De los daños por el apagón al debate nuclear: los bufetes anticipan un año clave en Energía

El sector energético es, un año más, uno de los grandes protagonistas en los grandes despachos de abogados. Las firmas coinciden en señalar que el mercado se encuentra en un punto de inflexión marcado por el apagón un año después, el debate nuclear y su encaje con la transición energética y el necesario acelerón para electrificar la industria. En cifras, la totalidad de los despachos consultados prevé una mejora de la facturación y algo más del 80% un mayor nivel de actividad así como una presión regulatoria mucho más alta respecto al año pasado.

La práctica de reestructuraciones es la séptima entrega del especial anual elaborado por El Confidencial para analizar las previsiones de negocio y tendencias de las principales áreas de práctica de los despachos de abogados tras "M&A", Competencia, Procesal, Inmobiliario, Laboral y Reestructuraciones.

"Hay un consenso generalizado al considerar que el sector energético español atraviesa un momento de extraordinaria complejidad y que se enfrenta en 2026 y 2027 a retos estructurales de primer orden, que deberá resolver para poder aprovechar y asentar su ventaja en desarrollo e implantación de energías renovables (ya representan casi el 60% de la generación eléctrica bruta) y convertirla en motor de competitividad e innovación industrial y garantía de independencia energética", confirma Gonzalo Valencia, socio de Mercantil y Fusiones y Adquisiciones de Garrigues especialista en Energía, que señala cinco asuntos clave a seguir: la capacidad de las redes para absorber nueva generación y demanda, el despliegue del almacenamiento, la electrificación efectiva de la economía, la estabilidad regulatoria y la resolución del debate nuclear.

"El sector energético en España está inmerso en un proceso de evolución, transformación y sofisticación. Desde una óptica más práctica puede decirse que atraviesa una fase claramente más compleja que la vivida en los últimos años", explican María Pilar García Guijarro, socia directora de Watson Farley & Williams y responsable de M&A, y Rodrigo Berasategui, socio responsable de Bancario y Financiero. "La transición energética continúa siendo un eje estratégico incuestionable, pero en la ejecución diaria de proyectos y transacciones en el sector requiere verdadera especialización por parte de todos los agentes implicados. El descenso de los precios del mercado eléctrico, que conlleva, entre otras cosas, un entorno de PPA menos líquidos, el elevado volumen de recursos administrativos y contenciosos contra muchos proyectos, la lentitud de la tramitación administrativa y la falta de certidumbre regulatoria están teniendo un impacto directo en el ritmo de nuevas operaciones".

Para Vanessa Cuellas, socia de Energía e Infraestructuras de A&O Shearman, y David Díez, socio responsable de Sectores Regulados de la firma, el sector energético español "vive un momento paradójico". Por un lado, "ha sido extraordinariamente exitoso en el despliegue de generación renovable", pero a la vez "se enfrenta ahora a una crisis de integración que amenaza la viabilidad financiera de los propios proyectos que deben llevarnos a los objetivos de 2030". Ambos abogados celebran la aprobación de los reales decretos que han dado seguridad al sistema e impulsan la electrificación de la demanda, el almacenamiento, el autoconsumo y la agilización de la tramitación, pero advierten que ahora hay un doble reto: "Que este marco se desarrolle reglamentariamente con la misma urgencia con la que se ha legislado, y que la inversión en redes de transporte y distribución se ejecute a un ritmo acorde con la ambición renovable del país", al tiempo que advierten que la senda de la descarbonización "no puede quedarse exclusivamente en el ámbito eléctrico" y debe ir más allá.

Jorge Toral, socio de Energía de Linklaters, incide en que el gran reto está en "acelerar el crecimiento de la demanda —electrificación de la industria, centros de datos, electrolizadores— a un ritmo que absorba la capacidad instalada y haga sostenible la inversión en nueva generación, lo que exige un marco regulatorio estable y previsible", al tiempo que no se muestra tan optimista con el último real decreto aprobado por el Gobierno, el 7/2026. "Ha alterado de forma estructural el régimen de acceso a la red para instalaciones de demanda y, aunque bien intencionado en su objetivo de sanear capacidad reservada e infrautilizada, genera incertidumbre y está lastrando decisiones de inversión que estaban en marcha. Este tipo de medidas deberían aprobarse con consenso y garantizando la predictibilidad del marco regulatorio y la seguridad jurídica".

