“Alegría, libertad y naturaleza”. Son las tres palabras con las que Alfredo García resume los veinte años que vivió en el poblado de la Central Hidroeléctrica de lo que se conoce como 'Salto de Villalba'. Nació en 1968, llegó allí con apenas cuatro años y no se marchó hasta los veintitrés.

“Yo fui la última generación que vivió ahí”, cuenta con una mezcla de orgullo y nostalgia, sobre el que fue su hogar en la Serranía de Cuenca gracias a que su padre y su abuelo trabajaron aquí. Tres generaciones de una misma familia ligadas a una infraestructura que supuso una de las obras de ingeniería más importantes en España en el siglo XX, y que transformó para siempre esta zona de la zona y al pueblo de Villalba de la Sierra, al crear empleo directo para más de cien familias. Hasta entonces habían dependido casi en exclusiva del sector primario. En este 2026, se cumplen cien años de su construcción.

La Central Hidroeléctrica de El Salto surgió a consecuencia de una necesidad ubicada a kilómetros de distancia: electrificar Madrid. Era un momento en el que la población de la capital estaba creciendo y se estaba estandarizando el uso de la corriente alterna, que permitía transportar la energía eléctrica a mayor distancia que la continua.

Primero se levantó la Central Hidroeléctrica de Bolarque, en Guadalajara; la de Villalba de la Sierra, muy parecida, se conectó a ella para verter allí la electricidad y, desde Bolarque (en el embalse del mismo nombre), mandarla a Madrid.

La infraestructura fue inaugurada por el rey Alfonso XIII el 15 de junio de 1926, en el término municipal de Villalba de la Sierra. El proyecto fue de la Unión Eléctrica Madrileña, la empresa que, tras sucesivas fusiones, acabó integrada en el actual grupo Naturgy, propietario hoy de la central y del poblado asociado, que hoy está deshabitado.

Más que una presa

Quien imagine una presa con un centro hidroeléctrico a sus pies se equivoca. “El Salto no es, como solemos pensar, una presa y a pie de presa una central”, advierte Jesús Santos, del Grupo de Investigación y Desarrollo Territorial en la Universidad de Castilla-La Mancha.

El embalse principal, el de La Toba, está varias decenas de kilómetros aguas arriba del río Júcar; entre medias, la laguna de Uña, un humedal natural que se recreció e impermeabilizó para usarlo como depósito intermedio —pasó de unas tres a unas quince hectáreas—; y de ahí, un canal de casi veinte kilómetros que se descuelga por los cortados hasta el depósito de carga, encima de la central, desde donde el agua cae por las tuberías forzadas hasta las turbinas.

Joaquín Carboné, ingeniero industrial de 71 años que vivió en el poblado desde 1963, lo describe con la precisión de quien creció mirándolo: “El proyecto es impresionante por el enclave y también por la tecnología y la forma en la que está construido”.

Un impulso para la zona

Antes de El Salto, la zona vivía a base de pura subsistencia. “La gente sobrevivía de las cabras, de las ovejas, de la madera y de huertos”, cuenta Juan Expósito Baladrón, concejal y primer teniente de alcalde de Villalba de la Sierra. “Prácticamente no existía carretera de unión entre Cuenca con Villalba ni de Villalba con Uña. Fue a raíz de la presa”. Trabajar en la central supuso un importante impulso para la zona: “Se cobraba entre tres y cuatro veces más que en cualquier otro trabajo del lugar”.

Villalba, que hasta entonces era una zona humilde, se llenó de servicios. En el poblado de El Salto, donde vivían los trabajadores con sus familias, había escuela, médico, capilla, cine los fines de semana y economato a precio de coste. “Hasta cine tenían, que lo abrían a la gente del pueblo en verano”, recuerda Expósito. Un coche contratado por la empresa bajaba a los estudiantes a Cuenca. “Fíjate qué privilegios teníamos”, dice Alfredo. Y el río, “infestado de truchas”: “Yo le decía a mi madre, voy a por unas truchas, y subías con cuatro o cinco. No se compraba pesca”.

Joaquín Carboné es otro antiguo residente del poblado, donde vivió desde 1963 hasta mediados de los años 70. “La empresa nos entregaba una casa, daba ayudas a las familias y apoyos para estudiar. Los tres hermanos hemos podido estudiar y tenemos carrera los tres, y eso muchos hijos de empleados lo hemos podido hacer”. En su apogeo, calcula, había unos 118 trabajadores y talleres de todo tipo: pintura, jardinería, carpintería, electricidad. Villalba llegó a rondar los 1.100 habitantes hacia 1950-1960, contando la gente del Salto. Hoy son unos 600.

Pero el urbanismo del poblado ya contaba, en piedra, una historia de clase. En la margen derecha, junto a la central, la casa de dirección —donde durmió el rey— y las viviendas de los trabajadores más cualificados. En la margen izquierda, donde primero hubo barracones para los obreros de la construcción, las casas “más pobres”.

La automatización lo vació todo

A partir de los años ochenta y noventa llegó la telegestión. La central se automatizó y se gestionó en remoto, y los puestos de aquellos que se jubilaban dejaron de reponerse, vaciando el poblado de trabajadores y sus familias. Las casas de los obreros menos cualificados se abandonaron, mientras que ‘la parte noble’ se mantuvo en uso, siendo actualmente usada como residencia de verano para trabajadores de Naturgy. En cuanto a trabajadores, el concejal Juan Expósito habla de apenas un trabajador directo de la empresa energética y otros tres de subcontratas.

Pero eso no impide que la central siga produciendo cada año aproximadamente 23.800 MWh, energía suficiente para abastecer el consumo eléctrico de unos 8.000 hogares, según la propia empresa energética, que no ha confirmado el número de trabajadores que desarrollan esta labor en las instalaciones de El Salto en la actualidad.

Carboné señala que la de El Salto “no es una situación puntual de este salto”. “Casi ninguna eléctrica ha apostado por mantener los poblados; han intentado deshacerse de ellos o tener los mínimos gastos”. Lo que le queda, dice, es “una rabia contenida”: “Hemos pasado del esplendor a una época mucho más oscura”. A Alfredo García le queda “un sentimiento de pena y melancolía”.

El reto: qué hacer con el poblado

Con motivo de este centenario, no se trata, dicen, solo de rememorar sino de mirar hacia el futuro. ¿Qué hacer con el poblado? En la zona se resisten a perderlo.

La catedrática de Geografía Humana de la UCLM María del Carmen Cañizares Ruiz, experta en patrimonio industrial, apuesta por dar a este conjunto una figura de protección patrimonial como sería su declaración como Bien de Interés Cultural por parte del Gobierno de Castilla-La Mancha. La Consejería de Cultura ha declinado responder a las preguntas de este medio, sobre esta cuestión.

Después, habría que plantear cómo dar un nuevo uso al poblado para que salga de su situación de abandono.

Cañizares recuerda que Castilla-La Mancha tiene buenos ejemplos de patrimonio industrial reconvertido: el Parque Minero de Almadén (Ciudad Real), patrimonializado y declarado por la Unesco en 2012, o la Real Fábrica de Armas de Toledo, hoy campus universitario.

Su colega Jesús Santos añade dos referentes que nacieron, precisamente, de saltos hidroeléctricos: el Caminito del Rey, en Málaga, y la Ruta del Cares, en los Picos de Europa.

Pero como el propietario es Naturgy, toda actuación tendría que contar con su aceptación. Sin embargo, a preguntas de este medio por su opinión por la situación del poblado, la empresa ha asegurado no tener “nada que comentar” a día de hoy.

Sobre la mesa, el concejal Juan Expósito propone muchas ideas —“un albergue, un centro de interpretación, un museo, un espacio de docencia”— e incluso una que conecta con otro problema local: recuperar viviendas del poblado para paliar la falta de casas en Villalba. “Puede ser un espacio habitacional, y esos mismos habitantes podrían trabajar en el albergue”, propone. Su deseo: “Un espacio vivo, un sitio vivo, un salto vivo”.

(*) Las fotografías utilizadas en este reportaje pertenecen a Naturgy⁠, el Archivo Wunderlich Otto, la Fototeca del Instituto de Patrimonio Cultural de España (Ministerio de Cultura) y de colecciones de particulares.

Esa llamada insistente a la hora de la siesta con una oferta “irrechazable” de una compañía eléctrica o telefónica forma parte del día a día de muchos hogares. Ante la complejidad de un recibo que a veces parece escrito para no ser entendido, la pregunta legítima de los consumidores es cómo saber si realmente es posible ahorrar al cambiar de comercializadora.

Para poder valorar un posible cambio, el primer paso es desgranar cada uno de los gastos. “Una parte de lo que pagamos en la factura de la luz es lo que consumimos y la otra parte, que llega casi al 50%, son peajes y cargos”, señala Soledad Montero, experta en energía de la Federación de Consumidores y Usuarios CECU y Activa tu poder, la nueva campaña de la UE para ayudar a los ciudadanos a comprender y aprovechar mejor sus derechos energéticos.

Es decir, elijamos la empresa que elijamos, una parte de los costes son inamovibles, “los determina el Gobierno y son idénticos en todas las compañías”, aclara la experta, que detalla que sufragan desde el mantenimiento de las redes hasta las primas a las renovables o el déficit de tarifa.

Si casi la mitad del recibo es fijo, el margen de maniobra del consumidor se concentra en la otra mitad: el precio de la energía y el margen que se queda la comercializadora. Para Montero, la primera decisión es entre el mercado libre y el mercado regulado.

¿Libre o regulado?

“Para un consumidor medio de suministro doméstico, la verdad es que siempre recomendamos la tarifa del mercado regulado, la tarifa PVPC”, asegura la experta, ya que en esta modalidad “el precio de la energía está supervisado y combina el mercado diario con mercados de futuro para ganar estabilidad”. Además, limita el beneficio que la comercializadora puede obtener por cliente.

En el mercado libre, sin embargo, Montero advierte de que las compañías suelen atraer al cliente con descuentos en el precio del kilovatio, “muchas veces con costes escondidos en la letra pequeña”. “En el mercado libre se incluyen servicios adicionales o seguros que se duplican con los seguros que tenemos para la propia vivienda y que no nos aportan grandes beneficios”, asegura la experta en energía. Así, lo que se ahorra por un lado, se acaba pagando en forma de servicios de mantenimiento no solicitados o márgenes comerciales más opacos.

Atención a la potencia

Otro de los puntos importantes de ahorro que señala Montero es el ajuste de la potencia contratada. “La potencia no es más que la cantidad de electrodomésticos que quieras tener conectados al mismo tiempo”, explica, y es común que los hogares paguen, por defecto, por una capacidad muy superior a la que necesitan.

Para una vivienda de unos 80 o 90 metros cuadrados en la que residen tres o cuatro personas, la experta sitúa el rango óptimo “entre los 3,45 y los 4,45 kW”. “Cuando no se te disparan los fusibles por lo menos una vez al año, es porque tienes contratada más potencia de la que necesitas”, comenta Montero, citando “una forma poco científica pero eficaz de saber si nos sobra potencia”.

Herramientas accesibles

Por supuesto, no existe una compañía milagro y el ahorro se encuentra en el hecho de entender la factura para poder optimizarla. Esa, la de que la información es poder, es la base de la campaña de la UE ‘Activa tu poder’, para poner a disposición de los consumidores los conceptos y derechos clave de la industria para hacer posible la toma de decisiones libres de la ciudadanía.

Además de tener en cuenta el tipo de mercado y la potencia, para valorar si objetivamente merece la pena el cambio de compañía, la recomendación experta es acudir al comparador de la CNMC, una herramienta neutral donde se puede subir la factura mediante un código QR para obtener una comparativa real.

Montero también destaca la importancia de distinguir entre la distribuidora, dueña de los cables y el contador en la zona, y la comercializadora, quien envía la factura y se encarga de las gestiones administrativas.

“Recomiendo muchísimo entrar en la web de la distribuidora porque te enseña un montón y te hace entender qué estás pagando y por qué”, concluye la experta, ya que a través de los actuales contadores digitales es posible ver el consumo a tiempo real y saber cuánto se paga por cada electrodoméstico.

La doctora en Ingeniería Industrial y profesora de Ingeniería Eléctrica Raquel Martínez ha analizado la situación energética de Cantabria en el marco de un curso de verano monográfico de la Universidad de Cantabria sobre la capacidad de la comunidad para valerse de sus propios recursos mineros y energéticos. Martínez ha participado en 28 proyectos de investigaciones y actualmente forma parte del Grupo de Tecnologías Electro‑Energéticas Avanzadas (GTEA) de la UC, contando con una amplia trayectoria en la investigación de la integración de energías renovables y eficiencia energética. Además, es coordinadora del máster en Formación Permanente en Energías Renovables y Gestión Energética.

El título de su curso menciona el “abastecimiento sostenible de Cantabria”. ¿Es realista pensar que la región puede ser autosuficiente?

Es fundamental empezar aclarando que hablar de un autoabastecimiento total es, en la práctica, una utopía. Especialmente en el ámbito energético, no tiene sentido plantearse la autonomía absoluta de una sola región. Formamos parte de un mercado eléctrico integrado a nivel nacional e incluso europeo, lo que significa que la electricidad fluye según la eficiencia del sistema global. El objetivo real que debemos perseguir es una estrategia para reducir las dependencias externas y participar de forma activa en ese paradigma de generación. En este mercado único, técnicamente nos es indiferente si la energía se genera en Madrid, Andalucía o aquí, pero lo que sí es vital para Cantabria es “poner su granito de arena” aprovechando los recursos en los que somos competitivos para fortalecer el sistema conjunto.

Siendo así, ¿podría estimarse un porcentaje aproximado del potencial real de autonomía de la región sin caer en expectativas falsas?

Como ingenieros, podemos calcular cifras exactas sobre el potencial técnico basándonos en los recursos naturales disponibles, como el viento o el agua. Sabemos que Cantabria es rica en estos recursos, pero los proyectos no surgen de forma automática solo por existir el recurso. La viabilidad de una instalación depende de un equilibrio extremadamente complejo: financiación asegurada, cumplimiento estricto de normativas medioambientales y soluciones técnicas que se adapten a terrenos a veces muy difíciles. Por tanto, más que dar un porcentaje de autonomía, lo que analizamos es la capacidad de desarrollar proyectos que sean económica, técnica y ambientalmente viables.

El autoabastecimiento total de Cantabria es una utopía, la clave es la diversificación

En la formulación del curso se ha mencionado que uno de los principales obstáculos en Cantabria para las renovables es social. ¿Por qué ese rechazo es tan fuerte en nuestra comunidad?

Cantabria tiene una identidad muy vinculada a su entorno natural y actualmente su economía está muy enfocada hacia el turismo. Esto genera una sensibilidad especial ante cualquier instalación que pueda alterar el paisaje. El rechazo social suele estar motivado principalmente por el impacto visual o ambiental en nuestras montañas, incluso cuando hablamos de instalaciones cuya naturaleza es, irónicamente, sostenible, como los parques eólicos. Las barreras técnicas o administrativas son superables mediante ingeniería y localización adecuada, pero la barrera social es la más difícil de gestionar. A menudo, no basta con ofrecer compensaciones económicas; el ciudadano siente que pierde algo que el dinero no puede pagar, que es su entorno.

¿Qué se puede hacer para superar esa barrera social o alcanzar un equilibrio?

El cambio de mentalidad es notable. Actualmente, cualquier gran proyecto —ya sea energético o minero— incluye planes de restauración medioambiental extraordinariamente minuciosos. Durante el curso hemos visitado instalaciones como el parque eólico del Escudo y Dolomitas del Norte, y hemos comprobado que una parte muy sustancial del presupuesto total se destina ahora a la recuperación del entorno. Estas medidas, que hace unos años eran mínimas o inexistentes, hoy son centrales en los proyectos. Existe un esfuerzo técnico real por alcanzar una “paz social” con las comunidades locales y cumplir con una legislación de evaluación ambiental que en Cantabria se mira con lupa.

Si tuviera que marcar una hoja de ruta estratégica en clave energética para Cantabria en la próxima década, ¿por dónde empezaría?

La clave es la diversidad de fuentes. No podemos jugarlo todo a una sola carta tecnológica. Cantabria tiene un recurso eólico muy potente y cierto potencial hidráulico que debemos aprovechar. Sin embargo, debemos ser inteligentes: no tiene sentido promover aquí macroparques fotovoltaicos si sabemos que en otras regiones de España el sol rinde mucho más. Cada territorio debe aportar aquello en lo que es más eficiente para el mercado común. Además, hay un factor invisible pero crítico: la red eléctrica. No sirve de nada generar energía limpia si no desarrollamos y modernizamos la red para que esa electricidad se pueda integrar y transportar de forma efectiva.

La guerra de Ucrania dejó al descubierto nuestra vulnerabilidad energética. ¿Hemos aprendido alguna lección?

La crisis de Ucrania fue un duro recordatorio de que la geopolítica es básica en el tema energético. Nos enseñó que debemos reducir la dependencia del exterior, pero hay un matiz importante: la independencia que nos dan las renovables es relativa. Es cierto que el viento y el sol son “nuestros”, pero la tecnología necesaria para transformarlos en electricidad no siempre lo es. Gran parte de los componentes de los paneles solares o de la electrónica de control provienen de países como China. Si surge un conflicto internacional o tensiones arancelarias, pasamos de depender del combustible a depender de la tecnología y los componentes, como ya hemos visto en los sectores del automóvil o la telefonía. La independencia absoluta al 100% no existe; lo que buscamos es reducir la incertidumbre ante la volatilidad global.

Como experta, ¿cree que la actual regulación del mercado eléctrico, protege al consumidor de estos vaivenes?

La liberalización del mercado en España viene de una ley de 1997, así que no es algo nuevo, aunque ha costado hacerla efectiva. Un mercado libre permite que los precios bajen cuando hay mucha oferta, como ocurre ahora en las horas de sol gracias a la fotovoltaica, lo cual es muy beneficioso para el consumidor. Pero la otra cara de la moneda es que, ante una crisis geopolítica, los precios se disparan. Existe la tentación de intervenir el mercado para bajarlos artificialmente, pero debemos ser conscientes de que eso genera un “déficit de tarifa”. Al final, la energía no es gratis y lo que no se paga en la factura eléctrica se acaba pagando vía impuestos.

