.5. Incorporación de renovables en el sector industrial -Medida 1.6. Marco para el desarrollo de las energías renovables térmicas -Medida 1.11. Programas específicos para el aprovechamiento de la biomasa -Medida 1.22. Reducción de emisiones de GEI en la gestión de residuos  EL PNIEC promueve una intensa reducción de la dependencia energética, especialmente en lo referido a la importación de combustibles fósiles, mediante la implementación de medidas de eficiencia en el uso de energía y el desarrollo de fuentes de energía renovable autóctona.   Además, el PNIEC ha desarrollado una dimensión, con un paquete de medidas, específicamente dirigidas a la seguridad energética.  -Medid 3.1. Mantenimiento de existencias mínimas de seguridad de productos petrolíferos y de gas. -Medida 3.2. Reducción de la dependencia del petróleo y del carbón en las islas. -Medida 3.3. Puntos de recarga de combustibles alternativos. -Medida 3.4. Impulso a la cooperación regional. -Medida 3.5. Profundización en los planes de contingencia. -Medida 3.6. Planificación para la operación en condiciones de seguridad de un sistema energético descarbonizado  
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  La Estrategia está dirigida al fomento, con fines energéticos de la biomasa forestal residual, pues considera que la implantación de un modelo energético sostenible, basado en el ahorro, la eficiencia y la diversificación de fuentes, requiere un impulso decidido al desarrollo de la biomasa forestal residual como energía renovable.   España tiene un perfil energético característico: dependiente de los recursos exteriores y con un limitado nivel de interconexión energética, pero a la vez, cuenta con un mix energético completo y diversificado.  La Estrategia de Seguridad Energética adopta una perspectiva de futuro del sector, valorando factores como los avances tecnológicos para generar y distribuir la energía, la interdependencia energética y la influencia de los cambios de poder en la disponibilidad de recursos. Asimismo, la influencia del marco regulatorio del mercado energético para la competencia, competitividad e innovación de las empresas.  Está orientada por el objetivo final de la seguridad energética, la diversificación de las fuentes de energía, la garantía de la seguridad del transporte y abastecimiento y el impulso de la sostenibilidad energética.  Como pieza fundamental del Sistema de Seguridad Nacional, el Objetivo 2 de la Estrategia Nacional de Seguridad Energética establece la necesidad de «contemplar todas las fuentes de energía para poder mantener un mix equilibrado, que refleje correctamente todas las particularidades de España y que permita alcanzar una cierta garantía de suministro, a precios competitivos, y dentro de un modelo sostenible en el que las energías limpias adquieren de forma paulatina mayor importancia» 
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    Instrumento de planificació Estrategia Española para Desarrollo del Uso energético la Biomasa Forestal  Estrategia de SeguridEnergética Nacional 2015    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  El PNIEC incluye una serie de medidas específicas para mejorar la eficiencia energética en la edificación. Estas medidas son coherentes con la Estrategia a largo plazo para la rehabilitación energética en el sector de la edificación en España, así como con el Plan de vivienda, que es la herramienta básica para el fomento de la regeneración y renovación urbana y rural.  Las medidas del PNIEC relacionadas con la rehabilitación energética de la edificación son:  -Medida 2.6. Eficiencia energética en edificios existentes del sector residencial -Medida 2.9. Eficiencia energética en equipos generadores de frío y grandes instalaciones de climatización del sector terciario e infraestructuras públicas  Las actuaciones para la mejora de la eficiencia energética en el transporte y la movilidad sostenible en las ciudades del PNIEC se han dirigido a favorecer el cambio modal en la movilidad de personas hacia aquellos modos menos consumidores de energía, lo que contribuye a mejorar la eficiencia y competitividad del sector.  El PNIEC promoverá, asimismo, la mejora de la eficiencia energética del sistema ferroviario convencional, haciéndolo más eficiente y competitivo y permitiéndole orientarse a cubrir, en mayor medida, las necesidades de movilidad metropolitana cotidiana y de mercancías. De manera paralela, promoverá medidas de eficiencia energética en el transporte aéreo y marítimo.  En cuanto a la vivienda, el PNIEC prevé medidas de eficiencia energética en el sector residencial, de fomento de energías alternativas y del autoconsumo, que presentan sinergias con el PITVI, especialmente en relación a la calidad y sostenibilidad de la edificación y del urbanismo.  El PITVI y PNIEC están alineados. 
ad y vivienda   Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  La estrategia ERESEE 2014 supuso el punto de partida para el impulso de la rehabilitación energética en el sector de la edificación en España, así como una hoja de ruta que sigue vigente y que supone una guía para los distintos agentes que intervienen en los procesos de rehabilitación.  La actualización realizada en 2017, que responde a los requerimientos del artículo 4 de la Directiva 2012/27/UE, sobre Eficiencia Energética, incluye: un análisis de la evolución del consumo de energía en el sector de la edificación y evolución de la rehabilitación en España; el seguimiento de las medidas de impulso de la rehabilitación energética puestas en marcha; un análisis de los principales retos estructurales; y una propuesta de nuevas medidas a corto, medio y largo plazo, para impulsar la rehabilitación y la eficiencia energética en el sector de la edificación.  El PITVI plantea un nuevo marco de planificación estratégica de las infraestructuras de transporte y vivienda en España, que marca "la hoja de ruta" de la nueva política en estos sectores.  El Plan potencia el mantenimiento de las infraestructuras existentes y garantiza la movilidad mediante la prestación de las obligaciones de servicio público (que el Estado fijará en materia de transportes), y además busca la participación del sector privado en las inversiones.  El PITVI tiene, entre sus objetivos, el de mejorar y ampliar, en relación con el transporte de viajeros, la contribución de las redes de cercanías en los grandes núcleos urbanos del país. En cuanto al transporte de mercancías, potencia el transporte ferroviario con el fin de mejorar la eficiencia y competitividad del mismo.  El PITVI promueve, asimismo, nuevos desarrollos tecnológicos en el ámbito de la innovación de la gestión de los sistemas de transporte. Esto es compatible con el desarrollo de combustibles alternativos a la tracción diésel que sean más eficientes desde el punto de vista medioambiental y contribuyan a la disminución de los gases de efecto invernadero (GEI).  En materia de vivienda, el PITVI potencia el alquiler y la rehabilitación. 
