El Ministerio de Transición Ecológica informó en el BOE el sábado pasado que iniciaba la inhabilitación a Holaluz y el traspaso de clientes a otra comercializadora. Unos días después, la CEO de Holaluz, Carlota Pi, atiende a elDiario.es quitándole hierro y calificando esta crisis como “cuestiones técnicas” y acusando a “las grandes eléctricas” de querer destruirlas.

Tras la inhabilitación del Gobierno, la empresa fue suspendida de la bolsa española del BME Growth donde cotiza. Y desde entonces, tiene hasta el próximo día 31 para presentar alegaciones. Aunque el Ministerio y la empresa no pueden hablar sobre las causas del proceso mientras dure el periodo de alegaciones y hasta que haya una resolución definitiva, llega tan solo un mes después de que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia le abriera un expediente por una sanción “grave” de impago de peajes a las eléctricas por las redes de donde sale la electricidad que comercializan.

“No tenía ni flowers de lo de la CNMC”, dice Pi, que asegura que son “cuestiones administrativas puntuales” y rellena con anglicismos como “business as usual” su falta de explicaciones.

Según publicaba este jueves Cinco Días citando a fuentes del Ministerio (las oficiales se niegan a dar información por mantener el sigilo mientras dura el proceso), el impago de Holaluz va mucho más allá de una cuestión administrativa o puntual y asciende a seis millones de euros, cuatro con Endesa y un millón con Iberdrola y Naturgy.

El procedimiento del Ministerio prevé que si se completa la inhabilitación de Holaluz, los contratos de los clientes se traspasen automáticamente a la tarifa regulada y puedan optar también a contratar otra compañía de luz, pero en ningún caso perderán el suministro.

Aunque desde la empresa aseguran que presentarán las alegaciones y resolverán la cuestión sin dejar que expire el plazo, insisten en alimentar la narrativa de una persecución de las grandes eléctricas en lugar de asumir la gravedad del asunto. “No es la primera vez que nos atacan. Lo explicaremos cuando hayamos presentado las alegaciones. El establishment energético quiere acabar con nosotros”, asegura Pi.

El expediente por infracción grave publicado por la CNMC el pasado mes de junio apuntaba a una infracción del artículo 65.3 de la Ley del sector eléctrico, que prevé la obligación de las comercializadoras a pagar peajes a las eléctricas para comercializar con la luz que sale de su red y a estas a cumplir con sus obligaciones.

En mayo de 2024, la CNMC abrió un expediente sancionador contra Holaluz por el mismo motivo, según publicó El Mundo.

Fuentes del sector cercanas a las grandes eléctricas confirman a elDiario.es que los impagos de Holaluz vienen de hace años. Cuentan que hace tiempo que dejan de pagar, después pagan una parte, luego vuelven a dejar de pagar y así van acumulando deuda. Confirman que una denuncia de Iberdrola es la que ha precipitado la apertura del expediente del Ministerio. Y explican que algunos de estos impagos los tiene que aportar la eléctrica a la caja común de la CNMC, por lo que las eléctricas avanzan estas cuantías.

Sin entrar en ningún momento en los impagos de Holaluz, Pi asegura que “los clientes pueden estar tranquilos” y que resolverán los problemas antes de que se cumpla el plazo.

“Las grandes empresas tienen un interés brutal en destruirnos porque le damos miedo”, insiste Pi sin entrar a valorar la naturaleza de los expedientes abiertos. “La CNMC nos escucha mucho, el Gobierno también y somos un agente de cambio en propuestas normativas”, dice Pi, que cree que “lo que las grandes empresas quieren es controlar el mercado para que la luz no esté distribuida y libre como pretendemos empresas que fomentamos el autoconsumo y las comunidades energéticas”.

“Estamos muy tranquilos porque lo vamos a resolver y no estamos traspasando clientes a ningún sitio, operamos con normalidad”, abunda Pi, pero insiste en que hay que “esperar a que esté cerrado el expediente para dar información al mercado”. “Estoy deseando poder explicar todo esto”, añade. Y asegura que las empresas que les persiguen “estiran la norma” para hacerles daño.