La energía no es gratis y lo que no se paga en la factura eléctrica se acaba pagando vía impuestos

El cambio climático ya es una realidad en el norte de España. ¿Cómo puede afectar esto al consumo energético en Cantabria?

Es una realidad absoluta que estamos notando todos. Hasta hace poco, el aire acondicionado era algo casi anecdótico en Cantabria, pero ahora ya se implementa en casi todos los edificios nuevos y oficinas de la administración. Esto, sumado a la necesaria electrificación de la economía —sustituir calderas de gas por aerotermia y bombas de calor—, va a disparar la demanda eléctrica en la región. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) ya contempla este aumento. Para absorberlo sin colapsar el sistema ni los precios, el autoconsumo será la pieza maestra.

Por tanto, ¿es el autoconsumo la solución definitiva para el ciudadano particular?

Es una parte fundamental de la solución porque fomenta la generación distribuida, restando peso a las grandes centrales. En 2019 hubo un “boom” gracias a una normativa mucho más favorecedora que eliminó las trabas que existían antes. Ahora, en la obra nueva, la integración de renovables es obligatoria por normativa. Aunque los precios del mercado bajen y las instalaciones parezcan menos rentables a corto plazo, el autoconsumo proporciona una estabilidad y una conciencia de participación en la transición energética que el ciudadano valora cada vez más. Al final, se trata de que cada uno aporte su parte para que el sistema sea más robusto frente a las crisis que puedan venir.

La explosión de la Inteligencia Artificial (IA) está multiplicando la necesidad de procesamiento y almacenamiento de información, lo que acarrea un crecimiento exponencial de centros de procesos de datos (CPD). Estos centros consumen enormes cantidades de electricidad, tanto que el tamaño de los CPD se mide por los megavatios (MW) que necesita para operar y refrigerar los equipos, que operan 24/7 todos los días del año.

La Agencia Internacional de la Energía prevé que la IA generativa hará que los CPD dupliquen el gasto de energía entre 2024 y 2030, pasando de un consumo eléctrico mundial de 415 a 945 teravatios-hora (1 TWh equivale a 1 millón de MW/h), o del 1,5% al 3% del gasto global de luz. Cuando se expresa en porcentajes, no parece un problema, pero la cuestión es que ese consumo está concentrado en los países más avanzados tecnológicamente (Estados Unidos, China y Europa) y, dentro de estos, en algunas regiones; como Aragón, en el caso de España.

Irlanda es el país europeo paradigmático para analizar el crecimiento de los CPD y su impacto en el consumo de electricidad. Ya acaparan el 21% de la luz consumida en el país y se espera que en 2030 sumen un tercio de la electricidad. Por tanto, es un caso del que España puede extraer muchas lecciones, ya que aquí estamos ante un crecimiento exponencial de estas infraestructuras. No hay ningún sector que pueda presentar semejantes expectativas de crecimiento y cómo se gestione será vital para muchos otros sectores.

Según datos de Spain DC, el lobby español de las empresas de CPD, la potencia instalada de estas infraestructuras sumaba 439 MW a finales del año pasado en España, con un crecimiento del 24%. Parece escaso si se tiene en cuenta que los diferentes planes de inversión van a multiplicar esta red por seis en cinco años, hasta alcanzar 2.537 MW, según los datos elaborados por la consultora Pb7 Research, especializada en este sector. Este crecimiento implicará una inversión total de 66.900 millones de euros, de los que 25.000 millones es construcción y el resto es el equipamiento tecnológico y otros servicios que van asociados a dicho despliegue.

Esta inversión y la creación de empleo es la parte positiva de la expansión de los CPD, pero hay que gestionar su voracidad eléctrica para que no se produzcan problemas en un país que sabe qué es un apagón en el siglo XXI. Las estimaciones son que un CPD de 100 MW consume entre 880 y 1.050 GWh al año, de manera que una red de 2.537 MW en 2030 consumiría entre 22.200 y 26.600 GWh, que es alrededor del 10% del consumo anual de electricidad en España. Por tanto, está claro que es necesario invertir en materia de generación y, sobre todo, de transporte y distribución de esa electricidad.

España no tiene hoy un problema de producción de electricidad, en gran medida gracias a la renovable fotovoltaica y eólica, pero sí tiene deficiencias claras en los nudos de conexión y en el transporte, que es trascendente, dado que no hay correlación entre los lugares de producción y consumo. La Comunidad de Madrid es paradigmática: sólo produce el 3% de la energía que consume. De hecho, Red Eléctrica Española (REE) acaba de plantear al Gobierno la necesidad de revisar su plan de inversiones, con una inyección adicional de más de seiscientos millones, ante los problemas que está detectando en el sistema y que se hicieron presentes en el apagón del 28 de abril de 2025.

Un estudio de la Asociación Española de Empresas Eléctricas (AELEC), asegura que la red eléctrica española tenía un nivel de saturación del 83,4%, en septiembre del año pasado, lo que implica que casi nueve de cada diez subestaciones ya no pueden admitir más conexiones. Endesa, la mayor distribuidora de España junto con Iberdrola, asegura que el 96% de sus 1.840 nudos de red no pueden aceptar nuevas conexiones. Por tanto, el reto de enganchar a la red los nuevos CPD es enorme. Solamente en Aragón se ha planteado la construcción de 31 nuevos CPD, que han solicitado acceso a la red para 6GW, que es el equivalente a casi la mitad de la potencia eléctrica instalada en dicha región.

Irlanda lleva más de una década conviviendo con este problema, hasta el punto de que el operador de la red eléctrica irlandesa, EirGrid, no admitió nuevas conexiones de CPD en el área de Dublín entre 2021 y 2025 por falta de capacidad. El levantamiento de la prohibición lleva condiciones estrictas. Así, los promotores de CPD tienen que aportar generación eléctrica propia o capacidad de almacenamiento equivalente a su demanda, que al menos el 80% de su consumo anual proceda de nueva generación renovable que se haya desarrollado en Irlanda y, dependiendo de los casos, incluso devolver electricidad a la red general cuando haya momentos de máxima demanda.

Irlanda ha transitado un camino que implica pasar de la libertad total a la prohibición en determinadas zonas, para finalmente aportar un modelo que llaman “Bring you own power”, que supone que cada CPD debe casi autoabastecerse. Este cambio se ha producido en gran medida por la presión del mundo rural irlandés, que se vio amenazado y fue capaz de trasladar a los políticos su preocupación de que la demanda de recursos de esta industria restara atención al campo. Los CPD instalados en la región de Dublín por las grandes tecnológicas americanas (Google, Microsoft, Amazon Web Services y Meta Platforms) consumen más electricidad que todos los pueblos irlandeses. No es extraño que temieran que, en caso de problemas, les cortaran a ellos la luz para que el universo urbano siga viendo Netflix.

La empresa española de puntos de recarga para coches eléctricos Eranovum, que figura en la lista de empresas más subvencionadas de España, aumenta su dependencia de Keystone, un fondo de Israel con fuertes vínculos sionistas y dueño de una empresa israelí de transporte público señalada por la Organización de Naciones Unidas (ONU) por lucrarse con la ocupación de Palestina.

Keystone explica en sus cuentas de 2025 que al 49% que ya controla en Eranovum (es su primer accionista) se ha sumado la concesión, en septiembre de 2025, de un préstamo convertible en acciones de 20 millones. La naturaleza de ese préstamo abre la puerta a que en el futuro el fondo supere el 50% del capital de la empresa española, garantizándose el control total, aunque desde Eranovum lo descartan. “No está previsto que Keystone aumente su participación por encima del 49%”, indica una portavoz de la empresa española.

A preguntas sobre este asunto, la misma fuente asegura que en Eranovum “tampoco contemplan ningún cambio en la estructura de control de la compañía”. El préstamo que les ha concedido el fondo Keystone vence el 30 de junio de 2028 y tiene un interés del 12,5%, susceptible de rebajarse al 9,5%, dependiendo de la evolución de la cifra de negocios de Eranovum.

De esos 20 millones, 6,8 millones ya se habían comprometido en 2024. Otros 7 millones se liberaron el pasado septiembre. Y este año, tras el cierre de las cuentas de 2025, el fondo desembolsó los restantes 6,2 millones, explica Keystone en sus cuentas.

Fue en septiembre cuando este medio reveló las millonarias ayudas concedidas en España a Eranovum y su vinculación con Keystone, dueño de la mayor empresa israelí de transporte público, Egged, a la que la ONU ha señalado en reiteradas ocasiones por lucrarse con la ocupación. Hasta entonces se habían publicado concesiones de ayudas a Eranovum en España por importe de al menos 14,6 millones.

Varias de sus filiales aparecen en el último listado de empresas más subvencionadas del país que publica el Ministerio de Hacienda, correspondiente a 2024. En los últimos meses el goteo de ayudas ha continuado. Diversas filiales de Eranovum suman ya al menos 16,2 millones en subsidios de diferentes Administraciones españolas.

Eranovum operaba a cierre del pasado ejercicio 1.172 puntos de recarga en España, 84 en Bélgica y 45 en Francia. Actualmente, “está en una fase relativamente temprana de sus operaciones, y por lo tanto todavía no ha alcanzado la rentabilidad”, explica Keystone en sus cuentas. “Eranovum continúa centrada en el desarrollo de infraestructuras de recarga y proyectos vinculados a la transición energética”, señala la empresa española.

Con acuerdos en España con cadenas como Consum, Bauhaus, Bricodepot y supermercados BM, en marzo de este año Eranovum anunció tres operaciones de financiación por 16 millones para impulsar la construcción de más de 1.000 nuevos puntos de recarga y avanzar en su crecimiento en Europa. La operación incluyó un project finance de 8,8 millones con la gestora española Buenavista Equity Partners para desplegar 590 puntos en 113 ubicaciones en 13 comunidades autónomas; otros 2 millones con ING en Bélgica y 5 millones con un “inversor privado” no identificado en Francia para desarrollar 475 puntos adicionales, en su mayoría vinculados al acuerdo que tiene allí con la cadena de distribución Les Mousquetaires.

Eranovum fue fundada en 2019 por el español José Luis Aguirre y el israelí Guy Shahar. En varias de sus filiales son consejeros el fundador y CEO de Keystone, Navot Bar, y su adjunta, Rachel Segal. La directora Financiera de Eranovum es Edith Toledano Querub, hija de Mauricio Toledano, fundador de la quebrada ingeniería Eurofinsa, uno de los mayores morosos de Hacienda.

Mauricio Toledano, ex secretario general de la Federación de Comunidades Judías de España, y que fue tesorero del Real Madrid CF entre 1989 y 1994, está imputado en una pieza del caso Villarejo por un encargo en Panamá al policía cuando todavía estaba en activo. Formó parte del patronato de la FAES de José María Aznar hasta que en 2016 apareció vinculado al escándalo de comisiones ilegales para lograr contratos en África y Latinoamérica protagonizado por Gustavo de Arístegui, diplomático y ex alto cargo de Aznar, y Pedro Gómez de la Serna, exdiputado del PP.

El fondo Keystone entró en Eranovum en 2022 con un 30% y ese año la empresa empezó a figurar en la lista de grandes beneficiarios de Hacienda, al calor de un Real Decreto-Ley que obligó a instalar puntos de recarga en edificios no residenciales con más de 20 plazas de aparcamiento. El peso del fondo israelí subió al 42,8% en 2023 y en 2024 alcanzó el 49% actual, con una inversión que cifra en 26,5 millones.

Eranovum ha subrayado que esa participación es “minoritaria”, que “no realiza comentarios sobre cuestiones políticas o geopolíticas” y que accede a esas subvenciones “en igualdad de condiciones que el resto de compañías del sector. La mayoría de estas ayudas se enmarcan en programas como el Plan MOVES, destinados a fomentar la movilidad eléctrica y siempre asociados a inversiones significativas que realiza la empresa”, una firma “española con sede en Madrid, gestionada por sus tres socios fundadores”.

“Potenciales terroristas”

Su principal accionista, Keystone, que se fundó en 2019 y cotiza en el índice TA-90 de la bolsa de Tel Aviv (su valor bursátil supera los 1.300 millones), tiene entre sus principales directivas a Liran Avisar Ben Horin, que hasta 2023 fue directora general del Ministerio de Comunicaciones de Israel. También fue jefa de gabinete del director general de la Oficina del que primer ministro entre junio de 2021 y julio de 2022, el ultranacionalista Naftali Bennet, a cuya formación política sigue vinculada.

Bennet, que ideológicamente está a la derecha de Benjamin Netanyahu, ha anunciado una alianza con el actual jefe de la oposición israelí, Yair Lapid, para desbancar al actual primer ministro del poder en las elecciones del próximo octubre. La actual directiva de Keystone ha sido uno de los primeros fichajes del movimiento que encabezará Bennet, bautizado como “Renacimiento israelí”.

El fundador y presidente de Keystone es Roni Biram, principal accionista de la inmobiliaria Kardan Israel, que en 2023 fichó como presidenta a Ayelet Shaked, exministra israelí de Justicia (2015-2019) e Interior (2021-2022). En julio de 2014, meses antes de que Netanyahu le encargara la cartera de Interior, Shaked abogó por asesinar a todas las mujeres palestinas porque eran las madres de “potenciales terroristas”.

“Tienen que morir y sus casas deben ser demolidas. Ellos son nuestros enemigos y nuestras manos deberían estar manchadas de su sangre. Esto también se aplica a las madres de los terroristas fallecidos”, escribió en su Facebook la entonces diputada del partido ultranacionalista Hogar Judío.

En el mayor accionista de Eranovum es también consejero externo Oded Setter, directivo de The Israel Land Development Company, la inmobiliaria más antigua de Israel, que presume en su web de “más de 110 años de actividad sionista y de negocios”. Privatizada en 1987 (cuando la compró la familia Nimrodi), la fundó en Inglaterra en 1909 la Federación Sionista para empezar a adquirir tierras para los primeros asentamientos en territorio palestino.

En su web Keystone promete “llevar a Israel adelante” produciendo “más del 10% de la electricidad” del país con algunas de sus mayores centrales de ciclo combinado (gas natural), “servicios de transporte público sirviendo a cerca de un millón de pasajeros diarios” a través de Egged, miles de kilómetros de autopistas y una de las mayores desalinizadoras del mundo (Ashkelon), que aporta “un 20% de las necesidades de agua potable” de Israel. Recientemente, ha entrado en el negocio de los centros de datos.

Su principal activo es Egged, que compró en 2022. Con unos 11.000 empleados y presente en Polonia y Países Bajos, esta antigua cooperativa de transporte en autobús ha sido señalada en varios informes de la ONU por lucrarse con la ocupación ilegal israelí. El último, del pasado 26 de septiembre, que citaba también cuatro empresas españolas. Ya en febrero de 2020 la ONU en una base de datos de compañías relacionadas con los asentamientos israelíes en Jerusalén Este y Cisjordania por “la prestación de servicios y suministros que respaldan el mantenimiento y la existencia de los asentamientos, incluido el transporte”. En junio de 2023, cuando Keystone ya la controlaba, volvió a aparecer en otro listado similar.

El think tank independiente Who Profits, que investiga desde hace años la presencia de empresas israelíes y extranjeras en territorios ocupados, recoge que una filial de Egged opera líneas “a los asentamientos en Cisjordania, en las zonas de Gush Etzion, Giva'at Ze'ev, Binyamin, Monte Hebrón y Kiryat Arba, incluidos los asentamientos en el Valle del Jordán y los asentamientos de Shiloh, Otniel y Ma'ale Adumim”. Hasta 2017 operó líneas a los asentamientos en la Cisjordania ocupada y Jerusalén con “vehículos blindados que, según la compañía, les permitían atravesar zonas pobladas por árabes”.

También “ofrece tours y paquetes de viajes a la Ciudad Vieja de Jerusalén y al complejo de colonos de la Ciudad de David, ubicado en el barrio palestino de Silwan en Jerusalén Oriental ocupada”, y “organiza excursiones a Belén, Jericó y el Golán sirio ocupado”. En 2018, “organizó una campaña de donaciones para el ejército israelí en la zona que rodea la Gaza sitiada”. 

Keystone también tiene el 53% de la empresa de renovables Sunflower, que en 2021 logró una condena contra el Reino de España por los recortes a las renovables de Mariano Rajoy. El pasado verano Sunflower anunció su fusión con la israelí Afcon Renewable Energy, con fotovoltaicas en España y propiedad de Afcon Holdings, que también figura en la base de datos de Who Profits y pertenece al conglomerado Shlomo, entre los mayores de Israel y con negocios comunes con Jared Kushner, yerno de Donald Trump. La fusión fue cancelada a principios de este año.

Eranovum, que también desarrolla instalaciones de renovables para alimentar sus estaciones de recarga, es socia en España de Nofar Energy, cuyo fundador, presidente y máximo accionista es el polémico multimillonario israelí Ofer Yannay, muy alineado con las políticas de Netanyahu.

Definido como “nuevo embajador del sionismo” y “un multimillonario obsesionado con los ataques del 7 de octubre que está a favor de atacar a Irán”, Yannay considera a Trump “el mejor presidente desde Harry S. Truman”. “Hemos derrotado a Hamás”, dijo en abril de 2025 tras vencer su equipo de baloncesto, el Hapoel de Tel Aviv, al Gran Canaria en la final de la Eurocup y eliminar en semifinales al Valencia Basket.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha ascendido recientemente como subdirectora de un área clave de su Dirección de Energía a la esposa de un directivo de una patronal eléctrica que dice dedicarse a “lobby, influencia y prospectiva regulatoria” e “interlocución con la CNMC” y otros agentes relevantes del sector.

Henar Soto, con una larga trayectoria en la CNMC es desde enero subdirectora de Regulación Económico-Financiera y Precios Regulados en el organismo que supervisa y regula al sector eléctrico.

Su marido, David Trebolle, con una dilatada trayectoria en empresas y lobbies del sector eléctrico, es desde mayo de 2024 “director Técnico” de la Asociación de Empresas Eléctricas (ASEME), una patronal de pequeñas distribuidoras. En ella se encarga de tareas de “lobby, influencia y prospectiva regulatoria” y de “interlocución con la CNMC, REE, Ministerio y otros agentes relevantes del sector”, explica en su LinkedIn.

ASEME engloba a unas 90 distribuidoras de pequeño tamaño (menos de 100.000 puntos de suministro) y está muy vinculada a Catalunya. Su presidente, Oriol Xalabarder, directivo de Electra Caldense, preside la comisión de Energía y Sostenibilidad de la patronal catalana Cecot.