    9.Transporte, movilid Instrumento de planificación  Estrategia a largo plazo para la rehabilitación energética en el sector de la edificación en España (ERESEE 2014, actualizado 2017)   Plan de Infraestructuras, Transporte y Vivienda (PITVI) 2012-2024    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  El PNIEC es un instrumento de planificación que responde a los compromisos adquiridos por España frente al reto del cambio climático. Sus objetivos y medidas son acordes a la EEMS.  La dimensión de la descarbonización del sistema energético incluye medidas encaminadas a lograr una disminución de emisiones. El sector de la movilidad y transportes es el segundo sector que más reduce sus emisiones en el periodo 2021-2030.  Las actuaciones para la mejora de la eficiencia energética en el transporte y la movilidad sostenible en las ciudades se han dirigido a favorecer el cambio modal en la movilidad de personas hacia aquellos modos menos consumidores de energía.  Complementariamente, el PNIEC ha incluido acciones dirigidas a mejorar la eficiencia del parque de vehículos mediante la renovación de las flotas y la incorporación de avances tecnológicos, así como actuaciones encaminadas al uso eficiente de los medios de transporte  El PNIEC plantea acciones en materia de rehabilitación energética de edificios: la mejora de la eficiencia energética (envolvente térmica) y la mejora de la eficiencia energética (renovación de instalaciones térmicas de calefacción y ACS). Asimismo, existen medidas con acciones de lucha contra la pobreza energética.  -Medida 1.4. El desarrollo del autoconsumo con renovables y la generación distribuida -Medida 2.7. Renovación del equipamiento residencial -Medida 4.11. Lucha contra la pobreza energética 
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  Marco de referencia nacional que integra los principios y herramientas de coordinación para orientar y dar coherencia a las políticas sectoriales que facilitan una movilidad sostenible y baja en carbono. La movilidad sostenible implica garantizar que los sistemas de transporte respondan a las necesidades económicas, sociales y ambientales, reduciendo al mínimo sus repercusiones negativas.  Los objetivos y directrices de la EEMS se concretan en 48 medidas estructuradas en cinco áreas: territorio, planificación del transporte y sus infraestructuras; cambio climático y reducción de la dependencia energética; calidad del aire y ruido; seguridad y salud; y gestión de la demanda.  Entre las medidas contempladas, se presta especial atención al fomento de una movilidad alternativa al vehículo privado y el uso de los modos más sostenibles, señalando la necesidad de cuidar las implicaciones de la planificación urbanística en la generación de la movilidad.  El Plan Estatal de Vivienda tiene entre sus objetivos:  -Persistir en la adaptación del sistema de ayudas a las necesidades sociales actuales y a la limitación de recursos disponibles. -Contribuir a que los deudores hipotecarios puedan hacer frente a las obligaciones de sus préstamos hipotecarios. -Reforzar la cooperación y coordinación interadministrativa,  -Mejorar la calidad de la edificación (de su conservación, eficiencia energética, accesibilidad universal y sostenibilidad ambiental) -Contribuir al incremento del parque de vivienda en alquiler o en régimen de cesión en uso. -Facilitar a los jóvenes el acceso al disfrute de una vivienda digna y adecuada en régimen de alquiler. -Contribuir a evitar la despoblación de municipios de pequeño tamaño.  -Facilitar el disfrute de una vivienda digna y adecuada a las personas mayores y a las personas con discapacidad. 
    Instrumento de planificación  Estrategia Española de Movilidad Sostenible (EEMS)  Plan Estatal de Vivienda 2018-2021    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Instrumento de planificación  Estrategia de Impulso del Vehículo con Energías Alternativas  Marco de Acción Nacional de Energías Alternativas en el Transporte  Plan Director de Lucha contra el cambio climático (2018-2030) ADIF  2021-5106n https://www.boe.es
Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  EL PNIEC interacciona positivamente con los compromisos ambientales del Plan de Navegación en el sentido de reforzar la reducción de emisiones en relación con la eficiencia en el transporte.  El Plan de Navegación incorpora como beneficios ambientales la mejora de la eficiencia de las rutas (diseño de rutas más directas) y la implantación de aproximaciones verdes a los aeropuertos, con objeto de reducir las emisiones de GEI, reducir las distancias de vuelo (mejora de rutas) y ahorrar combustible. Aspectos que están alineados con el PNIEC, en la dimensión de la eficiencia energética en el transporte.  La consecución de los objetivos del Plan está supeditada al correcto funcionamiento de los mecanismos de ciberseguridad. En particular las dimensiones del Plan de seguridad energética y de descarbonización.  El PNIEC interacciona positivamente con los compromisos de ciberseguridad promoviendo medidas de ciberseguridad tanto para las redes de energía (en particular las redes eléctricas), como de transferencia de datos, en particular de los consumidores. 
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  Single European SkyEl proyecto Cielo Único Europeo () de la Comisión Europea, hace del espacio aéreo un entorno cada vez más global y competitivo. Tiene como objetivo fundamental eliminar la fragmentación actual de espacios aéreos y sistemas nacionales para conseguir un espacio europeo homogéneo, con sistemas tecnológicos interoperables.  En ese sentido, ENAIRE (entidad pública nacional que presta los servicios de tránsito aéreo) y su plan estratégico denominado “Plan de Vuelo 2020”, está destinado a modernizar y evolucionar el sistema de navegación aérea español. La mejora de la capacidad y la eficiencia del espacio aéreo es una de las prioridades de este plan.   Esta estrategia ha potenciado y reforzado la colaboración público-privada con los distintos operadores energéticos, labor que ha sido coordinada desde la Oficina de Coordinación Cibernética (OCC) del Centro Nacional de Protección de Infraestructuras Críticas y Ciberseguridad (CNPIC). Asimismo, se han aprobado las revisiones de 13 Planes de Seguridad del Operador (PSO), comprobando su ajuste a la situación actual de las amenazas y desafíos a los que se encuentran sometidas las Infraestructuras Críticas del sector de la energía y de la industria nuclear, actualizando la información contenida en dichos planes. 