Impagos tras su gran crisis

Los impagos coinciden con una redimensión de la empresa que vivió una profunda crisis tras la invasión rusa en Ucrania. Durante ese 2022, su facturación vinculada al autoconsumo se disparó porque crecieron los precios de la electricidad y las placas solares permitían protegerse. Pero al bajar los precios energéticos y dispararse los tipos de interés, dejó de salir tan a cuenta el autoconsumo y su actividad cayó en picado.

Tras cerrar 2022 con unas pérdidas de 5 millones y una facturación de 920, las multiplicó por cinco hasta los 26 millones y 614 de facturación en 2023.

A finales de 2024, el desconocido fondo de inversión industrial Icosium salió al rescate de Holaluz aportando 22 millones de euros a la empresa y haciéndose con el 14,2% del capital de Holaluz, de forma que se convertía en máximo accionista.

La entrada de Icosium no despejó las “dudas” del auditor EY sobre la continuidad de la empresa, que en 2024 batió su récord de pérdidas hasta los 31,4 millones y que, tras una reestructuración y echar al 30% de la plantilla, las redujo tan solo a 22,1 millones en 2025. Cayeron más los ingresos, un 40% hasta quedarse en 158,9 millones.

Pese a la caída del autoconsumo, Holaluz mantiene una cartera de clientes de la comercializadora de unos 225.000 clientes que pagan por una suscripción fija y que les garantiza una base de ingresos estable.

La empresa publicará los resultados del primer semestre de 2026, auditados, en octubre, de forma que se podrá conocer cómo avanza el estado financiero de la empresa y una deuda que a cierre del año pasado era de 42 millones tras una refinanciación de 60 millones que vence en 2028.

“Estamos confiados en ejecutar nuestro plan de negocio”, dice Pi, sin dar detalles sobre la cuenta de resultados. Y celebra que gracias a la Inteligencia Artificial han conseguido reducir un 30% los costes operativos.

La empresa nació en 2010 en Barcelona y se hizo famosa por defender “la revolución de los tejados” como una de las primeras empresas que apostó por el autoconsumo fotovoltaico en España.

En solo seis años, consiguió facturar 100 millones y cerrar con beneficios de medio millón en 2016. En 2019 empezó a cotizar en el BME Growth y fue alternando pequeños beneficios con pequeñas pérdidas que mostraban una estabilidad financiera que se rompió después de su techo de 2022.

Con el aluvión de autoconsumo por la guerra de Ucrania, alcanzó los 919 millones con unas pérdidas de 5,2 millones ese año, pero a partir del siguiente empezó su caída en picado. Un año después de su nuevo plan de salvación, el discurso optimista y a la vez de “David contra Goliat” de Holaluz sigue intacto. Pero la inhabilitación del Ministerio y la suspensión en la bolsa muestran una realidad mucho menos colorida que el discurso de Carlota Pi. A principios de agosto, tras la presentación de alegaciones, se verá si Holaluz realmente sale del túnel o entra en uno mucho más oscuro.

Repsol obtuvo un beneficio neto de 2.201 millones de euros hasta junio, un 265 % más que en el mismo periodo del año anterior, por el efecto patrimonial positivo que refleja la subida de los precios del crudo y derivados sobre el valor contable de las existencias almacenadas.

Con estos beneficios, la compañía supera en solo un semestre los beneficios de todo el 2025 o 2024, años en los que no alcanzó los 2.000 millones. Además, encarrila una posible superación de su récord de 2022, cuando cerró el año con más de 4.000 millones de beneficio.

Según ha comunicado este jueves a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), su resultado neto ajustado, que mide el desempeño de los negocios, ascendió a 2.711 millones, un 134,7 % más en comparativa interanual, en un contexto global volátil y con tensiones en los mercados energéticos fruto de la guerra en Irán.

En su informe de resultados, la multinacional atribuye el avance de su resultado neto a un efecto patrimonial positivo de 823 millones, a diferencia de cuanto sucedió en el primer semestre de 2025, cuando fue desfavorable en 400 millones por la caída de los precios de crudo y productos, y el impacto del apagón peninsular.