Trebolle, que no ha querido atender a elDiario.es, representó a ASEME en las discusiones con la CNMC sobre la nueva circular que establece la metodología para calcular los peajes de transporte y distribución de electricidad para el periodo regulatorio 2026-2031.

Un portavoz de la CNMC indica que Henar Soto “es una empleada pública de reconocido prestigio profesional, con una trayectoria de 18 años de servicio público en el regulador, que no ostenta la condición de alto cargo y que en todo momento ha cumplido con todas sus obligaciones legales y de conducta”.

Soto no tiene facultad para hacer propuestas al consejo de la CNMC. Reporta a la directora de Energía, Rocío Prieto, que este lunes comparece en la Comisión de Investigación del Congreso de los Diputados sobre el histórico apagón del 28 de abril de 2025, que ha dejado cuestionada a la CNMC por su lentitud en aprobar un procedimiento de control de tensión que tuvo años en un cajón y que, según muchos expertos, habría evitado ese colapso.

Henar Soto, añade ese portavoz de la CNMC, “es una de las cuatro subdirectoras de la Dirección de Energía” (las otras tres subdirecciones son las de Energía Eléctrica, Gas Natural y Mercados Derivados). “Dentro de la Dirección de Energía, todas las propuestas son firmadas y elevadas por decisión de la Directora al Consejo”, como establece el artículo 18 del Estatuto Orgánico de la CNMC para las Direcciones de Instrucción.

El consejo, recuerda ese portavoz, es “el órgano que resuelve todos los asuntos”. “Como subdirectora tiene las mismas causas de abstención que cualquier empleado público de la administración española”.

“Mantener la independencia”

La normativa de incompatibilidades de las autoridades y el personal al servicio del sector público, recogida en la Ley 40/2015, de 1 de octubre, de Régimen Jurídico del Sector Público, les obliga a abstenerse en cualquier asunto cuando exista “un vínculo matrimonial o situación de hecho asimilable” con “cualquiera de los interesados, con los administradores de entidades o sociedades interesadas y también con los asesores, representantes legales o mandatarios que intervengan en el procedimiento”.

Además, la CNMC tiene desde 2015 un Código de Conducta que obliga a los miembros del Consejo, Directores y empleados del organismo a “mantener la independencia de cualquier interés comercial o empresarial respecto de toda persona o entidad, absteniéndose de intervenir en asuntos en los que concurran causas que puedan afectar a la objetividad”.

La CNMC, que tiene una Dirección de Control Interno para vigilar estos asuntos, no aclara si Soto se ha inhibido en algún asunto por su relación con Trebolle, ni si ha comunicado su relación conyugal a esa dirección.

La CNMC tiene también un registro de grupos de interés con un “decálogo ético” que exhorta a las empresas y asociaciones inscritas en él (como ASEME) a no poner al personal de la CNMC “en ninguna situación que pueda generar un conflicto de intereses”.

El área que dirige Soto en la Dirección de Energía desde enero es muy relevante. Sus funciones se centran en la regulación económica del sector energético (electricidad y gas), que debe buena parte de sus ingresos a lo que dicta el BOE. En especial, para las distribuidoras, que operan en régimen de monopolio natural y cuya retribución fija la CNMC.

Esa subdirección tiene entre sus funciones principales elaborar y supervisar la regulación económico-financiera de los sectores eléctrico y gasista; diseñar y analizar los precios regulados, peajes y cargos energéticos; o participar en la definición de la retribución regulada de actividades como el transporte y la distribución eléctrica o las redes de gas. Según fuentes del sector, “ella es la que supervisa las declaraciones contables de las distribuidoras de electricidad” que se centralizan en una aplicación interna de la CNMC llamada SICSE.

Soto cubrió en enero la vacante de Ismael Bahíllo, destituido en diciembre por el pleno de la CNMC en una decisión inédita. Bahíllo llevaba 13 años en el cargo y fue fulminado por sus diferencias con la directora de Energía sobre la retribución de las redes de luz y gas. Algún medio lo definió entonces como “hombre clave del supervisor para los asuntos económicos del sector energético”.

La convocatoria para cubrir la vacante de Bahíllo exigía una antigüedad mínima de 5 años en el organismo, requisito que Soto cubría sobradamente. Ingeniera Industrial por la Universidad Pontificia de Comillas y Executive Máster en Dirección Financiera por IE Business School, hasta su nombramiento era jefa de la Unidad de Análisis Económico-Financiero en la Dirección de Energía.

Acreditaba “sólida formación y experiencia en energía, fundamentalmente con relación al análisis y regulación económico-financiera, además de experiencia en el sector privado y público; con 16 años de experiencia en el ámbito de la regulación económico-financiera, primero en la extinta Comisión Nacional de la Energía (CNE) y luego en la CNMC”, recoge la resolución que aprobó su nombramiento tras una convocatoria publicada en el BOE el pasado 30 de diciembre.

En su haber Henar Soto tenía asimismo “experiencia en el desarrollo de circulares normativas en materia retributiva, resoluciones de toma de participación en el sector energético, resoluciones en materia retributiva, informes de análisis económico-financiero, decisiones jurídicamente vinculantes, sancionadores y circulares informativas”, añadía la resolución que firmó la presidenta de la CNMC, Cani Fernández.

Soto ingresó en 2008 en la CNE como Subdirectora de Análisis Económico-Financiero. En esa etapa participó en la preparación de informes, resoluciones y análisis relacionados con la regulación de los sectores eléctrico y gasista. Con la integración de la CNE en la CNMC en 2013, pasó a ser jefa de la Unidad de Análisis Económico-Financiero en la Dirección de Energía, posición que mantuvo hasta su reciente ascenso y en la que intervino “en resoluciones, informes y circulares que han definido el funcionamiento de los mercados energéticos y las redes reguladas durante la última década”, destacaba en diciembre El Periódico de la Energía, cuando la situó como favorita para suceder a Bahíllo.

Antes de trabajar en esa asociación de distribuidoras, el marido de Soto fue director de Regulación de Magnon Green Energy, filial de biomasa de Ence (de julio a 2023 a mayo de 2024). Allí, explica Trebolle en su LinkedIn, también hacía tareas de lobby e “interlocución” con el organismo en el que trabaja su esposa. Antes, (de julio de 2022 a 2023), fue secretario general de Protermosolar, patronal de las empresas de energía termosolar.

“Ahorro” de 2.900 millones

Previamente estuvo muchos años en la pata de redes de la antigua Unión Fenosa (actual Naturgy), de la que Trebolle era mando intermedio. Salió en 2021, de forma “amistosa”, según fuentes del sector. Algunas fuentes apuntan que lo hizo con una sustanciosa indemnización. En la tercera eléctrica española y primera empresa del sector del gas en España, tenía a su cargo un equipo de más de 30 personas, con rango de subdirector, explica en su LinkedIn.

En su época en Fenosa también trabajó para la patronal europea de grandes eléctricas. “Como Chairman [presidente] en Eurelectric, representé a 2.700 compañías de distribución de Europa, logrando un impacto de ahorro para la industria de 2.900 M€ en la redacción de los Network Codes” [códigos de red], explica en su LinkedIn.

Trebolle también es profesor universitario y divulgador financiero. El año pasado fue entrevistado en Cuatro tras publicar un libro con consejos de ahorro para alcanzar la “libertad financiera”: “Tu salario no te hace rico, sino tus hábitos de ahorro y gasto”, decía.

Trebolle y Soto tienen a su nombre un considerable patrimonio inmobiliario. Comparten la propiedad de una decena de activos (viviendas, trasteros y plazas de garaje) cuyo valor de mercado superaría holgadamente los tres millones, según una estimación con inmuebles similares publicados en idealista. En poco más de un año el matrimonio ha puesto a su nombre inmuebles cuyo valor ronda el millón. Una de sus últimas adquisiciones es un dúplex frente al mar en Menorca que compraron en septiembre, según el Registro de la Propiedad.

El debate del impacto de los centros de datos en el medio ambiente suele centrarse en el aumento de los consumos de agua y de energía, pero ahora, tras numerosas mediciones a lo largo del tiempo en distintas ubicaciones de estas granjas de servidores, se añade otro efecto: el impacto térmico sobre el entorno que estas instalaciones depositan.

Aragón, convertido en uno de los principales polos europeos de centros de datos, ya muestra un aumento anómalo de temperatura en relación con territorios vecinos. Mientras, un estudio internacional basado en datos satelitales confirma que estas instalaciones elevan el calor del entorno 2 °C de media —y hasta 9 °C en casos extremos— y advierte de un impacto potencial sobre cientos de millones de personas en el mundo. Y un segundo estudio con datos de Uruguay muestra que incluso un centro de datos mediano y eficiente —los proyectados en torno a Zaragoza tienen un tamaño grande— produce una isla de calor visible desde el espacio.

El primero de los documentos, ‘El efecto isla de calor de los datos: cuantificando el impacto de los centros de datos de IA en un mundo cada vez más cálido’, está liderado por investigadores de la Universidad de Cambridge. Analiza miles de centros de datos mediante observación satelital y concluye que la temperatura superficial del suelo aumenta de media 2 °C tras su puesta en marcha, con incrementos que pueden alcanzar hasta 9 °C en situaciones extremas. Este fenómeno, comparable al de las islas de calor urbanas, no se limita al perímetro de las instalaciones, sino que puede extenderse varios kilómetros, con efectos detectables hasta aproximadamente 10 kilómetros de distancia.

A escala global, los investigadores estiman que este efecto podría afectar a más de 340 millones de personas en todo el mundo. El análisis se basa en datos satelitales recopilados durante dos décadas y en la localización de más de 6.000 centros de datos en todo el mundo, lo que permite comparar las condiciones térmicas antes y después de su entrada en funcionamiento.

En Europa, Aragón aparece como uno de los casos más destacados. El estudio detecta en esta comunidad un aumento anómalo de temperatura de alrededor de 2 °C en comparación con regiones cercanas, un dato que los autores enmarcan en el contexto de una creciente concentración de centros de datos. Este incremento no se explicaría únicamente por factores climáticos naturales, sino que estaría relacionado con la acumulación de infraestructuras digitales intensivas en consumo energético, capaces de generar grandes cantidades de calor residual.

Expansión sin precedentes

El fenómeno coincide con una expansión sin precedentes del sector en toda la comunidad. Aragón concentra más de una docena de proyectos en distintas fases de desarrollo y al menos 18 centros de datos planificados, distribuidos en Zaragoza, Huesca y Teruel, con una inversión conjunta que supera los 33.000 millones de euros. Este despliegue ha situado a la región como uno de los principales polos digitales del sur de Europa, atrayendo a grandes tecnológicas y fondos internacionales.

Las empresas implicadas también subrayan el componente tecnológico del despliegue. Desde Amazon Web Services se insiste en que sus centros están diseñados para maximizar la eficiencia energética y que cada nueva instalación incorpora sistemas avanzados de refrigeración y uso de energías renovables con el objetivo de reducir su huella ambiental.

Sin embargo, varios estudios demuestran que el calor residual generado por estas infraestructuras, incluso en condiciones de alta eficiencia, acaba liberándose al entorno y puede alterar las condiciones térmicas locales. “No estamos hablando de emisiones directas como las del CO₂, sino de un impacto físico inmediato sobre el territorio”, explican los autores del estudio de Cambridge, que advierten de que el auge de la inteligencia artificial podría intensificar este efecto en los próximos años.

Expertos en clima consultados en distintos análisis coinciden en que el fenómeno no sustituye al calentamiento global, pero sí puede amplificarlo a escala local. “Este tipo de infraestructuras pueden generar microclimas más cálidos y agravar episodios de calor extremo, especialmente en regiones ya expuestas a altas temperaturas”, señalan investigadores especializados en climatología aplicada.

Los autores del estudio insisten en que se trata de un efecto de carácter local o regional, pero con implicaciones crecientes en un contexto de expansión acelerada de la infraestructura digital. En territorios como Aragón, donde el despliegue de centros de datos se está produciendo de forma intensiva y extendida, el fenómeno puede dejar de ser una hipótesis para convertirse en una realidad medible.

El trabajo ha sido publicado como preprint y todavía no ha sido revisado por pares (todavía no ha sido validado por otros expertos independientes), aunque sus resultados coinciden con una preocupación creciente en la comunidad científica sobre el impacto ambiental de la economía digital.

Mediciones reales en Pano (Uruguay)

En el continente americano llevan años de ventaja con la instalación de centros de datos y ahora la huella térmica ya es detectable desde un satélite que orbita a más de 700 kilómetros de la Tierra.

Tal como recoge el artículo ‘Los centros de datos: El calor detrás de la nube’, de Gabriel Farías y Miguel Dobrich, publicado en Pulitzercenter.org, en Pando, una ciudad uruguaya de unos 30.000 habitantes ubicada a 30 kilómetros de Montevideo, funciona desde mayo de 2016 un centro de datos de la empresa estatal de telecomunicaciones Antel. La plataforma de periodismo tecnológico y científico Amenaza Roboto analizó 25 años de imágenes satelitales del lugar y encontró que la instalación genera su propia isla de calor y así lo demuestran las imágenes.

A diferencia del estudio ‘The data heat island effect’, del que investigadores y analistas han cuestionado su metodología por no diferenciar el calor generado por los servidores del efecto térmico producido por la urbanización del terreno, el trabajo de Amenaza Roboto utilizó imágenes Landsat con una resolución mucho mayor que la empleada en ese estudio y controló variables como vegetación, urbanización, distancia al edificio y fecha de análisis. Según la revisión bibliográfica realizada, sería el primer análisis que logra aislar específicamente la huella térmica atribuible a la operación de un centro de datos.

La industria global de centros de datos consume más electricidad que muchos países, y casi toda esa energía termina convertida en calor liberado continuamente al ambiente. En el caso analizado, el efecto térmico neto estimado fue de 0,32 °C, obtenido mediante un modelo estadístico basado en 32.861 mediciones satelitales recopiladas durante 25 años. El análisis concluyó que la probabilidad de que ese resultado sea producto del azar es inferior a una en mil millones.

La investigación detectó que incluso un centro de datos mediano y eficiente produce una isla de calor visible desde el espacio. El hallazgo cobra relevancia porque Google construye en Ciudad de la Costa el Proyecto Teros, un centro de datos cinco veces más potente que el de Antel y con un consumo eléctrico equivalente al de unos 200.000 hogares.

Preocupación en Aragón

La instalación de decenas de centros de datos en Aragón está despertando una creciente preocupación social. Las protestas contra su implantación masiva y el interés que generan debates como 'Centros de datos en Aragón. Implicaciones y futuro del territorio', celebrado este miércoles en Zaragoza y organizado por el Centro Pulitzer, reflejan el aumento de la inquietud ciudadana ante el impacto territorial, energético y social que puede tener la expansión de estas infraestructuras en la comunidad.

La catedrática de ingeniería química Alicia Valero advirtió sobre el elevado consumo energético de estas infraestructuras y señaló que su crecimiento podría requerir la ocupación de entre un 29% y un 39% de la superficie de Aragón con parques renovables para satisfacer la demanda, además de advertir sobre la gran cantidad y variedad de materiales críticos que requiere la nube (solo en un teléfono móvil pueden utilizarse 40 elementos de la tabla periódica).

El sociólogo Lorién Jiménez centró su intervención en las consecuencias económicas y políticas del modelo tecnológico impulsado por las grandes compañías digitales y en cómo puede afectar al territorio y a las políticas públicas.

El ingeniero agrícola Jesús García Usón explicó las implicaciones de los proyectos tramitados bajo la figura de Proyecto de Interés General de Aragón (PIGA) y alertó sobre la presión que estos centros pueden ejercer sobre la red eléctrica y otras actividades industriales. También reparó en las ventajas fiscales para estos proyectos empresariales que dejan sin ingresar 1.500 millones a las arcas públicas.

Por su parte, Cristina García, ingeniera industrial y miembro del colectivo ciudadano ‘No es sequía es saqueo’, trasladó la preocupación de los colectivos vecinales por las consecuencias que ya están teniendo estos proyectos en la ciudadanía y defendió la necesidad de generar espacios de debate independientes frente al discurso promocional del sector.

En el debate de la mesa redonda, moderado por el periodista Pablo Jiméntez, también se cuestionó el impacto laboral de estas inversiones. Los participantes señalaron que los centros de datos generan pocos empleos en relación con su enorme demanda energética y tampoco son empleos de calidad, ya que la mayoría no computarán en Aragón, sino en Madrid y Barcelona. Al mismo tiempo, advirtieron de posibles efectos como el aumento del precio de la electricidad (que en algunos condados de Virginia ha subido hasta un 265%), la concentración de conexiones eléctricas, la mayoría en el Valle del Ebro, y fenómenos como las islas de calor.

El Ayuntamiento de La Puebla de Alfindén presentó el pasado 27 de enero ocho alegaciones contra el Plan de Interés General de Aragón (PIGA) para la instalación de un centro de datos promovido por ACS y Benbros Energy, centrando sus objeciones en el fuerte incremento de los costes de urbanización y en la consiguiente inviabilidad del desarrollo del resto del polígono. Asimismo, advierte de que el proyecto tensiona el sistema de abastecimiento de agua y traslada al municipio cargas económicas y operativas que considera inasumibles. Como contrapartida, reclama la incorporación de medidas de retorno local, entre ellas una aportación económica cercana a los 27 millones de euros destinada al fomento del desarrollo económico y social.

El denominado ACS DC La Puebla obtuvo la declaración de interés general de Aragón (DIGA) en julio de 2025 y el plan de interés general de Aragón (PIGA) en diciembre de 2025. Está concebido como un complejo destinado al almacenamiento y procesamiento masivo de datos, ocupará más de 25 hectáreas de suelo industrial y contará con una potencia inicial de 150 megavatios, ampliable hasta 300 en fases posteriores, lo que lo sitúa dentro de la categoría de centros de datos de gran escala.

Las alegaciones, a las que ha tenido acceso elDiario.es, aún no han sido contestadas y “buscan defender el interés general del municipio”, según la alcaldesa, Pilar Villanueva, fundamentalmente en lo referente al uso del agua.