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    Instrumento de planifica Plan de Navegación Aérea 2020  Estrategia Nacional Ciberseguridad    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  El PNIEC prevé para 2030 una reducción de las emisiones GEI en el sector residuos a niveles de 1990. Las siguientes medidas previstas en el PNIEC incorporan en mayor o menor grado, la gestión de los residuos:  -Medida 1.8. Promoción de gases renovables -Medida 1.11. Programas específicos para el aprovechamiento de la biomasa -Medida 1.21. Reducción de emisiones de GEI en los sectores agrícola y ganadero -Medida 1.22. Reducción de emisiones de GEI en la gestión de residuos -Medida 1.24. Sumideros forestales  El PNIEC prevé para 2030 una reducción de las emisiones GEI en el sector residuos a niveles de 1990. Las siguientes medidas previstas en el PNIEC incorporan en mayor o menor grado, la gestión de los residuos:  -Medida 1.8. Promoción de gases renovables -Medida 1.11. Programas específicos para el aprovechamiento de la biomasa -Medida 1.21. Reducción de emisiones de GEI en los sectores agrícola y ganadero -Medida 1.22. Reducción de emisiones de GEI en la gestión de residuos -Medida 1.24. Sumideros forestales  El PNIEC, en el desarrollo de las medidas que puedan suponer el cierre y desmantelamiento de centrales nucleares, deberá atenerse a lo establecido en el Plan.  
Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  El Programa Estatal de Prevención de Residuos 2014-2020, desarrolla la política de prevención de residuos, mediante la reducción en la generación, la reutilización y alargamiento de la vida útil de los productos, la reducción del contenido de sustancias nocivas en materiales y productos, y la reducción de los impactos adversos sobre la salud humana y el medio ambiente de los residuos generados.   Para cada tipo de residuos, el Plan fija una serie de objetivos cualitativos y cuantitativos enfocados en la recuperación, reutilización, reciclado, valoración energética y, en última instancia, el vertido, así como las medidas pertinentes para alcanzarlos y los indicadores de seguimiento. También contempla la reducción de los vertidos de residuos biodegradables, mediante la valorización, el reciclaje, el compostaje y la biometanización.   El objetivo final del Plan Estatal Marco de Gestión de Residuos, al igual que la política comunitaria de residuos, es convertir a España en una sociedad eficiente en el uso de los recursos, que avance hacia una economía circular. En otras palabras, sustituir una economía lineal basada en producir, consumir y tirar, por una economía circular en la que se reincorporen al proceso productivo una y otra vez los materiales que contienen los residuos para la producción de nuevos productos o materias primas  El Plan General de Residuos Radiactivos (PGRR) es el documento que recoge las estrategias y actividades a realizar en España en relación con los residuos radiactivos, el desmantelamiento de instalaciones nucleares y su estudio económico-financiero. Es aprobado por el Consejo de Ministros y se revisa y actualiza periódicamente.   
    10.Residuos  Instrumento de planificación  Programa Estatal de Prevención de Residuos 2014-2020  Plan Estatal Marco de Gestión de Residuos (PEMAR) 2016-2022  6º Plan general de residuos radiactivos (PGRR)      OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificación  El PNIEC es un instrumento de planificación que responde a los compromisos adquiridos por España frente al reto del cambio climático. Sus objetivos y medidas son acordes a la Estrategia Nacional de Protección Civil.  El PNIEC es un instrumento de planificación que responde a los compromisos adquiridos por España frente al reto del cambio climático. Sus objetivos y medidas son acordes al Plan Estatal de Protección Civil para Emergencias por Incendios Forestales.  En este sentido, la Medida 1.24. Sumideros forestales, incluye acciones concretas como la a4. Ejecución de labores silvícolas para prevención de incendios forestales y la a5. Pastoreo controlado en áreas estratégicas para la prevención de incendios forestales  El PNIEC no presenta medidas ni actuaciones que afecten directamente a los objetivos que persigue el Plan Estatal de Protección Civil ante el Riesgo Sísmico.  El PNIEC no presenta medidas ni actuaciones que afecten directamente a los objetivos que persigue el Plan Estatal de Protección Civil ante el Riesgo Volcánico.  El PNIEC es un instrumento de planificación que responde a los compromisos adquiridos por España frente al reto del cambio climático. Sus objetivos y medidas son acordes al Plan Estatal de Protección Civil ante el riesgo de inundaciones.  En este sentido, la Medida 1.24. Sumideros forestales incluye acciones concretas como la a.2. Fomento de choperas en sustitución de cultivos agrícolas en zonas inundables y la a.7. Restauración hidrológico-forestal en zonas con alto riesgo de erosión 
mana y bienes materiales  Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  Desarrolla un análisis de las principales amenazas y riesgos de origen natural, humano y tecnológico que pueden dar lugar a emergencias y/o catástrofes en España, así como las líneas de acción estratégicas para integrar, priorizar y coordinar los esfuerzos que permitan optimizar los recursos disponibles para su gestión.  El Plan Estatal tiene por objetivo establecer la organización y los procedimientos de actuación que permitan asegurar una respuesta eficaz del conjunto de las Administraciones Públicas en los casos de emergencia por incendios forestales en que esté presente el interés nacional, así como, en otros supuestos, prestar el apoyo necesario a los Planes de las comunidades autónomas cuando éstas lo requieran.  Por otra parte, el Plan Estatal facilita la colaboración de los Planes de las Comunidades Autónomas entre sí, estableciendo los mecanismos que hagan posible la aportación de medios y recursos de una a otra de forma coordinada.   El objetivo del Plan Estatal es establecer la organización y los procedimientos de actuación de aquellos servicios del Estado y, en su caso, de otras entidades públicas y privadas, que sean necesarios para asegurar una respuesta eficaz ante las diferentes situaciones sísmicas que puedan afectar al país.  El objetivo del Plan Estatal es establecer la organización y los procedimientos de actuación que permitan asegurar una respuesta eficaz del conjunto de las Administraciones Públicas en el caso de emergencia por riesgo volcánico en que esté presente el interés nacional, así como, en otros casos, prestar el apoyo necesario al Plan de Protección Civil de la Comunidad Autónoma de Canarias o de cualquier otra que se viera afectada.   El objetivo del Plan Estatal es establecer la organización y los procedimientos de actuación de aquellos servicios del Estado y, en su caso, de otras entidades públicas y privadas, que sean necesarios para asegurar una respuesta eficaz ante los diferentes tipos de inundaciones que puedan afectar a España.  El Plan Estatal de Protección Civil frente a Inundaciones se fundamenta operativamente en los Planes de Protección Civil Especiales frente a este riesgo o, en su defecto, en los Territoriales de las Comunidades Autónomas afectadas.  