Para Ignacio Álvarez Couso y Juan Ignacio González, socios de Energía de Uría Menéndez, "los precios bajos y problemas de apuntamiento hacen que las operaciones de M&A, financiación de proyectos y PPA en el sector de las renovables sean más complejas y por tanto el asesoramiento legal tenga que ser más creativo y resolutivo. Vemos también cómo se consolida la actividad en biogás y biometano y los operadores buscan crear grandes plataformas en este sector". Por otro lado, los abogados de la firma advierten que "la falta de capacidad en la red eléctrica sigue siendo el principal cuello de botella para proyectos de grandes consumos como los centros de datos, que no obstante siguen atrayendo mucho interés y en el que estamos muy activos".

José Luis Rodríguez, socio coordinador de Energía & Infraestructuras de Cuatrecasas, recuerda que "el sector energético tradicionalmente ha sido un motor fundamental del mercado transaccional y continuará siéndolo a futuro", aunque constata cambios en el tipo de transacciones. "En los últimos dos años, se ha producido un descenso importante en el número de transacciones de activos renovables de generación, principalmente por el impacto en los precios del mercado de electricidad del crecimiento de la capacidad de activos fotovoltaicos (fenómeno de los precios cero y negativos, inexistentes en España hace pocos años). Estamos viendo operaciones de otro tipo, de empresas comercializadoras, activos de generación asociados a centros de datos, almacenamiento, cogeneración y situaciones distressed".

Para Alejandro Alberte, socio de Corporate de Pérez-Llorca, el tipo de operaciones ha evolucionado a una mayor sofisticación y complejidad, "tanto en las tecnologías tradicionales con la hibridación, repotenciación de los activos o con PPA de autoconsumo, como en tecnologías más novedosas como biogases o instalaciones de almacenamiento stand-alone. Asimismo, también vemos un creciente número de operaciones vinculadas a grandes consumidores de electricidad, como es el caso de los data centers".

Las consecuencias (y responsabilidades) del apagón

Uno de los grandes asuntos que sin duda van a marcar el año es la depuración de responsabilidades vinculadas al apagón, ocurrido hace justo un año. Y aquí los bufetes tienen claro que la actividad será intensa, aunque todavía no esté del todo claro dónde y cómo 'disparar' en busca de compensaciones.

"Es previsible un progresivo incremento de la litigiosidad derivada del cero energético. Dicho esto, estamos viendo cómo los informes emitidos por diferentes organismos e instituciones califican el apagón como un evento de origen multifactorial, lo que plantea diversas alternativas de reclamación que, unidas a la dificultad de cuantificar los daños, generan cierta incertidumbre entre los afectados", señala Carlos Tallón, socio responsable de Energía y Medio Ambiente en Deloitte Legal.

"Ahora se cumple un año desde que sucedió y comienzan a clarificarse las causas", añade Alberto Dorrego, socio de Público de Eversheds Sutherland. "De hecho, estamos estudiando en el despacho posibles acciones de reclamación de daños que nos han encomendado diversos clientes en el sector industrial, en transporte y logística y en distribución comercial. Obviamente, no hay certidumbre completa sobre las responsabilidades jurídicas en el apagón, si bien el foco empieza a estar claramente dirigido hacia REE, como operador global del sistema".

Antonio Morales, socio responsable de Energía de Baker McKenzie, y Juanjo Corral, socio de Corporate M&A, creen que todavía existe "una gran incertidumbre" en torno a las reclamaciones y advierten que si se concluye que el apagón se debió a una causa de fuerza mayor, las distribuidoras podrían quedar exentas de indemnizar por los daños y perjuicios causados. "Ahora bien, sí tendrían responsabilidad esas distribuidoras si se probase que la causa fue una falta de mantenimiento de la red eléctrica, o Red Eléctrica si el fallo hubiera venido del sistema de transporte nacional de energía", apuntan. "Ante esta situación de incertidumbre, aún un año después del incidente, solo se han visto resueltas un número muy limitado de esas reclamaciones. Esto, sumado a la falta de concreción de la causa del apagón, nos deja en un escenario judicial complejo donde los distintos actores —compañías eléctricas y REE— deberán asumir sus responsabilidades".