La expansión de los promotores genera costes, reduce ingresos y obliga al Ayuntamiento a asumir infraestructuras, además de no existir control efectivo sobre el planeamiento, según denuncia la oposición municipal. La multinacional persigue maximizar beneficios aportando lo mínimo posible: está exenta del Impuesto sobre Construcciones, Instalaciones y Obras (ICIO), lo que supondría dejar de ingresar alrededor de 40 millones de euros, y tampoco abonará el IBI durante cinco años. A ello se suma el uso de recursos municipales sin la presentación de medidas específicas de contraprestación social o cultural, ni de fomento de actividades o construcción de equipamientos.

El inviable desarrollo industrial

El análisis realizado por los servicios jurídicos del Ayuntamiento de La Puebla sobre la implantación de un Plan de Interés General de Aragón (PIGA) en el sector SP1 sostiene que su ubicación contradice el criterio legal de situarlo en suelos con mayor autonomía, dado que se inserta en un sector ya ordenado pero no desarrollado, alterando su equilibrio. El principal impacto es el fuerte incremento de los costes de urbanización, que pasan de 23 a más de 82 millones de euros, elevando la repercusión hasta 123,51 €/m² de suelo y 186,26 €/m² edificable, sin que se justifique adecuadamente su viabilidad. Además, el promotor obtiene un beneficio adicional del 10% al incluir la parcela de cesión al Ayuntamiento —exenta de estos costes— dentro del ámbito del PIGA.

Aunque formalmente no se modifican los porcentajes de contribución, en la práctica los gastos de urbanización del resto de parcelas casi se triplican, superando su valor de mercado y generando un escenario de inviabilidad económica, en el que las parcelas resultantes tendrían incluso un valor negativo. Esta situación se agrava porque el nuevo uso industrial tecnológico se concentra exclusivamente en el ámbito del PIGA, sin trasladar beneficios al resto del sector, que mantiene usos tradicionales menos rentables en un municipio con poco término municipal que hasta ahora había mantenido un crecimiento ordenado y que se pone en entredicho al acaparar el centro de datos todo el sector productivo.

Asimismo, las infraestructuras proyectadas responden únicamente a las necesidades del centro de datos, pese a lo cual su mantenimiento recaería posteriormente en el Ayuntamiento, incluso si el resto del sector no llega a desarrollarse ni a beneficiarse de dichas obras.

A ello se suma una importante complejidad jurídica, ya que cualquier desarrollo futuro queda condicionado a la participación de los propietarios del ámbito PIGA, dificultando posibles modificaciones del planeamiento o de las cargas urbanísticas. En conjunto, se concluye que, de no adoptarse medidas como la división del sector o la creación de ámbitos jurídicamente independientes, el PIGA compromete tanto la viabilidad económica como la gestión futura del sector SP1.

Afecciones al abastecimiento de agua

En la cuarta alegación se expone la interrelación y afecciones del PIGA a la ordenación estructural y a las infraestructuras y servicios municipales, poniendo de manifiesto, en primer lugar, las limitaciones del sistema de abastecimiento de agua. La tubería de captación desde Zaragoza presenta de forma recurrente tensiones de disponibilidad, hasta el punto de que la reserva anual asignada al municipio se agota cada ejercicio, generando sanciones en caso de sobreconsumo. Aunque cabe la posibilidad de solicitar ampliaciones a ACUAES, su concesión no está garantizada al depender de la disponibilidad global del sistema y de la concurrencia con otras solicitudes.

En este contexto, la documentación del PIGA no define con claridad la fuente de abastecimiento ni acredita la disponibilidad real de recursos para atender una demanda industrial intensiva adicional. Pese a que se prevé la conexión a la red municipal, lo que implica el uso de la reserva existente —ya insuficiente—, el proyecto no concreta el origen del agua ni justifica su suficiencia. Se limita a una estimación conjunta de consumo con el sector SP-1 de 3.465 m³ diarios, cifra que supera el consumo ordinario del municipio, sin desglose ni justificación técnica suficiente. Esta indeterminación, unida a la magnitud de la demanda, obliga a exigir un sistema de abastecimiento propio, garantizado y autosuficiente, que detalle recursos, reservas, alternativas e infraestructuras necesarias, evitando que el consumo industrial detraiga caudal del abastecimiento municipal o degrade la calidad del agua de consumo humano.

Asimismo, el proyecto no establece garantías operativas que aseguren la prioridad del consumo humano ni medidas que eviten afecciones a la calidad del agua de la red residencial. En paralelo, se plantea el derribo del depósito municipal existente, un bien patrimonial que costó 900.000 euros, y su sustitución por uno nuevo al norte del sector. Aunque no se rechaza esta actuación, se condiciona a que la nueva infraestructura sea financiada íntegramente por el promotor, tenga utilidad para todo el municipio y quede plenamente integrada en la red general, con capacidad operativa real. No resulta admisible sustituir una infraestructura de sistema general por otra de uso limitado al PIGA sin integración efectiva en la malla municipal.

Para garantizar la viabilidad del sistema sin perjudicar el abastecimiento, se considera imprescindible incorporar infraestructuras específicas de regulación y tratamiento, como una nueva balsa de agua bruta y el refuerzo o implantación de sistemas de potabilización, así como una red de distribución separativa que permita diferenciar el uso industrial del residencial, asegurando siempre la prioridad del consumo humano. Todas estas actuaciones, derivadas directamente del incremento de demanda asociado al PIGA, deben ser, según alega el Ayuntamiento de La Puebla, definidas, presupuestadas y financiadas íntegramente por el promotor, incluyendo su mantenimiento, evitando cualquier traslado de cargas al Ayuntamiento.

En cuanto al sistema de drenaje de aguas pluviales, la solución propuesta para el Barranco de Las Casas no acredita suficientemente la capacidad hidráulica del cauce receptor ni garantiza la ausencia de afecciones aguas abajo, especialmente en tramos no encauzados. Además, su viabilidad queda condicionada a la autorización de la Confederación Hidrográfica del Ebro. Por ello, se exige que el PIGA incluya, como condición previa, la ejecución completa del encauzamiento y adecuación hidráulica del barranco en el tramo afectado, asegurando la continuidad del sistema, la estabilidad del cauce y la correcta laminación de avenidas. Estas actuaciones, necesarias por el incremento de escorrentía generado por el proyecto, deberán ser igualmente asumidas en su totalidad por el promotor.

Finalmente, en relación con el sistema de saneamiento y las aguas fecales, se considera imprescindible que el PIGA incorpore un estudio específico de capacidad y funcionamiento de la red aguas abajo, con modelización hidráulica que analice escenarios de caudal punta y situaciones desfavorables, identificando posibles puntos críticos. En caso de ser necesarias obras de refuerzo o ampliación para garantizar el correcto funcionamiento del sistema, estas deberán ser igualmente definidas, ejecutadas y financiadas íntegramente por el promotor, sin que se produzca transferencia alguna de cargas al municipio.

Medidas de retorno local valoradas en 27 millones de euros

La quinta alegación municipal critica que el PIGA no contempla medidas específicas dirigidas al fomento de actividades económicas, sociales o culturales en el municipio afectado, lo que resulta especialmente relevante atendiendo a la magnitud de la inversión prevista. En este sentido, se considera necesario que el proyecto incorpore mecanismos concretos de retorno local que contribuyan al desarrollo del municipio, bien mediante actuaciones directas o, alternativamente, a través de la aportación de una cantidad económica destinada a tales fines, sujeta a la correspondiente fiscalización.

A efectos de cuantificación, el ayuntamiento tiene en cuenta que la inversión asociada al proyecto supera los mil millones de euros. Considerando que la normativa permite establecer un canon de hasta el 5% de la inversión, estima razonable fijar una aportación del 2,5%, lo que equivale a 27 millones de euros. Esta cuantía se considera proporcionada, máxime cuando el PIGA no prevé actualmente ningún tipo de canon o compensación económica para el municipio, lo que refuerza la necesidad de incorporar este mecanismo como medida de equilibrio y retorno social.

Opacidad

Los grupos de la oposición municipal han criticado la opacidad con la que se ha llevado el proyecto. El pasado mes de septiembre, con la Declaración de Interés General de Aragón ya obtenida, el PSOE solicitó una sesión pública informativa que permitiese conocer los efectos que va a tener en la localidad y en los servicios e infraestructuras el futuro centro datos, lo que fue aprobado por unanimidad, si bien luego no se llegó a concluir.

El concejal socialista Juan Ramón Enfedaque volvió a solicitarlo de urgencia incluir en el orden del día del pleno de enero, cuando ya estaba aprobado el Piga, sesión en la que la alcaldesa comunicó que se habían presentado alegaciones al Piga.

El pasado 10 de marzo, PSOE y Podemos organizaron una sesión informativa en el Hotel Alfindén con el grupo de acción “No es sequía, es saqueo”, a la que también acudieron la alcaldesa y el teniente de alcalde entre otro casi centenar de personas. Posteriormente, el 26 de marzo se convocó una sesión informativa en el Ayuntamiento de la mano de la Cámara de Comercio y la Fundación Basilio Paraíso.

Los socialistas pedían en su reclamación la presencia de técnicos municipales, del Gobierno de Aragón, así como de la promotora, ACS DC Infra La Puebla para conocer cómo va a ser el proceso de urbanización de la parcela municipal SP-1, ya que hay costes que se van a repercutir a pequeños propietarios no afectados por la expropiación. Y recriminaron a la primera edil la falta de información de las reuniones mantenidas con propietarios afectados.

Asimismo, se pidió conocer el impacto del proyecto en los servicios generales de La Puebla, desde la evacuación de aguas pluviales, vialidad, seguridad, limpieza, alumbrado público, hasta la demanda de aguas del complejo. De la misma manera, se inquirió por las nuevas infraestructuras que se han previsto para que no haya afecciones en las zonas residenciales e industriales del municipio, y sobre los beneficios y contraprestaciones que va a recibir la localidad.

“Nuestra petición no va contra nadie, pero parece lógico que los vecinos y los empresarios de la zona conozcan hasta el último detalle sobre las repercusiones de este centro de proceso de datos”, dijo el portavoz socialista, Juan Ramón Enfedaque, quien también recuerda que el Piga también afecta al PGOU del municipio, aprobado en 2025, dado que se pierde la unidad de acción de un proceso urbanizador del polígono industrial, que ahora se centrará en urbanizar las parcelas del centro de datos. Además, el Piga se impone al Plan General local y la altura del edificio será dos metros superiores a la altura máxima de 14 metros que establece el PGOU.

Para Enfedaque, la empresa actúa como un Balrog (un ser oscuro El señor de los anillos de Tolkien) frente a Goofy y Pluto (personajes de Disney), “a los que se ha comido crudos y ahora caen en la cuenta de que hay que presentar alegaciones”.

Este diario ha intentado sin éxito ponerse en contacto con la empresa para obtener su versión.

Centro de hiperescala

Con una inversión inicial de 1.254 millones de euros —ampliable hasta 2.580 millones—, el centro de datos de La Puebla de Alfindén alcanzaría una potencia de entre 150 y 300 MW, situándose en la categoría de hiperescala.

La inversión prevista supera los 1.200 millones de euros en su primera fase, con posibilidad de alcanzar cifras cercanas a los 2.500 millones si se completa la ampliación futura. Solo la construcción y urbanización del recinto ronda los 1.000 millones, a los que se suman decenas de millones adicionales en infraestructuras eléctricas, incluyendo nuevas subestaciones y conexiones a la red de alta tensión a través del nodo de Peñaflor.

El proyecto ha sido declarado inversión de interés autonómico por el Gobierno de Aragón, una figura que permite acelerar su tramitación administrativa al considerarlo estratégico para el desarrollo económico de la comunidad. Esta calificación refleja la apuesta institucional por convertir Zaragoza en un polo de infraestructuras digitales vinculado a la economía del dato, en línea con otros desarrollos similares en la región.

En términos de empleo, las previsiones apuntan a varios miles de puestos de trabajo durante la fase de construcción y a unos 500 empleos estables una vez el centro entre en funcionamiento, principalmente perfiles técnicos y de mantenimiento. A esto se suma un impacto fiscal significativo a nivel estatal y autonómico, con estimaciones que superan los 140 millones de euros en los primeros años de actividad.

Los centros de datos suelen presentarse como motores de desarrollo en cuanto a inversión, empleo y modernización. Pero los datos invitan a matizar ese relato, ya que se trata de infraestructuras altamente automatizadas, que generan relativamente poco empleo estable. Mientras tanto, los costes —consumo de recursos, presión sobre el territorio, necesidad de nuevas infraestructuras energéticas— se concentran a nivel local.

El agua y la energía, recursos en disputa

La expansión de centros de datos en Aragón supone un salto de escala sin precedentes en el consumo de recursos.

En la memoria del PIGA el centro de datos de La Puebla de Alfindén recoge que la potencia solicitada es un 34% inferior a la prevista según la Orden EIE/768/2016. Asimismo, surbraya que, en comparación con la previsión de desarrollo del sector planteada en 2011, que estimaba una potencia de 9,28 MW, la implantación actual supone una reducción del 65 % en la potencia requerida.

Pero en términos energéticos, algunos proyectos individuales de este tipo de infraestructuras ya alcanzan cifras cercanas o superiores a los 10.500 GWh anuales, lo que equivale prácticamente al consumo eléctrico total actual de la comunidad autónoma. En conjunto, el despliegue previsto podría llegar a duplicar —o incluso superar— la demanda energética regional, obligando a ampliar infraestructuras de generación, transporte y distribución.

En paralelo, el impacto hídrico resulta especialmente sensible. El centro de datos proyectado en La Puebla de Alfindén presenta una memoria de un consumo ordinario de agua de 9,31 m³ diarios, lo que equivale al 1,9 % de las previsiones establecidas en el planeamiento urbanístico vigente. Esta cifra implica una reducción de hasta el 98 % respecto al caudal inicialmente previsto. Durante el primer año, se contempla un consumo extraordinario asociado al llenado de los circuitos de climatización (1.200 m³) y de los tanques de incendios (385 m³), sumando un total de 1.585 m³. Este volumen representa el 0,16 % del consumo anual del municipio, estimado en 1.000.000 m³.

Según datos recogidos en proyectos y licencias de centros de datos en Aragón, el consumo de agua puede alcanzar los 755.000 metros cúbicos anuales. Esta cantidad equivale aproximadamente al riego de más de 200 hectáreas agrícolas.

En términos urbanos, distintos análisis sitúan su impacto potencial entre el 7,6% y el 22,9% del consumo anual de agua de Zaragoza. En escenarios agregados, el consumo de 14 hectómetros cúbicos anuales equivale a cerca de una cuarta parte del consumo urbano de Zaragoza.

Además, un elemento que suele quedar fuera del debate público es el consumo indirecto. La mayor parte del agua asociada a los centros de datos no se utiliza dentro de las instalaciones, sino en la generación de la electricidad que necesitan. Esto multiplica su huella hídrica real, situándola muy por encima de las cifras oficiales.

A escala global, un centro de datos medio puede consumir alrededor de 1,1 millones de litros de agua al día. Con el crecimiento de la inteligencia artificial, se estima que el consumo total podría superar el billón de litros anuales en 2028.

Voces como Aurora Gómez Delgado, del movimiento ‘Tu nube seca mi río’ advierten que este uso del agua se produce en un contexto de disponibilidad irregular y tensiones preexistentes, lo que implicaría no solo competir por el recurso, sino también desarrollar nuevas infraestructuras de regulación y almacenamiento. En este sentido, la clave no reside en el consumo de cada instalación por separado, sino en el efecto acumulativo de un modelo que, por su escala, tiene capacidad para desbordar los sistemas energético e hídrico existentes, obligando a redimensionar infraestructuras y reordenar prioridades en el uso de recursos.

La presidenta de Navarra, María Chivite, ha cerrado este miércoles en China, en compañía del presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, la inversión de 405 millones de euros de la empresa Hithium para instalar en la comunidad foral una fábrica de baterías de almacenamiento eléctrico que generará más de 700 empleos directos. Con el acuerdo sellado este martes, Navarra y la empresa china se comprometen a avanzar en “el desarrollo, construcción y operación” de la futura gigafactoría de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS).

El texto señala en este sentido que esta iniciativa supondrá “una contribución sustancial a la transición energética verde de Europa, al tiempo que reforzará la sólida cooperación económica y comercial entre China y España”. 

Durante el encuentro, la presidenta Chivite ha incidido en que, “aunque todavía quedan pasos y detalles por concretar”, la inversión “va a materializarse en la comunidad, lo que supone una buena noticia para todos los navarros y navarras”. Ha adelantado asimismo que la previsión de la empresa es que pueda empezar a producir en el año 2027. 

Chivite ha destacado además que Navarra tiene experiencia en la materialización de proyectos extranjeros, y ha remarcado la seriedad de la comunidad a la hora de trabajar, la cercanía de las instituciones y el fortalecimiento de los ecosistemas navarros que suponen estas inversiones. 

Por su parte, el consejero de Industria y Transición Ecológica y Digital Empresarial, Mikel Irujo, ha remarcado que el acuerdo alcanzado ha sido resultado de una “labor intensa de más de tres años de contacto directo, de siete visitas de los representantes chinos a Navarra y de cuatro viajes a China de delegaciones del Ejecutivo foral”. En este sentido, ha destacado que la comunidad ha sido escogida para este proyecto por su ecosistema industrial, en concreto, “los servicios de ingeniería que ofrece, su nivel de centros tecnológicos, servicios industriales, capacitación, universidades y formación profesional”. 

En la reunión, además de la delegación navarra, ha participado por parte de la compañía el doctor Qi Tang, director de Estrategia de Hithium, que ha afirmado que el acuerdo marca un “hito” en la inversión de la empresa china en Navarra. Tang ha valorado así positivamente las relaciones entre China y España, y ha manifestado la intención de Hithium de poner en marcha el proyecto “tan pronto como sea posible”. 

“Creemos que tanto Navarra como España ofrecen la atmósfera comercial correcta para nosotros y para otras compañías chinas para desarrollar sus negocios en Europa”, ha explicado, al tiempo que ha mostrado su confianza en que el proyecto de la futura fábrica de baterías en Navarra “será muy exitoso”. 

Asimismo, Tang ha destacado que una de las razones para la elección de Navarra ha sido la “eficiencia de las autoridades navarras en el proceso”, así como el “fuerte apoyo” mostrado por las mismas durante la toma decisiones. 