    11.Población, salud hu Instrumento de planificación  Estrategia Nacional de Protección  Civil Plan Estatal de Protección Civil para Emergencias por Incendios Forestales  Plan Estatal de Protección Civil ante el Riesgo Sísmico  Plan Estatal de Protección Civil ante el Riesgo Volcánico  Plan Estatal de Protección Civil ante el riesgo de inundaciones    OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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Interacciones significativas del PNIEC  con los objetivos del instrumento de planificació no presenta medidas ni actuaciones que afecten directamente el Plan Estatal de Protección Civil ante el Riesgo Radiológico.  no presenta medidas ni actuaciones que afecten directamente el Plan Estatal de Protección Civil ante el Riesgo químico. 
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Objetivos o prescripciones del instrumento de planificación  con los que puede interaccionar el PNIEC  El Plan Estatal tiene como finalidad establecer la organización y los procedimientos de actuación de aquellos recursos y servicios del Estado y, en su caso, de otras entidades públicas y privadas, que sean necesarios para asegurar una respuesta eficaz del conjunto de las Administraciones Públicas, ante las diferentes situaciones de emergencia radiológica, con repercusiones sobre la población, en las que esté presente el interés nacional, así como los mecanismos de apoyo a los planes de Comunidades Autónomas en los supuestos que lo requieran.  El Plan Estatal tiene como finalidad establecer la organización y los procedimientos de actuación de aquellos recursos y servicios del Estado y, en su caso, de otras entidades públicas y privadas, que sean necesarios para asegurar una respuesta eficaz del conjunto de las Administraciones Públicas, ante las diferentes situaciones de emergencia por accidente con sustancias peligrosas, en las que esté presente el interés nacional, así como los mecanismos de apoyo a los planes de Comunidades Autónomas en los supuestos que lo requieran. 
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    Instrumento de planific Plan Estatal de Proteccióante el Riesgo Radiológico  Plan Estatal de Proteccióante el Riesgo Químico      OE-A-2021-5106able en https://www.boe.es
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ANEXO I. GLOSARIO DE TÉRMINOS 
AAPP.- Administraciones Públicas. 
ACA.- Asociación de Ciencias Ambientales. 
ACER.- Agency for the Cooperation of Energy Regulators  
(Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía). 
ACS.- Agua Caliente Sanitaria. 
ADIF.- Administrador de Infraestructuras Ferroviarias. 
AEA.- Asignación Anual de Emisión. 
AEI.- Agencia Estatal de Investigación. 
AFA.- Access For All. 
AGE.- Administración General del Estado. 
AIDS.- Almost Ideal Demand System (Sistema de Demanda Casi Ideal). 
AIE.- Agencia Internacional de la Energía. 
ALINNE.- Alianza por la Investigación y la Innovación Energéticas. 
AQ-SRM.- Air Quality -Source Receptor Model. 
AV.- Acuerdo Voluntario. 
BC3.- Basque Centre for Climate Change. 
BNAE.- Balances Nacionales del Uso del Nitrógeno en la Agricultura Española. 
CASE.- Centre for Analysis of Social Exclusion. 
CCAA.- Comunidad Autónoma. 
CCGT.- Combined Cycle Gas Turbine (Ciclo combinado de gas). 
CCS.- Captura y Secuestro de Carbono. 
CDTI.- Centro para el Desarrollo Tecnológico e Industrial. 
CE.- Comisión Europea. 
CECRE.- Centro de Control de Energías Renovables. 
CEE.- Comunidad Económica Europea. 
CEF.- Connecting Europe Facilities. 
CESAR.- Centre of Economic Scenario Analysis and Research. 
CGE.- Computable General Equilibrium (Modelo de Equilibrio General Computable). 
CH .- Metano. 
4
CIEMAT.- Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas. 
CIUDEN.- Fundación Ciudad de la Energía.  oe.
41 3  OE-A-2021-51able en https://
 
CMA.- Coste Marginal de Abatimiento. 
CMNUCC.- Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático. 
CNMC.- Comisión Nacional de Mercados y de la Competencia. 
CO.- Monóxido de Carbono. 
CO.- Dióxido de Carbono. 
2
COP21.- Conference Of Parts (ver CMNUCC, la conferencia nº 21 se celebró en Paris). 
CORES.- Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos. 
COVNM.- Compuestos Orgánicos Volátiles No Metánicos. 
CPP.- Compra Pública Pre-comercial. 
CPTI.- Compra Pública de Tecnología Innovadora. 
CRF.- Common Reporting Format (Formulario Común para Informes). 
CSIC.- Centro Superior de Investigaciones Científicas. 
CSP.- Concentrated Solar Power. 
CTE.- Código Técnico de la Edificación. 
CYTED.- Programa Iberoamericano de Ciencia y Tecnología para el Desarrollo. 
DENIO.- Dynamic Econometric National Input-Output (Modelo económico y multisectorial 
utilizado para analizar los impactos socio-económicos). 
DERIO.- Dynamic Econometric Regional Input-Ouput model. 
DG.- Distributed Generation. 
DGPEM.- Dirección General de Política Energética y Minas. 
DUSI.- Desarrollo Urbano Sostenible e Integrado. 
ECV.- Encuesta de Condiciones de Vida. 
ED.- Educación. 
EDUSI.- Estrategias Integradas de Desarrollo Urbano Sostenible. 
EEA.- European Environment Agency (Agencia Europea del Medioambiente). 
EECTI.- Estrategia Española de Ciencia y Tecnología y de Innovación 2013-2020. 
EEE.- Espacio Económico Europeo. 
EMEP.- Programa Europeo de Monitoreo y Evaluación. 
ENTSO-E.- Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad. 
EPC.- Energy Performance Contracts. 
EPF.- Encuesta de Presupuestos Familiares. 