En mitad de la incertidumbre geopolítica, Repsol -que no cuenta con activos en Oriente Medio- ha trabajado para asegurar la continuidad del abastecimiento energético en un momento clave para el turismo español, frente al riesgo de una posible escasez de diésel y queroseno, este último empleado en aviación.

“El conflicto en Irán ha puesto de manifiesto la importancia de la seguridad de suministro y el papel esencial del petróleo y el gas para responder a la demanda global”, sostiene el consejero delegado de la energética española, Josu Jon Imaz, en la nota.

En total, la compañía ha destinado 2.400 millones en estos primeros seis meses del año para incrementar sus inventarios y maximizar la materia prima disponible en sus refinerías.

Áreas

Por áreas, el resultado neto ajustado de exploración y producción ('upstream') alcanzó los 673 millones entre enero y junio, un 6,7 % más que en el mismo periodo del año anterior.

El resultado neto ajustado de industrial fue de 1.683 millones, impulsado por los mayores márgenes de refino, lo que contrasta con los 235 millones del mismo periodo de 2025, impactados negativamente por los apagones eléctricos del ejercicio.

El área de cliente mantuvo su tendencia de crecimiento, con un incremento interanual del 5,1 %, a 369 millones en el semestre, mientras que generación baja en carbono registró un resultado neto ajustado de 6 millones.

En esta primera mitad de 2026, Repsol ha registrado deterioros y provisiones por valor de 1.333 millones, principalmente en el negocio de química y en generación baja en carbono en Chile.

En química, el encarecimiento de las materias primas y la contracción de la oferta por el conflicto en Oriente Medio han agravado la sobrecapacidad y la pérdida de competitividad de esta industria en Europa, y han erosionado los márgenes del negocio.

La deuda neta era de 3.667 millones al cierre del segundo trimestre, 1.133 millones inferior a la registrada hasta marzo, por una sólida generación de caja y la desconsolidación de deuda procedente del acuerdo con la emiratí Masdar para su entrada con un 49,99 % en una cartera renovable en operación en España.

Durante el semestre, la compañía ha realizado una contribución fiscal total de 6.602 millones entre tributos y cargas públicas asimilables, de los cuales el 70 % (4.632 millones), en España.

Más clientes

Entre marzo y junio, Repsol ha incorporado 116.000 nuevos clientes de electricidad y gas, alcanzando los 3,3 millones, un 18 % más en comparativa interanual.

La potencia comercializada por ha crecido un 31 %, a 5.094 gigavatios hora (GWh). Asimismo, el número de clientes digitales ha alcanzado los 11,6 millones al final del semestre, un 15 % más, principalmente en Waylet, su aplicación móvil.

Tras los abonos de enero y julio, la retribución total al accionista se sitúa en 1,051 euros brutos/acción en el año, un 8 % más. A este importe se sumará un pago en enero de 2027 de otros 0,53 euros brutos/acción.

Cuatro barcos de crudo de Venezuela

La energética española Repsol prevé recibir cuatro barcos con crudo procedente de Venezuela en lo que queda de año, de los cuales uno servirá para financiar el 10 % del incremento de la producción de gas y tres, para monetizar la producción actual.

Se sumarán al primer barco que llegó a España el pasado mayo como pago por el gas que Repsol produce en el activo Cardón IV -operado de forma conjunta con la italiana ENI y que sirve para abastecer a las plantas de generación eléctrica del país sudamericano-, según ha informado la compañía en la nota de sus resultados semestrales.

Hasta junio, la producción en Venezuela se ha mantenido en línea con la registrada en el mismo periodo de 2025, y ni los activos ni los empleados de la energética española se han visto afectados por el terremoto que ha asolado el país y que ha llevado a la compañía a movilizar aviones y gestionar contenedores con ayuda.

Para este ejercicio y en el conjunto del grupo, Repsol prevé alcanzar una producción neta global de entre 560.000 y 570.000 barriles equivalentes de petróleo al día (bepd). De hecho, en las primeras semanas de julio, se han superado los 580.000 bepd.