El pasado noviembre, durante la anterior misión comercial que realizó el Gobierno de Navarra a China, la Presidenta Chivite pudo visitar también las instalaciones de la empresa en Chongqing. Posteriormente, este marzo la compañía china anunció su intención de construir una gigafábrica en Navarra, destinada tanto a la fabricación de celdas como al ensamblaje de sistemas de almacenamiento en baterías estacionarias, con una inversión total de 400 millones de euros. 

En esta misma línea, se celebró también el pasado 10 de marzo una reunión en el Palacio de Navarra entre la Presidenta Chivite, el consejero Irujo, el director de inversiones de Hithium Energy Storage, Hao Wang, y la directora legal de la compañía Lily Lu.

Hithium es una empresa china fundada en el año 2019, con sede en Xiamen. Cuenta con instalaciones de producción de baterías en Xiamen, Chongqing y Heze en China y Dallas en EEUU. La nueva fábrica supondrá por tanto la segunda ubicación de esta empresa fuera de China, y la primera en la Unión Europea.

La compañía energética china está especializada en concreto en sistemas de almacenamiento de energía estacionaria (BESS), y cuenta con múltiples centros de I+D+i y plantas de producción. En la actualidad, está posicionándose entre los principales actores globales del sector de baterías de gran escala para aplicaciones industriales, comerciales y de servicios públicos. Se trata de la empresa líder en este sector en China, y la número dos del mundo.

Al mediodía, cuando el casco blanco del Viking Saturn se recortaba contra el cielo limpio de Cádiz, algo no sonaba. O, mejor dicho, dejaba de sonar. El zumbido constante de los motores auxiliares, ese murmullo grave que durante años ha acompañado la presencia de cruceros en el muelle Alfonso XIII, desaparecía por primera vez. En su lugar, un gesto casi invisible: un brazo articulado, como una grúa discreta, se alzaba junto al barco y lo conectaba a tierra. Electricidad en vez de combustible. Silencio en vez de ruido. Aire más limpio en vez de humo. Ese gesto, aparentemente técnico, marca un antes y un después en la relación entre la ciudad y su puerto.

Cádiz ha inaugurado este miércoles el primer sistema de suministro eléctrico a cruceros de España, el conocido como OPS (On-shore Power Supply), una infraestructura que permite a los buques apagar sus motores mientras están atracados y conectarse a la red eléctrica terrestre. La escena tiene algo de simbólico. Durante décadas, los puertos han sido espacios de progreso y, al mismo tiempo, focos de contaminación. Lugares donde la actividad económica convivía con emisiones, partículas y ruido, especialmente en ciudades como Cádiz, donde el muelle forma parte del paisaje cotidiano. Hoy, esa tensión empieza a resolverse con tecnología.

El sistema, desarrollado por la Autoridad Portuaria de la Bahía de Cádiz y Endesa, ha supuesto una inversión conjunta de más de ocho millones de euros, con apoyo de los fondos europeos NextGeneration. Pero más allá de la cifra, lo relevante está en sus efectos: se estima que en su primer año evitará la emisión de unas 5.000 toneladas de CO₂, el equivalente a retirar 2.800 coches de la circulación durante doce meses.

La reducción no se limita al dióxido de carbono. Según los cálculos de Puertos del Estado, el OPS permite recortar hasta un 96% de los óxidos de nitrógeno (NOx), un 94% de las partículas y un 8% de los óxidos de azufre (SOx). Traducido a la vida cotidiana: menos aire irrespirable, menos olor a combustible, menos impacto sobre la salud de quienes viven o pasean junto al puerto. Y para los responsables de estos muelles se reducen también los motivos de quienes se quejan de tantos cruceros en la ciudad.

“Se trata de que los ciudadanos no vean la actividad portuaria como algo agresivo a su vida cotidiana”, ha defendido la presidenta de la Autoridad Portuaria, Teófila Martínez, durante la inauguración. Y en una ciudad donde el puerto está literalmente al lado de las casas, esa idea adquiere una dimensión casi doméstica. Durante años los colectivos ecologistas, vecinos y algunos partidos políticos han cuestionado la apuesta que Cádiz ha hecho por este turismo. Lo han denunciado por el humo que sale de los barcos, por los ruidos y la vibración que se cuela en las ventanas, que recuerda de forma persistente que el turismo también tiene un coste invisible. Con el OPS, según sus responsables, ese coste se atenúa. Los motores auxiliares, necesarios hasta ahora para mantener en funcionamiento sistemas como la refrigeración, la iluminación o los equipos de emergencia, pueden apagarse.

La electricidad que los sustituye, además, tiene certificado de origen renovable. Es decir, no solo se traslada la producción energética fuera del barco, sino que se hace reduciendo aún más su impacto ambiental. El resultado es un modelo que encaja con las exigencias europeas de descarbonización y con una creciente sensibilidad social hacia la sostenibilidad.

El presidente de Puertos del Estado, Gustavo Santana, ha insistido en esa idea durante su intervención: los puertos no son solo infraestructuras logísticas, sino “motores de impulso de la transición energética”. En su visión, la electrificación de los muelles es una pieza más de un cambio de modelo que afecta a toda la cadena de transporte, desde el barco hasta el tren que distribuye las mercancías tierra adentro.

Riesgos técnicos, económicos y regulatorios

Santana ha recordado que esta transformación no surge de la nada. Está respaldada por la Ley de Cambio Climático, por directivas europeas y por un plan de inversiones que prevé destinar alrededor de 1.000 millones de euros a proyectos similares en el conjunto del sistema portuario español hasta 2030. Cádiz, en ese contexto, ha llegado antes que otros puertos.

No es un detalle menor. Ser el primero implica asumir riesgos técnicos, económicos y regulatorios. La electrificación de un muelle no funciona como la de una vivienda: requiere adaptar tensiones, frecuencias, potencias y sistemas de conexión a las necesidades de cada buque. También exige un marco normativo que garantice que el modelo es viable para las empresas.

Por eso, tanto desde Puertos del Estado como desde la Autoridad Portuaria se ha subrayado la importancia de la colaboración público-privada. “Sin la participación de Endesa, que gestionará el servicio durante 35 años, el proyecto difícilmente habría salido adelante”, han dicho los representantes de las administraciones en sus discursos.

El sistema instalado en Cádiz tiene una potencia de 16 MVA y está diseñado con un enfoque modular que permitirá ampliarlo en el futuro hasta 24 MVA y dar servicio a varios barcos simultáneamente. De momento, en esta primera fase, puede atender a un único crucero, suficiente para empezar a cambiar la dinámica del puerto.

Y esa dinámica importa. En 2025, Cádiz recibió más de 624.000 cruceristas, que generaron un impacto económico superior a los 25 millones de euros solo en gasto directo en la ciudad, según los datos aportados por Teófila Martínez. A eso habría que sumar el consumo de las tripulaciones y la actividad vinculada a la reparación de buques en los astilleros. El puerto gaditano está aguardando los resultados de un estudio encargado a la Universidad de Cádiz para actualizar los ingresos que conlleva este tipo de turismo.

La idea es contraponer esos datos a las críticas que en muchas ciudades, también en Cádiz, generan los cruceros por su impacto ambiental y su repercusión en la vida cotidiana. La electrificación de los muelles se ofrece como una manera de justificar la actividad económica reduciendo sus efectos negativos. No es una solución mágica. No elimina todos los problemas asociados al tráfico marítimo. Pero sí introduce un cambio tangible, visible. Un crucero conectado a la red es un crucero que no se oye, que no huele, que contamina menos.

Endesa obtuvo un beneficio neto de 2.198 millones de euros en 2025, un 16% más que en 2024, y ha presentado un plan estratégico con un récord de inversión de 10.600 millones para el periodo 2026-2028.

Le eléctrica supera así los objetivos que se había marcado para el año y en los que apuntaba a unas ganancias de unos 2.000 millones de euros.

Los ingresos de la eléctrica el año pasado ascendieron a 21.424 millones de euros, con un aumento del 0,5% frente a los 21.307 del ejercicio 2024.

Según ha informado este martes a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), el resultado bruto de explotación (ebitda) ascendió a 5.756 millones, un 9% más que un año antes, mientras que el beneficio ordinario neto fue de 2.351 millones, un 18% más.

La energética también ha presentado su plan estratégico para 2026-2028, en el que eleva un 10% el volumen inversor respecto al plan anterior y reserva 5.500 millones para reforzar la red eléctrica.

En él, Endesa ha defendido que se extienda la vida de las centrales nucleares en España, en función del cumplimiento de las hipótesis del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (Pniec), respecto de las fechas de cierre previstas “para seguir aportando firmeza, y reduciendo costes y emisiones del sistema eléctrico”.

La compañía ha explicado que, en condiciones de igualdad fiscal respecto de otras tecnologías, el coste de sustituir el perfil de dicha energía por un 'mix' de solar, baterías y centrales de gas “resultaría ser el doble que el de la nuclear”, informa la agencia EFE.

En este sentido, Endesa ha destacado que la tecnología nuclear resulta “la más competitiva y eficiente” respecto a cualquier alternativa.

Por ello, ha reiterado la necesidad de adaptar el calendario de cierre nuclear a la evolución real del Pniec, para reforzar la seguridad de suministro “ante el retraso significativo” en los objetivos de potencia eólica y almacenamiento de cara a 2030.

Tal como recuerda en la misma nota, Endesa pidió a finales del año pasado la prórroga para los dos reactores de la central extremeña de Almaraz hasta 2030. Lo hizo junto con las otras dos propietarias de la planta: Iberdrola (primer accionista con el 53 %) y Naturgy.

En 2019, las propietarias de las instalaciones (Iberdrola, Endesa, Naturgy y EDP) y la Empresa Nacional de Residuos Radiactivos (Enresa) acordaron el cese de explotación ordenado de las centrales nucleares en el horizonte 2027-2035.

La decisión vino motivada principalmente por el incremento de los costes fiscales, que dejaron a las plantas al borde de la inviabilidad económica.

Si no se modifica el calendario, Almaraz I será la primera en cerrar (1 de noviembre de 2027), seguida de Almaraz II (31 de octubre de 2028). En 2030 se desmantelarán Ascó I y Cofrentes; en 2032, Ascó II, y en 2035, Vandellós II y Trillo.

Sobre este horizonte se yergue la política energética del Gobierno, que en su Pniec certificó el acuerdo e impulsó una transición energética basada en el despliegue de fuentes autóctonas, las renovables.

El Gobierno de La Rioja, a través de la Consejería de Economía, Innovación, Empresa y Trabajo Autónomo, ha suscrito un convenio de colaboración con el Monasterio Nuestra Señora de Valvanera para la concesión de una subvención nominativa por la ejecución de instalaciones de suministro de energía eléctrica de origen renovable para consumo propio. 

Orientada hacia el autoconsumo, esta instalación solar fotovoltaica aislada de 30 kW en coplanar estará ubicada en la cubierta del monasterio y se encargará de producir energía eléctrica que será consumida por la propia instalación. El convenio, que contempla una subvención de 100.000 euros, se enmarca en los objetivos del Gobierno de “fomentar la electrificación de núcleos rurales aislados”, tal y como se establece en el Plan Regional Integrado de Energía y Clima (PRIEC).

El Ejecutivo regional considera necesario implementar los mecanismos adecuados para que las instituciones que desarrollan su actividad en núcleos rurales aislados dispongan de los instrumentos necesarios de suministro de energía eléctrica a sus instalaciones, estando especialmente interesado en el fomento de las instalaciones de autoconsumo eléctrico de origen renovable. 

En este contexto, el Monasterio Nuestra Señora de Valvanera, enclavado en un lugar privilegiado, rodeado por las montañas que circundan el municipio de Anguiano, se encuentra aislado de la red de distribución eléctrica, siendo su única fuente de suministro eléctrico la energía generada en un salto de agua por dos turbinas hidráulicas. Dichas turbinas no garantizan un suministro adecuado y seguro durante todo el año, teniendo que ser apoyadas por un grupo electrógeno.

Alternativas Riojanas Eólicas y Solares SL (Aresol), empresa con amplia y probada experiencia en el desarrollo de infraestructuras energéticas mediante tecnologías alternativas, realizará el proyecto de ampliación y mejora de las infraestructuras energéticas que dan servicio al Monasterio y su zona de influencia.

En España proliferan dos cosas: viviendas turísticas y centros de datos, que son los grandes almacenes de toda la actividad digital y de la Inteligencia Artificial. El consejero de Industria del Gobierno de Cantabria, Eduardo Arasti (PP), ejerce de promotor del proyecto privado de uno de ellos: el campus tecnológico Altamira, que ocupará 636.000 metros cuadrados entre los municipios de Piélagos y Villaescusa, en una iniciativa que ha sido declarada como “proyecto estratégico” de Cantabria.

La primera semana de septiembre lo presentó ante los asistentes al curso organizado por la patronal del sector de la industria tecnológica digital en la Universidad Internacional Menéndez Pelayo (UIMP), el foro de referencia que reúne a las empresas más importantes, para convencerles de que invirtiesen en él y tratar de generar oportunidades de negocio. A la vez, allí avanzó públicamente que el campus tecnológico Altamira podría albergar también un centro de supercomputación cuántica en Cantabria.

Más allá del verbo intensamente condicional, todo el relato destilaba optimismo. Pero en realidad, el centro de proceso de datos es todavía una idea sobre el papel que no tiene garantía de lo más sustancial: la corriente eléctrica que necesita para funcionar. Los accesos a la red son limitados y están muy cotizados.

Al anunciarse el proyecto, el consejero de Industria y el representante de las cuatro sociedades mercantiles que se han ido sucediendo al frente de la iniciativa vinculadas a Stoneshield, Javier Ibáñez, no dieron importancia a esta cuestión, que conforme avanzan los meses se plantea como un obstáculo vital que necesita una inmediata resolución.

Arasti aseguró, en un primer momento, que el centro de datos se enchufaría sin ningún problema a la subestación eléctrica de Penagos que estaba “infrautilizada”, aunque reconoció que había que solicitar autorización del Ministerio correspondiente. Pero la realidad es que la central de Penagos está a pleno rendimiento y no le sobra energía para alimentar la voracidad eléctrica del macrocentro que se proyecta, que también contaría con placas solares para contribuir a generar una cuota de energía propia.

Aún así, las autoridades políticas insisten en que el centro de datos cántabro “no es como los demás”. Este, aseguran sin aportar más información, no necesitaría consumir grandes cantidades de agua para refrigerarse -según el consejero, porque en Cantabria no hace mucho calor- ni mucha electricidad.

Arasti aseguró en el Parlamento que esta instalación consumirá “menos energía eléctrica que cualquier otro centro de datos de España” y que se pondrá en marcha a través de una solución eléctrica “muy sencilla” que no implica ningún gasto al sistema. Dicha “solución” irá ligada a la subestación eléctrica de Penagos, “un nodo eléctrico robusto y preparado para acoger grandes demandas de energía”.

Al tiempo, reconoció que se necesita que el Ministerio para la Transición Ecológica incluya en la Planificación de la Red de Transporte de Energía 2026-2030 dos nuevas posiciones en esta subestación. Un trámite que veía “factible” porque “no implica ningún gasto al sistema eléctrico español ya que será sufragado por el promotor”.

Comienzan las dificultades

No obstante, ahora todo parece más complicado de lo que se enunció en un principio. Siete meses después de la euforia inicial el proyecto sigue en el aire. Las últimas gestiones, por el momento, no han dado sus frutos. El centro de datos Altamira consumirá 500 megavatios cuando estén ejecutadas en su totalidad las tres fases y en las dos primeras la necesidad será de 100 y 200 megavatios, respectivamente.

Por ello, el Gobierno de Cantabria pidió al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) que aprobase “cuanto antes” la Planificación de la Red de Transporte de Energía Eléctrica 2026-2030 para que nuevos proyectos empresariales e industriales interesados en instalarse en la comunidad autónoma lo hagan definitivamente. Pero la decepción llegó hace unas semanas: el Ministerio no ha incluido esta petición en el plan de suministro energético nacional. La Consejería de Industria ha anunciado que retirará su petición a través de las alegaciones que se resolverán en diciembre.

Pero la cuestión es que la burbuja de los proyectos de centros de datos que proliferan por todo el territorio español complican el aumento del suministro eléctrico. En este momento, las peticiones de energía extra que el Ministerio tiene sobre la mesa triplican los megavatios actuales, lo que complica atender a todos los requirimientos. No hay oferta eléctrica para tantas solicitudes.

Aval de la Universidad de Cantabria

En las últimoas semanas, además, se ha conocido la existencia de un informe de la Universidad de Cantabria avalando el proyecto que se presentó cuando aún no estaba hecho. Fue en julio, cuando el consejero de Industria compareció ante la prensa con un representante de la empresa promotora, Javier González, CEO de XDC Properties, filial de Stoneshield Capital: un fondo de inversión propiedad de los empresarios Juan Pepa y Felipe Morenés. A su derecha estaba también el vicerrector y catedrático de Arquitectura y Tecnología de Computadores de la Universidad de Cantabria (UC), José Luis Bosque. La convocatoria se hizo para presentar los resultados de un estudio entonces inexistente que, al parecer, dos meses más tarde ha llegado al Gobierno de Cantabria.

En esa ocasión, Arasti también insistió en otra cuestión polémica que ha generado protestas en otras zonas del país donde ha surgido un fuerte rechazo a la construcción de centros de datos: la necesidad de un consumo de grandes cantidades de agua. La propia Universidad de Cantabria explicó que el centro de datos Altamira “no es como los demás”, que supuestamente no se necesita agua para refrigerar la instalación dado que la región cuenta con un clima que permite utilizar la ventilación natural por sus temperaturas suaves y sus elevadas precipitaciones.

Previsión de fases y plazos

El proyecto Altamira se desarrollará en tres fases, estará centrado en inteligencia artificial y desarrollo de cloud, y será “uno de los más grandes y avanzados de Europa”, que incorporará a Cantabria “a la revolución tecnológica que supone la transformación digital”.

La previsión es que las obras de la primera fase empiecen en enero de 2026, una vez que concluya la tramitación del Proyecto Singular de Interés Regional (PSIR), que ya está redactado y que el Gobierno espera aprobar en diciembre. El objetivo es que las obras de las fases dos y tres, que también se acometerán a través de un PSIR, comiencen en 2028, de manera que el Campus Tecnológico de Centros de Datos Altamira comience a operar en 2032 a pleno rendimiento, si encuentra para esa fecha dónde 'enchufarse'.