ERANET.- European Research Area Net (Espacio Europeo de Investigación).  es
ERE.- Equipo de Respuesta a Emergencias.  w.
41 4  OE-A-2021-51able en https://
 
ERESEE.- Estrategia a Largo Plazo para la Rehabilitación Energética en el Sector de la 
Edificación en España. 
ES.- España. 
ESD.- Effort Sharing Decision. 
ESFRI.- European Strategy Forum on Research Infrastructures (Red Europea de Infraestructuras 
de Investigación). 
ETS.- Emissions Trading Scheme. 
ETSAP.- Energy Technology Systems Analysis Program. 
EU-CELAC.- Europa-Comunidad de Estados Latinoamericanos y Caribeños. 
EUR.- Euros. 
EU-ETS.- Europe Union Emissions Trading System. 
EUROSTAT.- Oficina Europea de Estadística. 
FBCF.- Formación Bruta de Capital Fijo. 
FEDER.- Fondo Europeo de Desarrollo Regional. 
FEIE.- Fondo Europeo para Inversiones Estratégicas. 
FES-CO2.- Fondo de Carbono para una Economía Sostenible. 
FIDELIO.- Fully Interregional Dynamic Econometric Long-term Input-Output. 
FNEE.- Fondo Nacional de Eficiencia Energética. 
FOAK.- First Of A Kind (Primero de un tipo). 
FORU.- Fracción Orgánica de los Residuos Urbanos. 
FPT.- Financiación por terceros. 
FR.- Francia. 
FV.- Fotovoltaica. 
GEI.- Gases de Efecto Invernadero. 
GHG.- Greenhouse Gas. 
GLP.- Gas Licuado del Petróleo. 
GNL.- Gas Natural Licuado. 
GTS.- Gestión Técnica del Sistema. 
HFC.- Hidrofluorocarbonos. 
HFO.- Hidrofluoroolefinas. 
HHI.- Herfindahl-Hirschman Index (Índice Herfindahl-Hirschman). 
HORECA.- HOteles, REstaurantes y Cafés.  s
I+D+i.- Investigación, Desarrollo e Innovación.  bo
41 5  OE-A-2021-51able en https://
 
I+i+c.- Investigación, Innovación y Competitividad. 
ICTS.- Infraestructuras Científico Técnicas Singulares. 
IDAE.- Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía. 
IEDMT.-  Impuesto  Especial  sobre  Determinados  Medios  de  Transporte  o  «impuesto  de 
matriculación. 
IET.- Industria, Energía y Turismo. 
IIT.- Instituto de Investigación Tecnológica. 
INE.- Instituto Nacional de Estadística. 
IPCC.- Intergovernmental Panel on Climate Change (Grupo Intergubernamental de Expertos 
sobre el Cambio Climático). 
IRENA.- Agencia Internacional de Energías Renovables. 
IRPF.- Impuesto sobre la Renta de las Personas Físicas. 
ISBN.- International Standard Book Number. 
IVTM.- Impuesto sobre Vehículos de Tracción Mecánica. 
IWG.- Implementation Working Group. 
JRC.- Joint Research Centre. 
LAIDS.- Aproximación Logarítmica al Sistema de Demanda Casi Ideal. 
LCSP.- Ley de Contratos del Sector Público. 
LED.- Light Emitting Diode. 
LULUCF.- Land Use, Land-Use Change and Forestry (Uso de la Tierra, Cambio de Uso de la Tierra 
y Silvicultura). 
M3E.- Modelización de medidas para la mitigación en España. 
MaaS.- Mobility as a Service (Servicios de Movilidad Compartida). 
MAPA.- Ministerio de Agricultura, Pesca y Alimentación. 
MCF.- Factor de Conversión en Metano. 
MCI.- Ministerio de Ciencia e Innovación. 
MERCOP.-Medidas de Restricción del Consumo de Petróleo. 
MI.- Mission Innovation. 
MIBEL.- Mercado Ibérico de la Electricidad. 
MIBGAS.- Mercado Ibérico del Gas. 
MINCOTUR.- Ministerio de Industria, Comercio y Turismo. 
MINECO.- Ministerio de Asuntos Económicos y Transformación Digital. 
MITECO.- Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.  oe.
41 6  OE-A-2021-51able en https://
 
MITMA.- Ministerio de Transportes, Movilidad y Agenda Urbana. 
MOVALT.- Plan de Apoyo a la Movilidad Alternativa. 
MOVEA.- Plan de Ayuda a la Compra de Coches Eléctricos. 
MOVELE.- Plan de Movilidad Eléctrica. 
MOVES.- Plan de Movilidad Eficiente y Sostenible. 
MTD.- Mejores Técnicas Disponibles. 
N O.- Óxido Nitroso. 
2
NAIRU.- Non-Accelerating Inflation Rate of Unemployment (Tasa de desempleo no aceleradora 
de la inflación). 
NBP.- National Balancing Point (Reino Unido). 
NECPs.- National Energy and Climate Plans. 
NGTS-11.- Norma de Gestión Técnica del Sistema número 11. 
NH.- Amoníaco. 
3
NO .- Óxidos de Nitrógeno. 
X
NTC.- Net Transfer Capacity. 
O&M.- Operación y Mantenimiento. 
OCDE.- Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico. 
OCGT.- Open Cycle Gas Turbine. 
ODS.- Objetivos de Desarrollo Sostenible. 
OIT.- Organización Internacional del Trabajo. 
OMS.- Organización Mundial de la Salud. 
ONUDI.- Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial. 
PAC.- Política Agrícola Común. 
PACE.- Plan de Acción en Caso de Emergencia. 
PAREER.- Programa de Ayudas para la Rehabilitación Energética de Edificios Existentes. 
PCA.- Potencial de Calentamiento. 
PCI.- Projects of Common Interest. 
PEG.- Point d’échange de Gaz Sud/Nord (Sur/Norte de Francia). 
PEICTI.- Planes Estatales de Investigación Científica y Técnica y de Innovación. 
PEMAR.- Plan Estatal Marco de Gestión de Residuos. 
PER.- Plan de Energías Renovables 2011-2020. 
PFC.- Perfluororcarburos.  es
PIB.- Producto Interior Bruto.  w.