Exposición patrimonial y provisiones

De acuerdo con el anexo del informe financiero remitido al mercado, la exposición patrimonial total de Repsol allí asciende a 361 millones de euros a cierre de este junio -frente a los 276 millones a 31 de diciembre de 2025-, e incluye las cuentas a cobrar con la compañía estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA).

En total, como deuda pendiente de cobro (incluyendo intereses de mora, totalmente provisionados), existen cuentas comerciales con PDVSA por 4.080 millones de euros (las provisiones son de 3.295 millones) y financiación otorgada por importe de 1.036 millones (provisiones de 622 millones).

En el marco de la licencia general emitida por la Administración estadounidense, Repsol ha firmado en el semestre tres acuerdos con el gobierno venezolano y PDVSA para aumentar la producción de gas natural y de petróleo.

La multinacional energética Naturgy ganó 1.215 millones de euros hasta junio, un 5,9 % más que en el mismo período de 2025. Impulsada por la subida de precios del gas y la actividad de sus centrales térmicas, sus previsiones de ganancias para este año por encima de los 2.100 millones, lo que supondría un nuevo récord para la compañía, que el año pasado tuvo un beneficio histórico de 2.023 millones.

Según ha comunicado este miércoles a la CNMV, el supervisor bursátil español, de enero a junio su beneficio bruto de explotación o ebitda alcanzó los 2.975 millones, un 4,5 % más que en el mismo período de 2025, beneficiada por la “fortaleza” de su modelo de negocio integrado y la disciplina en la gestión operativa y financiera, explica la compañía.

De enero a junio Naturgy logró unos ingresos de 10.097 millones de euros, un 1,4 % superiores a los de la primera mitad de 2025, en un contexto de precios altos de petróleo y gas por el conflicto en Oriente Medio.

Naturgy eleva sus previsiones de beneficio un 10 %

Si a principios de año Naturgy preveía cerrar este 2026 con unos beneficios superiores a los 1.900 millones de euros, este miércoles ha elevado estas estimaciones “por encima de los 2.100 millones”, lo que supone un 10 % más.

Asimismo, ahora estima que su ebitda se situará por encima de los 5.500 millones, un 5 % más de lo previsto, y apunta que espera acabar el ejercicio con una deuda neta en el entorno de los 13.000 millones de euros.

Primer dividendo, el 29 de julio

A la vista de los resultados conseguidos, el consejo de Administración ha aprobado el pago de un primer dividendo a cuenta del ejercicio 2026 de 0,6 euros por acción, que se abonará el próximo 29 de julio.

En cuanto a la deuda neta, se situó en 11.745 millones de euros al cierre del primer semestre, un 4,6 % menos que los 12.317 millones registrados al cierre de 2025.

Naturgy ha explicado que la reducción de la deuda estuvo respaldada por la fuerte generación de caja del grupo durante el periodo y precisa que la ratio de deuda neta sobre ebitda se situó en 2,2 veces.

Nueva etapa de crecimiento

En este punto, la multinacional destaca que esa ratio de deuda “le otorga una importante capacidad para acometer nuevas oportunidades de crecimiento, manteniendo la disciplina que caracteriza a la compañía”.

“La compañía encara ahora una nueva etapa de crecimiento con una estructura financiera muy sólida y una elevada capacidad para aprovechar oportunidades que aporten valor de forma selectiva y sostenida”, subraya Naturgy en un comunicado.

“La compañía afronta una nueva etapa con un balance sólido, una nueva estructura accionarial y una estrategia centrada en la disciplina financiera y la creación de valor sostenible. La evolución de los precios internacionales del gas anticipa un invierno complejo ante el que la compañía trabaja para garantizar su compromiso con la seguridad de suministro”, afirma el presidente ejecutivo de Naturgy, Francisco Reynés.

El negocio de redes crece un 13 %

En cuanto a la evolución del negocio hasta junio, el de redes de distribución aportó 1.514 millones al ebitda, un 13,2 % más.

En este sentido, la compañía resalta que este negocio resulta un “contribuidor estable y resiliente a los resultados del grupo”.