Portugal implantó en marzo de 2020 la obligación de que las energías renovables controlen la tensión eléctrica de forma dinámica, algo que España no ha conseguido aplicar hasta ahora, pese a que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), responsable de implantar la normativa que regula este asunto, reconoció que había que ponerla al día a finales de 2019. Desde 2021 el regulador español ha lanzado varios proyectos piloto, sin que a día de hoy esté en marcha, algo que no ocurrirá hasta 2026.

Los fallos en el control de tensión en España se han revelado clave en el histórico apagón peninsular del pasado 28 de abril, que dejó sin luz a más de 50 millones de personas en el peor suceso de este tipo en Europa en décadas. 

Fuentes del regulador energético luso, la Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), explican a elDiario.es que las obligaciones de control de tensión para las generadoras en Portugal están recogidas en un reglamento europeo, el 2016/631, sobre los requisitos para los generadores de electricidad, y se adaptaron a la regulación lusa en una normativa que tiene ya más de cinco años, la Portaria n.º 73/2020, de 16 de marzo de 2020. 

La prestación de ese servicio, explica ERSE, “es obligatoria y no remunerada” y todas las plantas con una potencia a partir de 10 megavatios (MW) “deben proporcionar reactiva (o hacer control de tensión), incluso con potencia nula”, en el denominado “modo nocturno”. Es decir, allí el control de tensión es requisito obligatorio para todas las fuentes de generación, aunque las centrales eólicas más antiguas están sujetas a normas menos estrictas. 

En Portugal, que carece de energía nuclear y tiene su mercado eléctrico integrado con el español, las renovables aportaron en 2024 el 71% de la electricidad, un nuevo récord histórico (en España el porcentaje fue del 56%), gracias fundamentalmente a la aportación de la hidroeléctrica (28% del total), la eólica (27%) y la solar (10%).

En el país vecino, explica ERSE, las plantas solares se establecieron esencialmente después de la entrada en vigor de esa normativa en 2020, por lo que todas prestan ese servicio de control de tensión, mientras que en el caso de la eólica, la mayor parte de las plantas “se instalaron sobre todo hasta 2010”, por lo que “la mayor parte” de las instalaciones eólicas están sometidas “a una regulación menos exigente en cuanto a control de tensión”, explica el regulador energético luso a este medio.

Las mismas fuentes indican que “dentro de la prestación obligatoria del servicio, este no es remunerado”, si bien la normativa “permite al gestor del sistema contratar el servicio de control de tensión bilateralmente, cuando los requisitos obligatorios no sean suficientes.

Un ejemplo es un contrato de servicio de compensación síncrona del sur con la central hidroeléctrica de Alqueva, pegada a Extremadura, donde está la megaplanta fotovoltaica Núñez de Balboa, de Iberdrola, donde se originó la oscilación anómala que fue el preludio del apagón ibérico.

La gestión de este control de tensión en Portugal es, como en España, responsabilidad del operador del sistema, que allí es REN (Redes Energéticas Nacionais), en la que tiene un 5% la española Red Eléctrica (REE), su equivalente española, y en la que es accionista la mayor fortuna española, Amancio Ortega. El dueño de Inditex tiene un 12% de REN y un 5% de Redeia, matriz de REE.

Desde el punto de vista del regulador, Portugal tiene un modelo distinto al español. ERSE se asemeja a la antigua Comisión Nacional de la Energía (CNE), el regulador especializado que con la excusa de un falso “ahorro de costes” el PP eliminó en 2013 para crear la CNMC, en un modelo muy inusual que aglutina la vigilancia de los sectores de energía, las telecomunicaciones, los transportes, el audiovisual y la Competencia. El Gobierno intentó revertir ese modelo en 2024 con un proyecto de ley para recuperar la CNE que está atascado en el Congreso.

Mientras la CNMC tiene pendiente publicar su informe sobre el apagón, adicional al que están elaborando los expertos europeos de la red de transportistas ENTSO-E, en conversaciones entre los Gobiernos de España y Portugal ha salido a colación en las últimas semanas cómo ha conseguido el país vecino que las renovables controlen tensión allí desde hace años, explican fuentes gubernamentales.

“Ningún problema”

Tras la publicación del informe “factual” de los expertos europeos del pasado 3 de octubre, la ministra portuguesa de Ambiente y Energía, Maria de Graça Carvalho, destacó que “está comprobado, con datos”, que el apagón “no fue ningún problema del lado portugués”. 

Ese cero energético tuvo su origen en España y arrastró a Portugal, que tiene su mercado eléctrico integrado con el español a través del denominado Mibel (Mercado Ibérico de la Electricidad), aunque tras el colapso de abril Lisboa llegó a ordenar detener los intercambios de energía entre ambos países.

Tras la publicación, en junio, de los informes de REE y el Gobierno español que urgieron a la CNMC a aprobar ya el nuevo servicio de control de tensión en el sistema eléctrico peninsular (recogido en un procedimiento de operación conocido como 7.4), Competencia anunció su puesta en marcha. Pero el nuevo servicio no va a estar operativo hasta el año que viene. 

Hace unas semanas, tras reproducirse nuevas variaciones bruscas de tensión en el sistema, en una situación parecida a la de la pasada primavera, REE pidió a la CNMC medidas “urgentes” que la CNMC ha autorizado en parte tras abrir un expediente informativo sobre este asunto.

Este miércoles, el operador español anunció que, tras la aprobación del nuevo procedimiento 7.4 “solicitado por el OS [operador del sistema] en 2020 y aprobado en junio por la CNMC”, ha habilitado a las primeras renovables que podrán contribuir al control dinámico de tensión.

REE ha invitado a los operadores de plantas renovables a realizar su solicitud para poder participar en este servicio “que entrará en vigor el 1 de enero” y que, además de permitir controlar tensión a las energías limpias, como hace Portugal desde 2020, incluirá penalizaciones por los incumplimientos en la prestación de ese servicio, que hasta ahora no existían.

El informe de los expertos europeos reveló fallos de las eléctricas en el control de tensión en España (reservado hasta ahora a las centrales de gas e hidroeléctricas hasta que esté en vigor en nuevo procedimiento de operación 7.4) en las tres horas previas al apagón, mientras en Portugal las plantas se ciñeron a lo esperado.

Los fallos pueden observarse en un gráfico del informe centrado en la zona centro/suroeste de España, epicentro de las oscilaciones anómalas y las desconexiones de generación previas al apagón. El gráfico ilustra la diferencia entre la absorción o generación de energía reactiva mínima que prestaron ese día las centrales de generación convencional de más de 100 megavatios (MW) de potencia (la línea azul) y los valores de referencia esperados por la CNMC para ese día (la línea rosa):

El informe recordó que “es admisible que cada unidad no cumpla con este requerimiento en hasta un 25% del tiempo por hora”. Otro gráfico recogido en el documento refleja que, por el contrario, las centrales del sur de Portugal sí cumplieron sus obligaciones en el seguimiento de las consignas de energía reactiva.

El informe, recordó que la regulación vigente del control de tensión en España es una normativa “de marzo de 2000”, cuando las renovables eran testimoniales, mientras que en Portugal “las plantas solares con una capacidad instalada superior 1 MW (al igual que las nuevas plantas eólicas) proporcionan control automático de tensión/reactiva, recibiendo consignas en tiempo real” de REN.

En el informe que ENTSO-E tiene previsto presentar en el primer trimestre de 2026 con sus conclusiones y recomendaciones, “el Panel de Expertos analizará más a fondo estos datos y examinará el comportamiento de la potencia reactiva observado en el pasado, así como las medidas adoptadas a raíz de estas observaciones”.

En el informe de resultados que Endesa publicó este miércoles, esta empresa (con una relevante presencia en Portugal) asegura que “en ningún caso, la interrupción del suministro pudo tener su origen en instalaciones de generación o distribución propiedad de sociedades del Grupo Endesa.

El consejero delegado de Endesa, José Bogas, dijo a los analistas que una de las “lecciones” del apagón es la necesidad de implementar un control de tensión “flexible” en España. Un servicio que no pueden prestar las centrales nucleares, pese a que las eléctricas han utilizado el histórico cero energético como argumento para la prórroga de la central nuclear de Almaraz, en Cáceres.

Las energías renovables están irremediablemente obligadas a entenderse dentro del funcionamiento de la red eléctrica. Y ahí se encuentra uno de los mayores desafíos del sector, que necesita mejorar la eficiencia en cuanto a la capacidad de absorción, para ello, los expertos han coincidido en que la solución pasa por el almacenamiento en baterías y la flexibilización de la demanda. Esta fue una de las principales conclusiones que se abordaron en la cuarta mesa de la IV Jornada de Economía circular y Energías renovables de elDiario.es.

“Los llamados vertidos son una ineficiencia porque desperdician una energía cuyo coste variable es muy reducido y no es lo deseado, idealmente esos vertidos deberían ser nulos”, admitió Manuel García Hernández, director general de Política Energética y Minas del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, que también ha subrayado que el sistema eléctrico ibérico ha sido un referente en la integración de renovables. 

“Tenemos que trabajar por maximizar la generación renovable y minimizar los vertidos, ya sea construyendo más red o instalando almacenamiento cerca de donde se construye esa red para eliminar las congestiones de red”, defendió García Hernández. “También hay otros vertidos, de nudo único de mercado, que se dan por una demanda inferior a la oferta, para evitarlos debemos apostar por la interconexión de la península y el fomento de la demanda”, señaló. Según García Hernández “España puede ser un referente en cuanto a integrar renovables en niveles que ya hemos visto trayendo flexibilidad al mercado eléctrico”.

En la misma línea, Arancha Martínez, country manager de X-Elio, apeló al futuro prometedor de nuestro país en la generación de energía renovable. “En España ahora mismo tenemos una oportunidad única para potenciar esas empresas que quieren venir a poner ya no solo data center sino otras industrias que necesitan esa alta demanda”, valoró tras exponer el inusual fenómeno de que se den precios cero o negativos. 

Por su parte, Raquel Paule, directora general de la Fundación Renovables, profundizó en las causas del incremento reciente de vertidos, señalando la gestión cautelosa de la red tras el apagón y el bajo nivel de electrificación de la demanda. Para Paule, trasladar la generación a donde está el consumo forma parte de la solución, además del almacenamiento. También subrayó el desequilibrio entre la capacidad de generación y el consumo: “En estos últimos años hemos electrificado entre un 3 y un 4% y eso hace que la demanda de electricidad sea muy baja en relación con la capacidad de las renovables”.

El director de apoyo al desarrollo de instalaciones de Red Eléctrica, Luís Velasco, abordó el papel fundamental de la red de alta tensión y su desarrollo en la planificación energética. Velasco mencionó la incorporación de nuevas tecnologías, como los Dynamic Line Ratings (DLR) para incrementar la capacidad, y la repotenciación de líneas existentes, un proceso que a menudo se ralentiza por la normativa ambiental. “Yo creo que lo primero es ese desarrollo de las redes, que viene acompasado con la planificación. Efectivamente, estamos ahora mismo en mitad de la transición de todo lo que tenemos por desarrollar”, valoró.

El fantasma del apagón 

“Lo ocurrido el pasado 28 de abril no tuvo nada que ver con que no hubiera suficiente capacidad de almacenamiento”, quiso aclarar García Hernández. “El almacenamiento te da esa flexibilidad, te da eficiencia. Se trata de no tener que desperdiciar energía, porque al final por encima de todo lo que nos interesa es tener unos precios lo más competitivos posibles para tener”, añadió

Arancha Martínez, desde la perspectiva de los productores, expuso cómo el suceso generó inestabilidad en el sector y lo llevó a “ser todavía más conservadores en los criterios”. Este conservadurismo por “el fantasma del apagón” ha provocado un “efecto péndulo” en la gestión: “Estamos ahora mismo en un momento complicado, con curvas y con precios altos, pero en dos años vamos a ver una evolución totalmente diferente”. Martínez urgió a la industria a concentrarse en potenciar las soluciones, como las baterías y las hibridaciones, en lugar de centrarse en lo ocurrido.

Desde el Ministerio, Manuel García Hernández hizo hincapié en la buena acogida de las convocatorias de ayuda para el almacenamiento: “Muestra el gran apetito que hay por los efectos de almacenamiento, tanto híbrido como ‘stand alone’, y distintas tecnologías”. “Nosotros también, como autorizadores de muchas instalaciones, también estamos viendo un gran volumen de proyectos que, antes de obtener la autorización, cambian su propuesta inicial para añadir almacenamiento”, mencionó.

Una red conectada

En cuanto a las interconexiones, consideradas vitales para absorber los vertidos de mercado, Luís Velasco confirmó que el proyecto del Golfo de Vizcaya, crucial para alcanzar hasta 5.000 megavatios de capacidad con Francia, sigue en marcha con el objetivo de conseguirse para 2028, a pesar de las complejidades logísticas y de coordinación binacional. Además, mencionó otros proyectos en curso, como la interconexión con Portugal, prevista para finales de este año, y las “tres pirenaicas” en curso, a través de Andorra, Aragón y Navarra.

Los expertos también se refirieron a la necesidad de incrementar la inversión en redes de distribución y el papel regulatorio de la CNMC. El Ministerio está trabajando en un Real Decreto que revisa los límites de inversión, ampliando el volumen máximo que transportistas y estabilidad al sistema.

Finalmente, la conversación derivó hacia el futuro digital, destacando la doble transición ecológica y digital que vivimos y el rol del Big Data y la IA para optimizar la gestión de flujos y la predicción de la demanda. Arancha Martínez concluyó con optimismo sobre la consecución de los ambiciosos objetivos del PENIC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima), insistiendo en que la clave es potenciar el almacenamiento, que ya ha demostrado su efectividad a nivel global. “Estamos en el buen camino y con las baterías estamos ayudando totalmente a que no haya esa sobrecapacidad de la que se está hablando. Ya vemos que en Australia ha pasado, que está en California, en EEUU, en Alemania, las baterías están jugando un papel muy importante”, aseguró la country manager de X-Elio.

“En esa twin transition, ecológica y digital, ambas partes deben de ser complementarias y no obstaculizarse unas a otras, pero aquí sobre todo quiero matizar el papel del Estado como garante del interés público general”, quiso apuntar Raquel Paule, para evitar que la cantidad ingente de energía y recursos del sector digital no repercuta en la población o tensione los territorios.

Castilla-La Mancha tenía constituidas 41 comunidades energéticas al finalizar 2024. Esta cifra supone un notable aumento con respecto a las que se contabilizaban el año anterior, ya que en 2023 únicamente había 22, lo que supone un incremento del 86% interanual.

Los datos han sido publicados en el informe “Observatorio de comunidades energéticas 2024” que ha sido desarrollado por Fundación Ecología y Desarrollo (ECODES) y se ha dado a conocer durante la II Cumbre de Comunidades Energéticas, celebrada en Toledo este miércoles.

Las comunidades energéticas están formadas por socios o miembros que se unen para aprovechar los recursos renovables o realizar actividades relacionadas con el sector energético, de manera que los beneficios que se generan, medioambientales y socioeconómicos, se reinvierten en la propia comunidad o el área local donde se ubica.

Con esas 41, la región se sitúa como la octava comunidad autónoma con más comunidades energéticas. Destacan los datos de la provincia de Albacete, que con 19 de estos espacios está entre las 10 provincias de España con más comunidades energéticas, en novena posición. Ciudad Real cuenta con 12, mientras que más rezagadas están Cuenca (4), Guadalajara y Toledo (3 cada una).

El estudio muestra que las actividades más frecuentes que las comunidades energéticas castellanomanchegas desarrollan o tienen intención de desarrollar están relacionadas con el autoconsumo, la movilidad y la rehabilitación energética de edificios.

Sin embargo, la inmensa mayoría de esas actividades aún no se están ejecutando, sino que son proyectos. Y es que solo el 7% de las comunidades energéticas de Castilla-La Mancha tienen en marcha su primer plan energético, cuando la media nacional está en el 17,7%.

Paula Santos, directora de Comunidades Energéticas de UNEF, explicaba en una entrevista con este medio que esto se debe a que “son comunidades muy pioneras y muy incipientes. Por lo tanto, necesitan una cierta madurez del proyecto”. Santos añadió que también hay retos técnicos que dificultan que una comunidad energética inicie su labor, como el acceso y conexión a la red.

Además, el observatorio destaca que el 36% de las comunidades energéticas castellanomanchegas tienen previsto abordar algún aspecto social de su comunidad, siendo la pobreza energética, la juventud, la tercera edad, la despoblación y la participación de colectivos vulnerables.

Dos anuncios que buscan “estimular” las comunidades energéticas

Durante la mencionada Cumbre de Comunidades Energéticas, el presidente del Ejecutivo regional, Emiliano García-Page, anunció que su Gobierno lanzará “antes de final de año, una nueva convocatoria de ayudas” dotada con 10,6 millones de euros para seguir fomentando el aprovechamiento de las energías renovables, a fin de que sirva de “estímulo al sector eléctrico y a las comunidades energéticas”, pero también para “ayuntamientos y entidades”.

También intervino en dicho foro el alcalde de Toledo, Carlos Velázquez, que avanzó que el Ayuntamiento de la capital regional pondrá en marcha una segunda comunidad en la piscina cubierta del Salto del Caballo, que se sumaría a la ya existente en el Casco Histórico de la ciudad, la única Ciudad Patrimonio de la Humanidad que cuenta con una comunidad energética “funcionando al cien por cien”, según afirmó Velázquez.

La investigación que un juzgado de Tarragona dirige desde hace años sobre Equipo Económico se centra en si el despacho que fundó Cristóbal Montoro usó su influencia en Hacienda para beneficiar a sus clientes, principalmente en el sector del gas industrial. Cambios legislativos que, sobre todo, bajaron drásticamente los impuestos de empresas que pagaban al despacho por su función de lobby. Varios informes de los Mossos d'Esquadra apuntan más allá del sector del gas y vinculan los pagos de varias empresas de las renovables a Equipo Económico con cambios legales de la primera legislatura de Mariano Rajoy que supusieron un beneficio fiscal de 2.200 millones de euros para el sector.