41 7  OE-A-2021-51able en https://
 
PIMA.- Planes de Impulso al Medio Ambiente. 
PITVI.- Plan de Infraestructuras, Transporte y Vivienda. 
PIVE.- Programa de Incentivos al Vehículo Eficiente. 
PMUS.- Planes de Movilidad Urbana Sostenible. 
PNACC.- Plan Nacional de Adaptación al Cambio Climático. 
PNDR.- Programa Nacional de Desarrollo Rural. 
PNIEC.- Plan Nacional Integrado de Energía y Clima. 
PRIMES.- Price-Induced Market Equilibrium System. 
PSV.- Punto di Scambio Virtuale (Italia). 
PT.- Portugal. 
PTT.- Planes de Transporte al Trabajo. 
PV.- Photovoltaic. 
PVB.- Punto Virtual de Balance. 
PYME.- Pequeña Y Mediana Empresa (pyme). 
RCDE.- Régimen de Comercio de Derechos de Emisión. 
RCDE-UE.- Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la Unión Europea. 
RCI.- Sector Residencial, Comercial e Institucional. 
RD.- Real Decreto. 
REE.- Red Eléctrica de España. 
RENFE.- Red Nacional de Ferrocarriles Españoles. 
RES.- Renewable Energies (Energías Renovables). 
RIS3.- Estrategia de Especialización Inteligente. 
RITE.- Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios. 
ROM.- Reliability and Operation Model for Renewable Energy Sources. 
RRE.- Reglamento de Reparto del Esfuerzo. 
RSU.- Residuos Sólidos Urbanos. 
SET-Plan.- Plan Estratégico de Tecnologías Energéticas. 
SF .- Hexafloruro de Azufre. 
6
SICTI.- Sistema de Información sobre Ciencia, Tecnología e Innovación. 
SIGEE-AGE.- Sistema Informático de Gestión Energética de Edificios de la Administración 
General del Estado. 
SNCZI.- Sistema Nacional de Cartografía de Zonas Inundables.  es
SOX.- Óxidos de Azufre.  w.
41 8  OE-A-2021-51able en https://
 
TE.- Tecnologías Energéticas. 
TFP.- Total Factor Productivity (Productividad Total de los Factores). 
TIMES.- The Integrated MARKAL-EFOM System. 
TIMES-Sinergia.- Sistema Integrado para el Estudio de la Energía. 
TNP.- Territorios No Peninsulares. 
TRS.- Trading Region South (Sur de Francia). 
TSO.- Transmission System Operator. 
TTF.- Title Transfer Facility (Holanda). 
TUR.- Tarifa de Último Recurso. 
TWG.- Temporary Working Group. 
TYNDP.- Ten Years Network Development Plan. 
UE- Unión Europea. 
UK.- United Kingdom. 
UTCUTS.- Uso de la Tierra, Cambio de Uso de la Tierra y Silvicultura. 
UTE.- Unión Temporal de Empresas. 
VAN.- Valor Actualizado Neto. 
VIP.- Virtual Interconnection Point (Punto de Interconexión Virtual). 
VSL.- Value of Statistical Life (Valor Estadístico de la Vida). 
WAM.- With Additional Measures (Escenario con medidas adicionales). 
WEM.- With Existing Measures (Escenario con medidas existentes). 
WOM.- Without Measures (Escenario sin medidas). 
   
41 9  OE-A-2021-51able en https://
 
Unidades de Medida 
€/MWh.- Euros por Megavatio y por hora. 
GJ.- Gigajulios. 
GW.- Gigavatios 
GWh.- Gigavatios por hora. 
GWh/día.- Gigavatios por hora y por día. 
GWhe.- Gigavatios por hora equivalente. 
ktep.- Kilotonelada equivalente de petróleo. 
kV.- kilovoltios. 
MtCO2eq.- Millones de toneladas de CO2/equivalente. 
Mtep.- Millones de toneladas equivalentes de petróleo. 
MVA.- Megavoltiamperio. 
MW.- Megavatios. 
Nm3/h.- Metros cúbicos normales por hora/normal metro cúbico por hora 
PM2,5.- Partículas en suspensión de menos de 2,5 micras. 
TJ.- Terajulios. 
TWh.- Teravatios por hora. 
 
42 0  OE-A-2021-51able en https://
ÍNDICE DE FIGURAS 
Figura 2.1. Emisiones GEI España (inventario) 2005-2017(ktCO2eq) .................................................................................................. 39 
Figura 2.2. Objetivo de emisiones 2030. Serie histórica (2005 - 2016) y trayectoria prevista ............................................................ 39 
Figura 2.3. Asignaciones de emisiones frente a trayectoria prevista, 2021-2030 .............................................................................. 40 
Figura 2.4. Emisiones de CO2eq por sector. Histórico y proyección a 2030 (kt) ................................................................................. 40 
Figura 2.5. Proyección de absorciones de CO2eq en el sector LULUCF en el periodo 2021-2030. 