“En España, el desempeño de la distribución de electricidad se vio respaldado por una mayor base de activos remunerada y el marco de remuneración aplicable al periodo regulatorio 2026-31, así como por ajustes no recurrentes de años anteriores”, sostiene.

Naturgy cree que el marco de remuneración que se plantea para el período 2027-2032 para las redes de gas “refuerza el papel estratégico” de dichas redes.

En cuanto al negocio de mercados de la energía, aportó 1.490 millones al ebitda, un 2,4 % menos, debido a “un entorno más desafiante en el negocio de comercialización en España”, así como por el impacto negativo “de la valoración a precios de mercado de los PPAs en Australia”.

Las inversiones alcanzan los 844 millones

Por otra parte, Naturgy invirtió 844 millones de euros, un 5,9 % menos, durante el primer semestre, destinados principalmente al desarrollo de las redes de distribución y de proyectos de generación renovable.

La capacidad renovable instalada alcanzó los 8,4 gigavatios (GW), con cerca de 1,3 GW actualmente en construcción.

La compañía ha explicado que prevé poner en operación 629 megavatios (MW) durante la segunda mitad del año.

Tras la autoopa llevada a cabo en 2025 y la salida de los fondos GIP y CVC, Naturgy presenta un nivel de 'free float' del 46 %, el más alto de su historia.

Iberdrola disparó su beneficio un 22% en los seis primeros del año hasta obtener unas ganancias de 4.336,4 millones de euros, gracias a las plusvalías obtenidas por la venta del negocio en México a Cox y al incremento de las tarifas en la rama de redes.

Según ha comunicado este miércoles a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), el beneficio neto ajustado -que excluye los extraordinarios de la venta de las centrales térmicas mexicanas- aumentó un 8%, a 3.565 millones, gracias a la mayor base de activos y al aumento de las tarifas en el negocio de redes, entre otros, informa EFE.

De acuerdo con la información remitida al mercado, el resultado bruto de explotación (ebitda) reportado por la segunda eléctrica del mundo y la primera de Europa por capitalización bursátil avanzó un 0,3% interanual, hasta los 8.050 millones.

Estos números no han terminado de convencer al mercado, ya que las acciones de la energética comenzaban la sesión con caídas cercanas al 1,7% y un precio por debajo de los 21 euros.

Incrementa sus inversiones

En este contexto, Iberdrola aceleró sus inversiones, que crecieron un 25% hasta rozar los 7.000 millones, destinando más del 70% de este esfuerzo al Reino Unido, EE.UU. y Brasil, mercados en los que sigue viendo importantes oportunidades de crecimiento.

El negocio de redes volvió a ser el principal destino. En concreto, las inversiones en esta área crecieron un 42%, a unos 4.400 millones, equivalentes a aproximadamente dos tercios de la inversión total realizada en el semestre.

Como resultado, la base de activos regulados aumentó un 11%, a casi 55.000 millones de euros, impulsada fundamentalmente por el crecimiento registrado en el Reino Unido (un 11%), EE.UU. (un 12% más) y Brasil (un 18% más).

Del total de activos regulados, 40.000 millones corresponden al negocio de distribución, con un incremento del 6%, mientras que otros 15.000 millones al negocio de transporte, que ha avanzado un 30% en los últimos doce meses.

La inversión en generación superó los 2.200 millones, de los que más de un 70% se destinó a proyectos eólicos terrestres y marinos.

Hasta junio, Iberdrola puso en servicio más de 1.600 megavatios (MW) de nueva capacidad renovable y ha acelerado el desarrollo de nuevos proyectos ante el crecimiento de la demanda eléctrica y las favorables perspectivas del mercado de contratos de compraventa de energía a largo plazo (PPA).

La compañía prevé incorporar 2.100 MW adicionales antes de que finalice el año, y cuenta con proyectos maduros para añadir hasta 15.500 MW de potencia entre 2025 y 2030, frente a los 9.500 MW del anterior plan.