Según los Mossos, el juez y Anticorrupción, la dinámica era la misma: las empresas buscaban cambios legales de calado que nunca llegaban y la fórmula del éxito era contratar a Equipo Económico. El despacho que fundó Cristóbal Montoro en 2006, tras ser ministro de Hacienda con José María Aznar y cinco años antes de volver a serlo con Rajoy. El juzgado, por el momento, solo ve material penal en la presión que Equipo Económico ejerció sobre Hacienda para beneficiar a sus clientes del sector del gas, pero el sumario revela más sospechas de los Mossos que llegan a más sectores de la energía.

Los investigadores apuntan a un momento de la primera legislatura de Rajoy en que dos de sus ministros se enfrentaron a cuenta del régimen fiscal del sector energético: José Manuel Soria, de Industria, y Cristóbal Montoro, de Hacienda. El primero había impulsado un cambio “drástico” en enero de 2012 cuando suspendió las primas para las renovables, con una previsión de más de 5.100 millones destinados al sector. Montoro, según los Mossos, consiguió “mitigar” el impacto de la medida a través de los Presupuestos Generales del Estado “destinando una partida de 2.200 millones de euros a paliar el déficit generado por las renovables”.

Esos años fueron clave para el sector. Además de la maniobra de Montoro en los Presupuestos Generales del Estado, en 2014 una ley modificó el impuesto de la electricidad y permitió que las industrias en las que el coste de la electricidad representara más de la mitad del coste del producto pudieran beneficiarse de una reducción del 85% en ese tributo.

Los Mossos destacan que en esos años empresas clave de las renovables eran clientes de Equipo Económico. Una decena de empresas que, en total, desembolsaron casi diez millones de euros al despacho entre 2009 y 2015, cuando Montoro estaba fuera de la empresa y cuando ya formaba parte del Gobierno en los últimos tres años. Algunas de estas empresas, además, tenían claros vínculos económicos con el despacho.

Ricardo Martínez, alto cargo de Hacienda con Montoro durante el Gobierno de Aznar, heredó la presidencia de Equipo Económico en 2008, cuando el exministro volvió al Congreso. Para entonces era consejero de Abengoa Bioenergía (2007-2012) y también lo fue de Abengoa (2012-2016). Los años en los que se pusieron en marcha los cambios legales para beneficiar al sector. Otra de las empresas que pagó a Equipo Económico, Solaria Energía, también compartía directivos con el despacho: Manuel de Vicente Tutor, otro alto cargo de la primera etapa de Montor en Hacienda, fue secretario no consejero de Solaria entre 2010 y 2014, años en los que también fue directivo del despacho.

Los Mossos cuestionan desde hace más de cinco años que estos beneficios legales para las empresas renovables llegara justo mientras contrataban a Equipo Económico y mientras ambas empresas compartían directivos. El juez, al menos por el momento, no ha puesto en marcha ninguna imputación relacionada con esto y ha centrado sus investigaciones en los correos que muestran cómo Equipo Económico participó activamente en la redacción de leyes que beneficiaban a sus clientes del sector del gas industrial y medicinal.

La denuncia anónima que originó el caso no solo apuntaba al sector del gas, investigación en la que fueron claves los correos encontrados por casualidad por los Mossos durante un registro. También hablaba de cómo grandes empresas como Abengoa habían pasado por la 'caja' de Equipo Económico tras contactar con un estrecho colaborador de Montoro en el Ministerio.

La Generalitat de Catalunya también ha pedido a la ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, que “valore” la posibilidad de intervenir Eléctrica del Montsec, pequeña distribuidora en Lleida que acumula una retahíla de graves incumplimientos y sanciones, y a la que la vicepresidenta tercera del Gobierno ha puesto ya la máxima multa posible, abriendo la vía a esa posible inhabilitación.

El Gobierno de Salvador Illa se suma así a la petición que realizó al Gobierno en 2023 el regulador del sector, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). El requerimiento a la Administración central para que adopte “medidas extraordinarias” está recogido en un escrito remitido el 3 de julio por el Síndic de Greugues catalán (equivalente al Defensor del Pueblo) a Joan Manel Marín, representante de un grupo de afectados por las prácticas de esta empresa.

La misiva indica que la Generalitat ha dado “traslado de la situación” de los reiterados incumplimientos de esta empresa al ministerio, en sendos escritos de marzo de 2024 y febrero de este año, para que “como la autoridad competente en materia de planificación y control del sistema eléctrico a escala estatal, valore la posible aplicación del artículo 7.6 de la Ley 24/2013, que prevé la intervención directa de una empresa eléctrica en aquellos casos en los que se considere que existe un riesgo cierto para el mantenimiento del suministro”.

En concreto, ese artículo de la Ley Eléctrica indica que cuando el incumplimiento de las obligaciones de los sujetos del sector “pueda afectar a la continuidad y seguridad del suministro”, el Gobierno central “podrá acordar la intervención de la correspondiente empresa de acuerdo con lo previsto en el artículo 128.2 de la Constitución, adoptando las medidas oportunas para ello”. La Carta Magna faculta al sector público a “acordar la intervención de empresas cuando así lo exigiere el interés general”.

El citado artículo de la Ley del Sector Eléctrico señala que “serán causas de intervención de una empresa”, entre otras, “la gestión irregular de la actividad cuando le sea imputable y pueda dar lugar a su paralización con interrupción del suministro a los usuarios”, algo que, por ejemplo, sucedió la pasada Semana Santa, en plena afluencia de turistas a la zona. Otro supuesto es “la grave y reiterada falta de mantenimiento adecuado de las instalaciones que ponga en peligro la seguridad de las mismas”.

No obstante, algunas fuentes interpretan que ese artículo da prioridad a la intervención por parte de la Comunidad Autónoma. Se señala que “en estos supuestos, si las empresas que desarrollan las actividades destinadas al suministro de energía eléctrica lo hacen mediante instalaciones cuya autorización sea competencia exclusiva de una Comunidad Autónoma”, como el caso de Eléctrica del Montsec, “la intervención será acordada por ésta, salvo que esté en riesgo la seguridad de suministro, en cuyo caso, también podrá ser acordada por el Gobierno”.

La Generalitat se basa en una disposición de la Ley Eléctrica diferente a la que expuso la CNMC hace ya dos años para plantear la intervención de esta distribuidora. El denominado 'súperregulador' apeló a las “sanciones accesorias” a las multas económicas que contempla el artículo 68 de esa norma. En octubre, Transición Ecológica impuso la máxima multa que permite la legislación, de escaso importe por la baja facturación de la empresa, como paso previo a esa posible inhabilitación.

El escrito del Síndic de Greugues indica que la Dirección General de Energía de la Generalitat “ha desplegado todas las actuaciones que el marco normativo le permite, en ejercicio de las competencias que tiene atribuidas en materia de inspección y supervisión de la red eléctrica”, con la imposición de una sanción de 95.000 euros el 24 de mayo de 2024 por dos infracciones graves de la Ley del Sector Eléctrico.

“Pese a los reiterados requerimientos relacionados, la compañía no ha aportado respuesta ni ha acreditado la corrección de los incumplimientos detectados, evidenciando una falta de colaboración con las autoridades administrativas que dificulta cualquier acción correctora adicional desde el ámbito autonómico”.

El Síndic da por “concluidas” sus actuaciones y ha archivado el expediente. El escrito lo firma el independentista Jordi Sánchez, ex secretario general de Junts, el partido al que pertenece la alcaldesa de Àger, Mireia Burgués. Ex diputado en el Congreso y exlíder de la Assemblea Nacional Catalana (ANC), Sánchez, condenado en 2019 en el juicio al Procés e indultado posteriormente, es desde mayo de 2023 director de Derechos Sociales del Síndic de Greuges, del que fue director general adjunto ya entre 2010 y 2015.

Más de 1.300 clientes

Entre el cruce de cartas y sanciones, los más de 1.300 clientes de Eléctrica del Montsec en los municipios ilerdenses de Àger, les Avellanes i Santa Linya, Camarasa y Os de Balaguer, en la comarca de La Noguera, siguen al albur de años de abandono y falta de inversión por parte de esta empresa, con recibos inflados y por duplicado, facturas elaboradas a mano, nulo mantenimiento, riesgo de incendios y sin servicio de atención al cliente. Ante la posibilidad de que el proceso burocrático empantane en los tribunales, el sector no descarta una venta de la empresa a un operador que cumpla sus obligaciones.

El pasado lunes se celebró una reunión de alcaldes de la zona con representantes de la Generalitat, que no comenta este asunto. El representante de varios afectados explica que les han comunicado que se va a volver a enviar a inspectores para redactar un acta de las deficiencias técnicas del servicio que presta. “Eso ya lo han hecho tres o cuatro administraciones”, se lamenta Marín.

Los afectados se están organizando para presentar una demanda colectiva y plantear una reclamación de daños. Entre las alternativas que se barajan es exigir la responsabilidad patrimonial de la Administración. Algunas fuentes del proceso aseguran que la resolución de este embrollo es inminente.

Por lo pronto, el próximo sábado los vecinos prevén celebrar una reunión informativa para analizar la situación y posibles medidas de presión. Desde este fin de semana, se celebra el campeonato mundial de ala delta en Àger, un santuario para la práctica de este deporte, que está previsto que reúna a 149 pilotos procedentes de 32 países. Harto de esta situación, Marín no descarta “armar algún follón para que se vea cómo nos defienden los representantes públicos”.

El propietario de esta empresa es el octogenario Antonio Soler Lletjós. Vinculado a una familia con un negocio de ferretería en la zona, fue acusado por la Fiscalía de una supuesta estafa agravada “deliberada” de 1,5 millones a la red eléctrica por las múltiples irregularidades que detectó la CNMC. En el juicio celebrado en febrero de 2024, el Ministerio Público pidió para él una condena de siete años de prisión, una multa de 4,5 millones para la empresa y una indemnización de 1,5 millones. Quedó en nada: la Audiencia Provincial de Lleida determinó que era una infracción administrativa ya sancionada, y no un delito.

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico mueve ficha ante el calvario que sufren los clientes de Eléctrica del Montsec, pequeña distribuidora catalana que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) pidió al Gobierno inhabilitar en 2023 por graves incumplimientos de la normativa sectorial.

La alternativa de la inhabilitación, según fuentes del sector, está ya sobre la mesa del departamento que dirige la vicepresidenta tercera, Sara Aagesen, que según fuentes del ministerio “ha sancionado en numerosas ocasiones a Eléctrica del Montsec por su reiterado incumplimiento de la legislación”. “La última vez fue en octubre de 2024”, cuando la actual ministra era todavía la secretaria de Estado de energía. Entonces, elDiario.es informó de que esta empresa, radicada en el municipio ilerdense de Àger, estaba cobrando por duplicado a sus clientes.

Transición Ecológica impuso entonces a la empresa “la sanción máxima que autoriza la normativa, del 10% del negocio anual de la compañía”, y “está estudiando medidas adicionales para asegurar la seguridad de suministro de los consumidores finales”, indica el ministerio.

La inhabilitación figura entre las “sanciones accesorias” a las multas económicas que contempla el artículo 68 de la Ley del Sector Eléctrico y que la CNMC pidió aplicar hace ya casi dos años. Para las infracciones “muy graves”, la norma prevé la inhabilitación por hasta tres años, entre otras penalizaciones adicionales a la multa por infracciones muy graves. Esta puede ser de entre 6 y 60 millones de euros, si bien “en cualquier caso la cuantía de la sanción no podrá superar el 10 por ciento del importe neto anual de la cifra de negocios del sujeto infractor”. El último año en el que Eléctrica del Montsec presentó cuentas en el Registro Mercantil, 2020, no facturó ni medio millón de euros.

Fuentes del sector indican que, ante la posibilidad de que el proceso acabe empantanado en los tribunales, otra alternativa es la compra de Eléctrica del Montsec por parte de otro operador que sí cumpla sus obligaciones de calidad del servicio, comprometiéndose a regularizar y actualizar los activos de la empresa, con líneas, contadores y sistemas informáticos adecuados.

A estas alturas, tras años de incumplimientos y gravísimas irregularidades, no es exagerado referirse a esta pequeña distribuidora como la eléctrica de los horrores. Un resumen de la situación actual es la carta que remitió hace unas semanas el Síndic de Greuges de Catalunya [equivalente allí al Defensor del Pueblo] a la consellera de Territorio, Vivienda, Transición Ecológica de la Generalitat, Sílvia Paneque, recopilando las “diferentes quejas sobre el funcionamiento, la gestión y el servicio prestado” por esta empresa.

La primera, que “aunque factura como comercializadora, no está inscrita en el registro como tal, sólo como distribuidora, lo que es contrario a la ley. En muchos casos, no ha procedido a la sustitución de los contadores antiguos” por los digitales, que permiten la discriminación horaria y en España son obligatorios desde el 31 de diciembre de 2018. Los consumos que factura “no son reales”.

Además, continúa la misiva, “parece ser que no dispone de ningún sistema informatizado de facturación”. “Lo hace manualmente, lo que comporta no pocos errores e incrementos de facturación incoherentes”. “Los precios por cada período no varían en función de la evolución del mercado”, que en España se factura por horas (y dentro de poco, cada cuarto de hora), “sino que se mantienen estables” y lo hacen “asignando consumos exagerados, justamente en la tarifa más alta y muy fuera de mercado”.

Además, se sospecha que, por impagos a un proveedor informático, Eléctrica del Montsec “ha perdido la base de datos de los abonados y, por tanto, no puede facturar”. Esto explicaría que “algunos abonados” lleven “desde el mes de diciembre” sin recibir facturas, dice la carta.

La cosa no acaba ahí: “Desde el punto de vista de la red, hay una desatención de ésta, lo que comporta riesgo de incendio y cortocircuitos, peligrosos tanto para personas, inmuebles y naturaleza” en un entorno de gran valor natural. “A menudo” se producen “subidas de voltaje y cortes de suministro” que han provocado averías de electrodomésticos de las que “nadie se hace cargo”.

“Otro problema añadido” es la inexistente atención al cliente. “Los teléfonos, el correo electrónico y la dirección de la compañía que figura no están operativos”, lo que supone “una irregularidad muy grave”. Por último, a los clientes que han invertido en instalaciones de autoconsumo “no sólo no les abonan la energía que vierten a la red, sino que les siguen facturando como antes”.

Fuentes del sector apuntan otra grave irregularidad: tampoco pagan la electricidad recibida por los productores. La empresa atiende más de 1.300 puntos de suministro en los municipios ilerdenses de Àger, les Avellanes i Santa Linya, Camarasa y Os de Balaguer.

“Cables pelados que emiten chispas”

“Muchos de los afectados aún tenemos que enviar fotos de la lectura de los contadores, para que manualmente se haga la discriminación horaria a ojo, con numerosos errores, como el de una usuaria, vecina ocasional, que recibió una factura superior a los 11.000 euros, por citar solo un ejemplo de los muchos errores, duplicidades de facturas, etc…”, relata Joan Manel Marín de Bes, que ejerce como portavoz de decenas de afectados.

“Más grave es la falta de mantenimiento de las líneas e instalaciones, con cables pelados que emiten chispas y solo la Providencia sabe por qué no ha habido un incendio aún”, añade.

La historia de incumplimientos de Eléctrica del Montsec es larga, aunque con sanciones poco relevantes dada su escasa cifra de ventas.

Ya en 2016 Competencia la multó por no presentar las ofertas de compra necesarias para desarrollar actividades de comercialización. En junio de 2018, tras exigir vecinos de la zona medidas por riesgo de incendios y denunciar la falta de inversión, la CNMC inicia una inspección en la que comprueba que declaran ser dueños de activos ajenos de alta tensión, cobrando por ello a todos los consumidores de luz. También detecta que venden electricidad directamente a usuarios finales, algo prohibido a las distribuidoras; que no compran la energía que suministran; y que no comunican los consumos a Red Eléctrica, lo que impide calcular los desvíos generados por la energía consumida no adquirida.

Otra inspección iniciada en octubre de 2019 detecta que carecen de un concentrador de medidas, el dispositivo al que deben enviarse los consumos de todos los contadores de la zona de una distribuidora. Esta irregularidad, según una fuente del sector, impide que ninguna empresa pueda leer los consumos de los clientes en esa zona. Por eso Eléctrica del Montsec tiene todavía esa cartera de más de 1.000 abonados “cautivos” pese a su historial de abandono y quejas.

En noviembre de 2022 otra inspección revela que no declaran por peajes y cargos a la CNMC “una parte considerable de la energía” que suministran. Todas estas irregularidades llevan al organismo a incoar en mayo de 2023 otro expediente sancionador por no instalar el concentrador secundario, ni remitir datos al operador del sistema [Red Eléctrica], e incumplir la obligación de gestionar las verificaciones de los contadores. Ese es el expediente que remite al ministerio y que deriva en la sanción impuesta en octubre pasado.

El propietario de esta empresa es el octogenario Antonio Soler Lletjós. Vinculado a una familia con un negocio de ferretería en la zona, fue acusado por la Fiscalía de una supuesta estafa agravada “deliberada” de 1,5 millones a la red eléctrica por estos hechos. En el juicio celebrado en febrero de 2024, el Ministerio Público pidió para él una condena de siete años de prisión, una multa de 4,5 millones para la empresa y una indemnización de 1,5 millones. Quedó en nada: la Audiencia Provincial de Lleida determinó que era una infracción administrativa ya sancionada, y no un delito.

En 2020, Competencia ya les multó con otros 63.000 euros por otra infracción grave, no separar sus actividades de distribución y comercialización. La resolución explicaba que Eléctrica del Montsec “se dedica a tres actividades diferentes mediante una única persona jurídica”: inmobiliario, distribución y comercialización de luz, según sus estatutos, que datan de 1991, cuando no era obligatorio aún tener actividades separadas.

El análisis de la contabilidad de inspección comprobó “que los bienes inmuebles que constan en el activo de la empresa, suponen un porcentaje significativo en el inmovilizado total” y que no se utilizan para distribuir electricidad, puesto que “no cuenta con oficinas de atención a los usuarios y la sede social de la empresa (lugar donde se realizó la inspección) es una vivienda”.

Antonio Soler figura vinculado a negocios inmobiliarios o de turismo y hostelería. El último rumor en Àger es que está vendiendo la vivienda en el centro del pueblo que albergó durante años la sede de su empresa y está comprando terrenos en el Caribe. El empresario aparece vinculado a una compañía en República Dominicana, Eleccaribbean Company. Se dedica a importar aparatos electrónicos y baterías.