Comparación con el nivel de referencia forestal (kt) ......................................................................................................... 42 
Figura 2.6. Aportación de las energías renovables sobre el consumo final de energía con el conjunto de medidas previstas .......... 43 
Figura 2.7. Capacidad instalada de tecnologías renovables (MW) ..................................................................................................... 45 
Figura 2.8. Objetivo de reducción del consumo de energía primaria en España excluidos usos no energéticos (Mtep/año) ............ 56 
Figura 2.9. Objetivo acumulado de ahorro de energía final: 2021-2030 ............................................................................................ 57 
Figura 2.10. Mix de energía primaria en España en 2017 y 2030 (ktep) ............................................................................................ 61 
Figura 2.11. Dependencia energética en España en 2017 y 2030 ...................................................................................................... 62 
Figura 2.12. Situación respecto de los tres umbrales que recoge el documento COM (2017)718 ..................................................... 65 
Figura 2.13. Peajes interconexión gasista con Francia y Portugal ...................................................................................................... 67 
Figura 2.14. Evolución de cargos de sistema eléctrico 2018-2030 ..................................................................................................... 68 
Figura 3.1. Senda de emisiones difusas históricas y proyectadas .................................................................................................... 118 
Figura 3.2. Evolución de emisiones/absorciones de CO2eq en el sector LULUCF. Histórico y proyección a 2030 y 2050 (kt) .......... 125 
Figura 3.3. Ahorro de energía final acumulada por sectores en España 2021-2030 (ktep) .............................................................. 133 
Figura 3.4. Ahorro de energía final acumulada por medidas en España 2021-2030 (ktep) .............................................................. 134 
Figura 3.5. Previsión indicativa anual de viviendas rehabilitadas energéticamente 2021-2030 ...................................................... 146 
Figura 3.6. Mix de energía primaria en España en 2017 y 2030 (ktep) ............................................................................................ 164 
Figura 3.7. Localización de las reservas estratégicas en España en 2017 ......................................................................................... 165 
Figura 3.8. Agenda de la Reunión de Cooperación Regional ............................................................................................................ 177 
Figura 4.1. Flujo de inversiones del PNIEC (M€) ............................................................................................................................... 213 
Figura 4.2. Impacto en el PIB por tipo de medida (M€).................................................................................................................... 215 
Figura 4.3. Impacto en el PIB: demanda (M€) .................................................................................................................................. 216 
Figura 4.4. Impacto en el PIB: oferta (M€) ....................................................................................................................................... 217 
Figura 4.5. Impacto en el PIB: rentas (M€) ....................................................................................................................................... 217 
Figura 4.6. Impacto en el empleo por tipo de medida (miles de personas/año) .............................................................................. 218 
Figura 4.7. Impacto en el empleo por sectores (miles de personas/año) ........................................................................................ 219 
Figura 4.8. Impacto en el empleo por ramas de actividad (miles de personas/año) ........................................................................ 219 
Figura 4.9. Impacto en las cuentas de las Administraciones Públicas: ingresos (M€) ...................................................................... 220 
Figura 4.10. Impacto en las cuentas de las Administraciones Públicas (AAPP): gastos (M€) ............................................................ 221 
Figura 4.11. Ratio deuda/PIB (% respecto al Tendencial) ................................................................................................................. 221 
Figura 4.12. Variación en la renta disponible en 2030 por quintiles de renta (%) ............................................................................ 222 
Figura 4.13. Variación en el consumo final entre hogares vulnerables y no vulnerables (%) ........................................................... 223 
Figura 4.14. a) Variación de las emisiones en 2030 respecto al Escenario Tendencial 
b) Muertes prematuras en España derivadas de la contaminación atmosférica en 2030 ............................................ 224 
   
42 1  OE-A-2021-51able en https://
ÍNDICE DE FIGURAS (ANEXOS) 
Figura A.1. Evolución de la longitud de la red de transporte ........................................................................................................... 264 
Figura A.2. Mapa del sistema eléctrico Peninsular ........................................................................................................................... 266 
Figura A.3. Mapa del sistema eléctrico Balear ................................................................................................................................. 266 
Figura A.4. Mapa del sistema eléctrico Canario ............................................................................................................................... 267 
Figura A.5. Mapa de la infraestructura de gas ................................................................................................................................. 267 
Figura A.6. Evolución de la longitud de las redes de transporte y distribución de gas natural (km) ................................................ 268 
Figura A.7. Evolución del precio de los mercados de gas ................................................................................................................. 273 
Figura A.8. Precio del gas natural para un consumidor doméstico en la UE en 2017 (€/MWh) ....................................................... 275 
Figura A.9. Financiación de proyectos de energía del Programa Estatal de I+i+c - Retos de la Sociedad (M€) ................................ 284 
Figura A.10. Financiación de proyectos de energía del Programa Estatal de I+i+c - Retos Colaboración (M€) ................................ 285 
Figura B.1. Metodología ................................................................................................................................................................... 293 
Figura B.2. Esquema de entradas y salidas de TIMES - Sinergia ....................................................................................................... 295 
Figura B.3. Estructura de datos de TIMES-Sinergia .......................................................................................................................... 297 
Figura B.4. Parámetros que caracterizan las tecnologías en TIMES-Sinergia ................................................................................... 297 
Figura B.5. Estructura del Modelo M3E ........................................................................................................................................... 317 
Figura B.6. Ejemplo de análisis de sensibilidad Modelo M3E ........................................................................................................... 319 
Figura B.7. Ejemplo de patrones de mitigación no lineales Modelo M3E ........................................................................................ 319 
Figura D.1. Coste de generación por tecnologías de escenarios H2025. Precio CO2 23,3 €/ t .......................................................... 338 
Figura D.2. Coste de generación por tecnologías de escenarios H2030. Precio CO2 de 34,7 €/ t ..................................................... 338 
Figura D.3. Potencia instalada en el Sistema Español Peninsular escenarios MITECO Tendencial y Objetivo H2025 y H2030 ......... 342 
Figura D.4. Resultados Escenario Tendencial H2025 ........................................................................................................................ 345 
Figura D.5. Resultados Escenario Objetivo H2025 ........................................................................................................................... 346 
Figura D.6. Resultados Escenario Tendencial H2030 ........................................................................................................................ 349 
Figura D.7. Resultados Escenario Objetivo H2030 ........................................................................................................................... 350 
Figura D.8. Esquema de los sistemas considerados para el análisis de cobertura. Fuente. ENTSO-E ............................................... 356 
Figura D.9. Capacidad de intercambio Escenario Objetivo 2030. ..................................................................................................... 356 
Figura D.10. Perfiles y punta de demanda en cada uno de los años climáticos modelados ............................................................. 357 
Figura F.1. Objetivo acumulado de ahorro de energía final: 2021-2030 .......................................................................................... 364 
Figura F.2. Ahorro de energía final acumulada por sectores en España 2021-2030 (ktep) .............................................................. 366 
Figura F.3. Ahorro de energía final acumulada por medidas en España 2021-2030 (ktep) .............................................................. 366 
Figura G.1. Clasificación de los agentes según tipología y Asociaciones según sector económico ................................................... 376 
Figura G.2. Clasificación de las Asociaciones en función del sector Económico y Subsector ........................................................... 376 
 
 
42 2  OE-A-2021-51able en https://
ÍNDICE DE TABLAS 
Tabla 2.1. Evolución de las emisiones (miles de toneladas de CO2 equivalente)................................................................................ 37 
Tabla 2.2. Proyección de la contabilidad LULUCF (Reglamento (UE) 2018/841) ................................................................................ 42 
Tabla 2.3. Evolución de la potencia instalada de energía eléctrica (MW) .......................................................................................... 46 
Tabla 2.4. Impactos potenciales del cambio climático en el sistema energético y medidas adaptativas en fase de diseño .............. 49 
Tabla 2.5. Ejemplos de interrelaciones entre el sistema energético  y algunos ámbitos de trabajo del PNACC ................................ 50 
Tabla 2.6. Relaciones entre las líneas de trabajo en materia de adaptación para cuatro ámbitos del PNACC y la reducción 
de riesgos derivados del cambio climático en el sistema energético ............................................................................. 50 
Tabla 2.7. Evolución del consumo de energía primaria, minorando usos no energéticos (ktep) ....................................................... 55 
Tabla 2.8. Evolución del consumo de energía final sin incluir usos no energéticos (ktep) ................................................................. 57 
Tabla 2.9. Evolución de la ratio de dependencia energética primaria (ktep) ..................................................................................... 61 
Tabla 2.10. Objetivos y prioridades .................................................................................................................................................... 76 
Tabla 3.1. Medidas del Plan ............................................................................................................................................................... 81 
Tabla  3.2.  Proyección  de  la  contabilidad  LULUCF  según  Reglamento  (UE)  2018/841  de  las  emisiones/absorciones 
de CO2eq acumuladas en el periodo 2021-2030 ........................................................................................................... 126 
Tabla 3.3. Objetivos de pobreza energética ..................................................................................................................................... 192 
Tabla 3.4. Interrelaciones entre políticas y medidas ........................................................................................................................ 208 
Tabla 4.1. Análisis de sensibilidad del precio de la energía sobre el PIB en 2030. 