Reafirma sus previsiones para 2026

En cuanto a su posición financiera, la compañía mantiene ratios compatibles con la calificación crediticia BBB+ y una liquidez de 21.500 millones de euros, suficiente para cubrir alrededor de 22 meses de necesidades de financiación.

Mientras que respecto a la retribución al accionista, los dividendos correspondientes al ejercicio 2025 alcanzan los 4.500 millones de euros, un 12% más. El dividendo total se sitúa en 0,685 euros por acción, de los que 0,427 euros por acción serán abonados el próximo lunes 27 de julio.

De cara al conjunto del ejercicio, Iberdrola reafirma sus previsiones para 2026 y espera alcanzar un crecimiento superior al 8% en el beneficio neto ajustado.

Ello gracias al crecimiento del negocio de redes eléctricas, especialmente en transporte; la entrada en operación de nueva capacidad renovable; el alto nivel de contratación de energía, y las ganancias de eficiencia derivadas de la digitalización y la inteligencia artificial.

A tenor de Iberdrola, esto le permitirá seguir capturando las oportunidades derivadas de un proceso de electrificación que se acelera en todos los mercados y que convierte a las redes eléctricas en una infraestructura esencial para el crecimiento económico.

La Conferencia Sectorial de Energía ha aprobado la propuesta del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco) para repartir 368 millones de euros, de los que 14,3 corresponden a Aragón, para actuaciones de climatización y eficiencia energética en hospitales, centros de salud, consultorios locales y otros inmuebles de la red pública de salud, y para colegios y otros centros docentes públicos, correspondientes a los programas PREE Sanitario y PREE Docente, respectivamente.

La reunión de la Conferencia Sectorial de Energía ha tenido lugar este martes en formato telemático entre las comunidades y ciudades autónomas y con la presidencia del secretario de Estado de Energía, Joan Groizard.

Ambas líneas de ayuda se nutren del Fondo Nacional de Eficiencia Energética y los gobiernos locales establecerán los criterios, alcance, intensidad y requisitos específicos para acceder a las ayudas en sus respectivas convocatorias. Igualmente podrán determinar el régimen de aplicación, bien por concesión directa o bien por concurrencia competitiva.

El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, adscrito al Miteco, actuará como coordinador y transferirá los fondos a cada territorio.

La temperatura como criterio

Las comunidades y ciudades autónomas han solicitado incorporar criterios adicionales, como la temperatura, en próximas convocatorias de la misma índole, y el Miteco se ha comprometido a estudiar en un futuro la posibilidad de ampliar los recursos económicos asignados a las dos líneas, siempre que haya fondos disponibles y solicitudes al respecto por parte de los gobiernos regionales.

El reparto de los 168 millones del PREE Sanitario, basado en el número de camas hospitalarias del Sistema Nacional de Salud y el número de centros de salud y consultorios locales de la estadística más reciente del “Informe Anual del Sistema Nacional de Salud del año 2024” del Ministerio de Sanidad, supone que a Aragón le corresponden 7.441.544 euros.

Por su parte, el reparto de los 200 millones del PREE Docente, proporcional al número de centros de cada territorio, supone que a Aragón se le asignan 6.908.677 euros.

En el ámbito de la redes e infraestructuras eléctricas, Groizard ha revelado que tras estudiar más de 2.500 alegaciones a la Propuesta de Planificación con horizonte 2030 –cinco veces más que en la anterior Planificación con horizonte 2026– se han incrementado las inversiones previstas para atender más solicitudes de acceso y acelerar el proceso de electrificación de la economía.

Grandes demandas de energía

Así, las posiciones de la red de transporte para atender las peticiones a las redes de distribución, muy relevantes para la industria o la vivienda, se han aumentado un 52%, y las posiciones para atender las grandes demandas de energía alimentadas directamente desde la red de transporte crecen un 12%.

Igualmente, suben un 75% las posiciones previstas para ejes ferroviarios y electrificación de puertos, un 17% las subestaciones, un 11% los kilómetros de nuevas líneas y un 6% la capacidad de las redes existentes, gracias a su mejora y repotenciación.