Félix Plasencia, socio coordinador de Público de Cuatrecasas, también pone el foco en una consecuencia indirecta del apagón que afecta de forma importante a los productores de energías renovables y que puede derivar a su vez en otro tipo de reclamaciones. "Se trata de los llamados curtailments", explica. "El sistema de operación reforzada aplicado por Red Eléctrica para eliminar el riesgo de un nuevo apagón está provocando que instalaciones renovables que han casado en el pool no puedan, finalmente, verter su energía a la red ni percibir el precio de casación. Este escenario está ocasionando pérdidas muy notables a muchos productores. Para resarcirse de ellas, pueden explorarse mecanismos jurídicos muy interesantes —acciones civiles y contenciosas— derivados del derecho de la Unión".

¿Nucleares sí o nucleares no?

El debate en torno a la pertinencia de mantener o no activas las centrales nucleares sigue vigente y las firmas consultadas coinciden en que no es fácil dar una respuesta clara sobre qué es mejor.

"La extensión de la vida útil de las centrales nucleares debe entenderse como una medida transitoria de estabilidad del sistema en un contexto geopolítico marcado por la volatilidad de los mercados energéticos y la necesidad de reducir la dependencia del gas y del petróleo importado", explica José de Santiago Forn, socio de Corporate / M&A y Energía de Bird & Bird. "El principal riesgo no es la prolongación de la nuclear en sí, sino la incertidumbre regulatoria y la falta de flexibilidad administrativa para desarrollar nuevas tecnologías renovables. Una extensión acotada en el tiempo, con un calendario de cierre claro y acompañada de inversiones en redes y almacenamiento, puede contribuir a estabilizar el sector y facilitar la integración de las renovables".

"Desde una perspectiva estrictamente jurídica y regulatoria, la pregunta no admite una respuesta simple. El calendario de cierre escalonado entre 2027 y 2035 es fruto de un protocolo pactado en 2019 entre el Gobierno y las propias eléctricas propietarias, lo que significa que cualquier prórroga exige no solo voluntad política sino renegociación contractual, revisión del marco económico financiero aplicable a la nuclear y resolver el problema del coste de la gestión de residuos", apunta el equipo de Energía de Gómez-Acebo & Pombo.

"Lo que sí ha cambiado tras el apagón es el contexto político", añade el equipo de la firma. "El debate se ha reabierto con más presión —incluyendo la renovación de la licencia de Almaraz como decisión inminente— y el Gobierno ha pasado de una posición de cierre ordenado sin fisuras a admitir cierta ambigüedad. Para el asesoramiento legal, esto se traduce en incertidumbre regulatoria sostenida: los clientes del sector necesitan certeza sobre el marco a largo plazo, y hoy no la tienen".

Dídac Severino, socio de Corporate de Pérez-Llorca, también pone el foco en el impacto del apagón. "Ha evidenciado que un sistema con alta penetración renovable y escasa generación síncrona opera en condiciones próximas a su límite técnico de estabilidad, reforzando los argumentos a favor de la nuclear como respaldo. No obstante, una prórroga puede debilitar la señal de mercado para inversiones en renovables y almacenamiento. El reto es equilibrar suministro y transición energética dando certidumbre a los inversores".

"En definitiva, el debate se resume en un dilema de secuenciación", añaden Valencia y Álvaro Valle, de Garrigues. "La extensión nuclear aporta estabilidad a corto plazo, pero frena el despliegue renovable, mientras que el cierre abre espacio para las renovables, pero exige que las tecnologías de almacenamiento y flexibilidad estén disponibles a tiempo. Entendemos que lo relevante es aclarar la incertidumbre que no permite al mercado adoptar las decisiones ni al legislador implementar la regulación que sea más adecuada para mantener la estabilidad y reforzar el sistema eléctrico español".