Escenario Objetivo respecto al Tendencial (M€) ............................................................................................................. 225 
Tabla 4.2. Análisis de sensibilidad del precio de la energía sobre el empleo neto en 2030. 
Escenario Objetivo respecto al Tendencial (miles) .......................................................................................................... 225 
 
ÍNDICE DE TABLAS (ANEXOS) 
Tabla A.1. Proyección del PIB de España .......................................................................................................................................... 229 
Tabla A.2. Proyección de la población española .............................................................................................................................. 229 
Tabla A.3. Proyección del número de viviendas ............................................................................................................................... 230 
Tabla A.4. Porcentaje del valor añadido bruto total para España en el año 2030  
que corresponde a cada uno de los sectores económicos .............................................................................................. 230 
Tabla A.5. Precios internacionales de los combustibles fósiles ........................................................................................................ 231 
Tabla A.6. Proyección del coste del derecho de emisión de CO2 ...................................................................................................... 231 
Tabla A.7. Fuentes de datos para la evolución de costes tecnológicos ............................................................................................ 232 
Tabla A.8. Proyección de emisiones totales en el Escenario Tendencial .......................................................................................... 233 
Tabla A.9. Proyección de emisiones totales en el Escenario Objetivo .............................................................................................. 234 
Tabla A.10. Proyección de emisiones en los sectores sujetos al comercio de derechos de emisión ................................................ 234 
Tabla A.11. Proyección de emisiones en los sectores difusos .......................................................................................................... 235 
Tabla A.12. Porcentaje de energías renovables sobre consumo energía final en Escenario Tendencial .......................................... 236 
Tabla A.13. Porcentaje de energías renovables sobre consumo energía final en Escenario Objetivo .............................................. 236 
Tabla A.14. Porcentaje de energías renovables en calor y frío ......................................................................................................... 237 
Tabla A.15. Porcentaje de energías renovables en el sector del transporte .................................................................................... 238 
Tabla A.16. Cumplimiento límites fijados en la Directiva 2018/2001 en el sector del transporte .................................................... 239 
Tabla A.17. Porcentaje de energías renovables en el sector de generación de energía eléctrica .................................................... 239 
Tabla A.18. Parque de generación de energía eléctrica en el Escenario Tendencial ........................................................................ 240 
Tabla A.19. Parque de generación de energía eléctrica en el Escenario Objetivo ............................................................................ 241 
Tabla A.20. Generación eléctrica bruta del Escenario Tendencial.................................................................................................... 243 
Tabla A.21. Balance eléctrico del Escenario Tendencial ................................................................................................................... 243 
Tabla A.22. Generación eléctrica bruta del Escenario Objetivo ....................................................................................................... 244 
Tabla A.23. Balance eléctrico del Escenario Objetivo ....................................................................................................................... 244 
Tabla A.24. Consumo primario de energía incluyendo usos no energéticos en el Escenario Tendencial ......................................... 246 
Tabla A.25. Consumo primario de energía incluyendo usos no energéticos en el Escenario Objetivo............................................. 246 
Tabla A.26. Consumo final de energía incluyendo usos no energéticos en el Escenario Tendencial ................................................ 247 
Tabla A.27. Consumo final de energía incluyendo usos no energéticos en el Escenario Objetivo ................................................... 247 
Tabla A.28. Consumo de energía final en el sector industrial (excluidos usos no energéticos). Escenario Tendencial .................... 248 
Tabla A.29. Consumo de energía final en el sector industrial (excluidos usos no energéticos). Escenario Objetivo ........................ 248 
Tabla A.30. Consumo de energía final en el sector residencial (excluidos usos no energéticos). Escenario Tendencial .................. 249 
Tabla A.31. Consumo de energía final en el sector residencial (excluidos usos no energéticos). Escenario Objetivo ...................... 249 
Tabla A.32. Consumo de energía final en el sector servicios y otros (excluidos usos no energéticos). Escenario Tendencial .......... 250 
Tabla A.33. Consumo de energía final en el sector servicios y otros (excluidos usos no energéticos). Escenario Objetivo ............. 250  s
Tabla A.34. Consumo de energía final en el sector transporte (excluidos usos no energéticos). Escenario Tendencial .................. 251  e.
Tabla A.35. Consumo de energía final en el sector transporte (excluidos usos no energéticos). Escenario Objetivo ...................... 251  w.b
42 3  OE-A-2021-51able en https://