Secretario de Estado de Energía desde noviembre y ex director general del Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE), Joan Groizard (Palma, 1989) ha vivido semanas frenéticas en el Ministerio para la Transición Ecológica tras el histórico apagón ibérico del pasado 28 de abril.

Atiende a elDiario.es horas después de que llegue al BOE un amplio Real Decreto-Ley con decisiones esperadas hace tiempo (como otra moratoria para evitar la caída de decenas de proyectos renovables fuera del plazo de puesta en marcha) y lecciones aprendidas de la comisión de expertos que analizó ese cero energético que, asegura, no se repetirá.

Se cuida de criticar la labor de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), encargada de supervisar al sector, porque “la responsabilidad del incumplimiento es del que incumple”. Admite que “hay que estar más encima” de las eléctricas. Y anima a Iberdrola a publicar sus datos sobre el suceso: “La transparencia es muy buena”.

El decreto refuerza la supervisión del sector tras el apagón. ¿Falló la CNMC?

El sistema eléctrico español tiene recursos suficientes para gestionar los niveles de tensión que hubo el día 28 pero no funcionaron adecuadamente: porque no se programaron en suficiencia, porque los programados y disponibles no dieron el control dinámico de tensión que esperaba el operador o por una combinación de ambas. La responsabilidad del incumplimiento es del que incumple, por supuesto. Se ha evidenciado que hay que estar más encima, más pendientes para confirmar que los recursos, que están ahí para cumplir una función, la cumplen.

Y esto es especialmente llamativo cuando se programan unas centrales en restricciones técnicas [un colchón de seguridad extra] para una función concreta y se constata que no dan el control dinámico de tensión esperado. La primera conclusión del decreto es ese refuerzo del control de tensión, con informes trimestrales que deberá publicar la CNMC. Y, aunque fue muy exitosa la reposición, pedimos una inspección en el primer año, que habrá que actualizar cada tres años, para confirmar que todo está a punto. Para no usarlo, porque no va a volver a haber un apagón. Pero para tener la seguridad de que todos los instrumentos están en marcha.

¿Tiene Competencia medios suficientes para estas nuevas funciones?

En las Administraciones públicas, la CNMC entre ellas, hay un reto de cobertura y suficiencia de recursos humanos en asuntos tan importantes como la transición energética. Una de las apuestas del Gobierno es recuperar la CNE [Comisión Nacional de la Energía], entendiendo que es importante un organismo exclusivamente dedicado a supervisar y regular el sistema energético. Dicho esto, la CNMC tiene enormes profesionales jurídicos y técnicos que por supuesto pueden llevar a cabo esta encomienda reforzada.

Hablaba del control de tensión, una de las grandes claves de este suceso. Tras los informes del Gobierno y Red Eléctrica (REE), la CNMC anunció la actualización de un nuevo servicio que estaba obsoleto, tiene 25 años, y analizaban desde 2021. ¿Cómo valora este retraso?

Es muy buena noticia que se haya aprobado ya este Procedimiento de Operación. Hace dos cosas muy importantes: penaliza los incumplimientos de las obligaciones de control de tensión que ya existían y abre el mercado con un nuevo servicio que podrán proporcionar todas las tecnologías, con neutralidad tecnológica. La normativa europea dice que para aprobar estos mercados innovadores hay que hacer proyectos piloto antes, para asegurar que la regulación no prejuzga o limita artificialmente ese mercado por una cuestión de diseño. Esos pilotos han sido exitosos y dan confianza. Adicionalmente a ese trabajo muy técnico, como cualquier tramitación, está sujeta a procesos de consulta pública. Los distintos agentes habrán hecho alegaciones y propuestas que la CNMC habrá analizado para que lo que salga sea útil, implementable y con sentido.

Una reflexión importante: el marco normativo el 28 de abril era el que era. Había obligación de tener recursos disponibles para controlar tensión. Era un momento de baja demanda. Había capacidades de control de tensión disponibles. Y unas obligaciones de las centrales conectadas en ese momento. Con el marco normativo existente se debería haber evitado el apagón. Esta actualización del procedimiento incrementa esas capacidades de control de tensión, igual que esos elementos técnicos que incorporaremos en la red, que también darán aún más apoyo al control de tensión. Si todo hubiera funcionado como tocaba, se debería haber podido evitar ese cero.

Los informes no lo explicitan, están capados por exigencia de las empresas, pero el apagón se origina con una oscilación anómala de la megaplanta fotovoltaica Núñez de Balboa, de Iberdrola. ¿Han pedido explicaciones a la empresa? ¿Qué ha pasado ahí?

Se hicieron varias peticiones a las empresas solicitando autorización para publicar información que fuera de su propiedad. El resultado es el que es. Concluido el trabajo del Comité, es el informe al que nos tenemos que remitir. No tenemos autorización para divulgar qué instalación ha sido o no. Sí identificamos esa primera oscilación de las 12:03. Varias empresas nos confirman que no ocurre porque sí, sino que tiene su origen en una planta en el suroeste de España. Está ahora en manos de la CNMC identificar qué incumplimientos de la normativa ha podido haber: control de tensión, cualquier posible disfunción ligada a la operación de las plantas, desconexión... Ese proceso de instrucción, con todas las garantías y siguiendo el procedimiento que se deriva, deberá dirimir e identificar el incumplimiento de la normativa y las consecuencias.

Tras la publicación del informe, la vicepresidenta Sara Aagesen invitó por carta a Iberdrola a divulgar su información sobre el apagón. ¿Han contestado?

No nos consta que se haya recibido respuesta. Aquí cada uno tiene sus datos y es libre y soberano de divulgarlos. La transparencia es muy buena y un ejercicio sano que nos permite reflexionar a todos. Si cualquier empresa, como esta [Iberdrola], que hizo la reflexión de que nos invitaba a nosotros a publicar, quiere poner sus datos a disposición de terceros… seguro que el mundo periodístico, que está haciendo un trabajo de análisis y de traducción de todo esto, la sociedad y el mundo académico lo agradecerán mucho, para sacar aprendizajes y entender mejor qué ocurrió y qué medidas se ponen en marcha para que no vuelva a ocurrir.

Su informe también señalaba a REE por una mala planificación de la potencia de reserva. ¿No debería asumir responsabilidades el operador del sistema?

Había una serie de plantas programadas por restricciones técnicas distinta a la que a la que se programó la víspera. Y entre las cosas que pueden haber contribuido a esa falta de capacidades de control de tensiones, puede estar la falta de programación de suficientes grupos, el incumplimiento de los grupos que sí están conectados o una combinación de ambos. Qué proporción es una cosa o la otra será objeto de simulaciones, de análisis y de la instrucción de la CNMC. El informe no lo concluye y tampoco era su objetivo responder a esa pregunta hipotética: si se hubieran programado uno o dos grupos más, si se hubieran comportado como el resto, dando menos capacidad de control de tensión de la esperada. Ese contrafactual será objeto de simulaciones y análisis. Red Eléctrica ha hecho los suyos y sus conclusiones coinciden lógicamente con su análisis y su programación. Otras empresas y el mundo académico harán las suyas. No pretendemos atribuir esa proporcionalidad de responsabilidades. Al culminar estos procedimientos de análisis y de instrucción de estos expedientes administrativos se incluirán esas responsabilidades.

Confío en que el decreto pueda contar con los apoyos suficientes y apelo a la responsabilidad de todo el arco parlamentario"

¿Tienen garantizados los apoyos para sacar el decreto adelante?

Hemos estado trabajando con los grupos que se han prestado. Es una norma trabajada con los tiempos de los que hemos dispuesto. Era importante tener un informe claro y poner medidas encima de la mesa en poco tiempo, para dar certidumbre y previsibilidad. Identificar las medidas y adoptarlas lo antes posible. Confío en que pueda contar con los apoyos suficientes y apelo a la responsabilidad de todo el arco parlamentario. De los grupos que históricamente han apoyado más, pero también a los que no, las propuestas del Gobierno. Es una propuesta muy trabajada desde el punto de vista técnico. Nadie encontrará ningún elemento político, ideológico, por el que se pueda oponer. Son medidas que mejoran el sistema energético, le dan más fuerza, hacen que sea más competitivo en costes para los consumidores, apoya a la industria y la electrificación, con medidas que mejoran la competitividad y la seguridad. Es un paquete bueno para el país, bueno para el sector y debería contar con el apoyo lo más amplio posible.

Una de las medidas del decreto es agilizar la repotenciación de instalaciones. ¿Qué resultados esperan a medio plazo?

La repotenciación es una oportunidad importante. Permite aprovechar lugares ya antropizados, donde ya hay una actividad existente como un parque eólico, y con mejor recurso eólico, y sustituir máquinas antiguas con otras nuevas con todas las prestaciones, como ese control de tensión. Es una buena medida desde el punto de vista de la robustez del sistema. Esperamos que tenga buena acogida en un contingente importante de parques eólicos que se acercan o han llegado al fin de su vida útil, en un momento en que España ya tiene capacidades de reciclaje de la parte más complicada: las palas, las aspas de los aerogeneradores, gracias al Plan de Recuperación. La eólica antigua llega a su edad de jubilación. España tiene la capacidad de desmantelar eso y reciclar todos esos componentes. Desde un punto de vista ambiental también es óptimo. Será decisión de cada empresa hacerlo, pero tiene sentido y esperamos tenga muy buena acogida.

Otra pata son las medidas en autoconsumo. ¿Frenará por fin la tendencia de caídas de los últimos meses?

Hubo un pico comprensible que coincidió con la crisis energética: precios históricos, por desgracia, a raíz de la invasión de Ucrania, llevaron a empresas, administraciones y particulares a adoptar soluciones de autoconsumo. Una vez recuperada cierta normalidad de precios, se ha moderado lógicamente ese despliegue. Aun con precios cero o negativos, en general sigue saliendo a cuenta económicamente. Sigue siendo una herramienta de competitividad industrial y de democratización del sistema energético, que también forma parte de esa transición energética. El gestor del autoconsumo permite que la mayoría de españoles que vivimos en bloques de pisos podamos acceder más fácilmente a él. Y la ampliación del radio (de 2 a 5 kilómetros), que más realidades puedan aprovechar también ese autoconsumo compartido. Y hay adaptaciones técnicas que permiten, por ejemplo, a la industria aprovechar su propio autoconsumo y el colectivo del entorno. Son medidas que dan señales de electrificación, que era uno de los objetivos de este real decreto-ley.

También buscan aumentar la demanda, uno de los factores que contribuyeron al apagón, por la atonía del consumo en primavera. ¿Qué medidas destacaría?

Hay cuatro vías de actuación. La primera, asegurar que la red eléctrica es capaz y tiene agilidad para responder a toda esa demanda que quiere venir por los precios competitivos que ofrecen las renovables; electrificación industrial, apoyando a los consumidores electrointensivos o con un cambio fiscal que incentiva que las industrias cambien sus calderas fósiles por calderas eléctricas. El tercer bloque sería movilidad eléctrica. Uno de los principales consumos energéticos en España es la movilidad. Se incorporan medidas que facilitan el despliegue de infraestructura de recarga. Y por último, la electrificación de la climatización. La bomba de calor, la geotermia, la aerotermia, tiene sentido en una climatología como la española, incluso en aquellas partes donde es más dura. Tenemos las soluciones técnicas para que la industria, la climatización y la movilidad sean eléctricas.

También hay medidas para el almacenamiento de energía. ¿Cuándo empezarán a notarse?

De forma muy ágil. En almacenamiento además hemos hecho una apuesta por la hibridación con renovables: una tramitación mucho más rápida del almacenamiento en espacios donde ya hay un proyecto renovable que ha tenido su tramitación ambiental. Permite que una generación renovable que hasta ahora dependía solo de su recurso, del sol y el viento, sea mucho más gestionable. También se introducen cambios en la prioridad de despacho de las tecnologías de generación, y ajustes técnicos en cómo se computa la potencia. Son medidas que facilitan que se acelere el almacenamiento, en especial el híbrido. Espero que este año podamos ver cómo proyectos de autoconsumo híbrido puedan empezar a ponerse en marcha gracias a estos cambios.

Desde el apagón el sistema está en modo de operación reforzada, tirando de las restricciones técnicas. ¿Hasta cuándo estará así y cuál será el coste para el consumidor?

El operador del sistema decidió, con un criterio de prudencia que tiene sentido, operar con ese modo reforzado, incrementando algo que ya existía, las restricciones técnicas. El operador del sistema nos traslada que en mayo dos tercios de las restricciones técnicas se habrían llevado a cabo igualmente y no serían achacables a este modo reforzado. Será REE la que determine cómo llevar a cabo la operación en cada momento, en función de los recursos disponibles.

Por dar tranquilidad a los consumidores, lo importante al final es lo que pagamos en la factura. El primer mes con ese mecanismo reforzado, ha sido de los mayos más baratos desde que en 2014 existe el PVPC [tarifa regulada del precio voluntario al pequeño consumidor], por una gran penetración de renovables que ha permitido costes muy competitivos. El mecanismo reforzado no llevará a facturas disparatadas porque coincide en el tiempo con un precio de la energía muy competitivo.

Y no tiene sentido técnico decir que a medida que el verano incremente la demanda, por ejemplo, de climatización, todos los costes de ese mecanismo reforzado serán adicionales a lo que suba el pool. Habrá grupos con obligación de control de tensión que entrarán por mercado, con lo cual no habrá necesidad de programarlos por restricciones técnicas con el consiguiente sobrecoste. Por supuesto, es un coste adicional que no hay que desmerecer. Veremos cómo evolucionan los precios. Todo el mundo en el sector sabe que más que esas restricciones técnicas, de lo que realmente depende la factura es de cuánto entra el recurso renovable, que abarata el recibo, y del precio del gas natural, que marcan cuestiones geopolíticas.

Por otro lado, la CNMC ha dictaminado estos días que los contratos a precio fijo, a precio garantizado, no pueden cambiarse por algo como esto: que eso es parte de las variaciones inherentes al sistema. No aprueba nada nuevo ni prohíbe nada: recuerda que la ley establece que esos contratos con unas condiciones comprometidas no pueden alterarse unilateralmente por la comercializadora. Invito a todos los consumidores a ver bien su factura, comprobar que las condiciones son las que pactaron con su comercializadora y recordar que tienen a su disposición el comparador de la CNMC de ofertas y la alternativa del PVPC para siempre tener la opción más competitiva.

Antes del apagón plantearon una normativa para impulsar un mercado de capacidad, una especie de seguro para dar más firmeza al sistema. Hay alguna medida en el decreto relacionada con esto, que depende de Bruselas. ¿Cuándo estará en vigor?

El PNIEC [Plan Nacional Integrado de Energía y Clima] prevé mantener en 2030 el número de ciclos combinados en España, pero que la contribución del gas natural al mix eléctrico español sea mucho menor. Va a estar sobre todo de backup: para momentos en que se necesita porque hay menos sol, lo que tenemos almacenado no nos da y hay que garantizar el suministro. No entrará por mercado porque estará desplazada por otras tecnologías mucho más competitivas la gran mayoría de horas. El mecanismo es tecnológicamente neutro: podrán concurrir ciclos, bombeos e instalaciones de almacenamiento. Aquellas tecnologías que de forma más competitiva nos permitan cubrir el suministro. El decreto da un paraguas legal para engarzar bien desde un punto de vista jurídico ese esquema que hemos trabajado con la Comisión Europea. Tras una audiencia pública a principios de año, estamos ultimando el proceso de notificación con la Comisión. Dentro de este año la expectativa es que veremos ya un mecanismo de capacidad para dar esa certidumbre los próximos años.

El PNIEC contempla ese calendario de cierre nuclear. De momento no han enviado una petición formal las propietarias de Almaraz para revisarlo. Les llegó una propuesta de Iberdrola y Endesa que han rechazado por entender que supone un sobrecoste para el consumidor. ¿Qué supondría aceptarla?

En 2019 había empresas que querían cerrar a corto plazo, antes de 2020. Algunas centrales querían alargar mucho más. Hubo un proceso de discusión entre las empresas, parte trascendió en distintos medios, y se llegó a un calendario que acordaron entre ellas y se incorporó en el PNIEC, como es lógico. A día de hoy no tenemos ninguna solicitud de los titulares de las centrales nucleares para ampliar ese calendario que podamos tramitar.

Lo que dijeron el presidente del Gobierno y la vicepresidenta es que si las empresas presentan una propuesta que cumpla la seguridad nuclear, no plantee ningún problema de seguridad de suministro y no perjudique a consumidores y contribuyentes, la estudiaríamos.

Hemos recibido un planteamiento de reducción de impuestos, de tasas. Algunas dependen del Gobierno y son tributos autonómicos. No nos ha llegado ninguna petición. Todo posicionamiento es muy legítimo, pero eso no es una propuesta. No estamos negociando cambios en figuras fiscales. Lo que no va a hacer el Gobierno es trasladar a los consumidores o a los contribuyentes los costes del desmantelamiento y la gestión de los residuos nucleares. Como se entendió que ese escrito no se correspondía con lo que habíamos dicho, en ese sentido contestamos. Si nos llega algún tipo de solicitud, y me consta que las empresas titulares de alguna de las centrales se han emplazado a hablar este tema en los próximos meses, cuando lleguen a una conclusión entre ellas, si lo hacen, la estudiaremos si cumple esos tres criterios.

El decreto permite cambios urgentes a la planificación energética vigente. ¿Cuáles?

Normalmente, los agentes, empresas, comunidades autónomas, piden cambios en la planificación para dar entrada a generación, a demanda, llevar el suministro a zonas que históricamente no disponían de él, como una oportunidad de industrialización... Este cambio se plantea de forma singular y excepcional y es distinto. Se hace por iniciativa del Gobierno, con una finalidad muy concreta: incrementar la resiliencia del sistema, reforzando la capacidad de control de tensión y con otros beneficios, como amortiguamiento ante oscilaciones o inercia, incorporando equipos y sistemas en la red para que tenga capacidades propias de ajuste fino, de regulación, de tensión de forma dinámica, adicionales a las que ofrezcan los distintos generadores o agentes, en cumplimiento de la normativa que existía y la que se desarrolla ahora. Supondrá ahorros para los consumidores: lo que pueda hacer el sistema por sí mismo con esta inversión no requerirá de restricciones técnicas o de retribución a otros agentes.