Groizard también ha apuntado que el próximo Real Decreto sobre planes de inversión en redes de transporte y distribución de electricidad prevé que las distribuidoras presenten una adenda a sus planes para 2027, al objeto de que los gobiernos regionales puedan conocerlos e informar sobre ellos.

Finalmente, la Conferencia ha analizado el grado de certificación de las líneas de ayuda territorializadas del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia, constatando el avance de las gestiones necesarias para acreditar el cumplimiento de los objetivos ante la Comisión Europea.

En este sentido, se ha informado de las negociaciones con el Ejecutivo comunitario sobre la posibilidad de aprovechar los remanentes de aquellas líneas con los hitos cumplidos, recogida en el Real Decreto-ley 18/2026 y aún pendiente de concretar.

El Cabildo de Gran Canaria ha inaugurado una nueva planta solar fotovoltaica con baterías en el Intercambiador de Mogán, una infraestructura que permitirá aumentar el autoconsumo energético, reducir la dependencia de la red eléctrica y avanzar en la transición hacia un modelo basado en energías renovables. La instalación, ubicada sobre las marquesinas de la estación de guaguas, cuenta con una potencia pico de 65,88 kWp y contribuirá a mejorar la eficiencia energética de uno de los principales nodos de transporte del sur de Gran Canaria.

La actuación ha supuesto una inversión de 190.860,43 euros, de los que 147.949,34 euros han sido financiados por la Unión Europea a través de los Fondos Next Generation EU, en el marco de la convocatoria de ayudas de la Consejería de Transición Ecológica y Energía del Gobierno de Canarias. Este proyecto apuesta por el autoconsumo energético en infraestructuras públicas y la reducción de las emisiones de CO₂ mediante el uso de energía solar.

Al acto de inauguración asistieron el consejero de Medio Ambiente, Clima, Energía y Conocimiento del Cabildo de Gran Canaria, Raúl García Brink, y el concejal de Obras Públicas del Ayuntamiento de Mogán, Ernesto Hernández.

García Brink recalcó que “seguimos acelerando la transición energética de Gran Canaria, impulsando la implantación de energías renovables en infraestructuras públicas estratégicas, como es el principal intercambiador de transporte público de un enclave turístico tan importante como Mogán”.

Asimismo, señaló que esta instalación nace con una visión de futuro, ya que la energía que produzca podrá destinarse más adelante al punto de recarga para vehículos eléctricos que el Cabildo proyecta junto al Ayuntamiento de Mogán en esta zona, así como a abastecer a la futura comunidad energética del municipio.

Por su parte, el concejal de Obras Públicas del Ayuntamiento de Mogán, Ernesto Hernández, aseguró que esta instalación fotovoltaica “refuerza la sostenibilidad del municipio y mejora la eficiencia de un espacio público clave para Mogán y Gran Canaria”. En ese sentido, señaló que la Administración local valora “muy positivamente esta actuación, que complementa el trabajo que por nuestra parte venimos desarrollando en edificios municipales como el Centro para la Autonomía Personal, el Centro Cultural El Mocán, el Centro Polivalente y las Oficinas Municipales de Arguineguín, donde ya hemos instalado paneles solares para autoconsumo”.

Más de 129.000 kWh de energía renovable al año

La instalación, ubicada en la también conocida como Estación de Guaguas de Puerto de Mogán, cuenta con 108 módulos fotovoltaicos, que alcanzan una potencia pico total de 65,88 kWp, y dispone de dos inversores de 50 kW. Además, incorpora un sistema de almacenamiento mediante baterías con una capacidad de 197,12 kWh, que permitirá aprovechar la energía generada fuera de las horas de mayor producción solar, aumentando la autonomía energética del intercambiador.

La planta producirá una media estimada de 129.237 kWh al año, contribuyendo a reducir el consumo eléctrico de la infraestructura y su dependencia de la red.

Gracias a esta actuación se evitará la emisión de 67,07 toneladas de CO₂ al año, una reducción equivalente al consumo eléctrico anual de 37 viviendas.

La iniciativa, promovida por el Consejo Insular de la Energía de Gran Canaria, se enmarca dentro de la estrategia del Cabildo para impulsar la implantación de instalaciones de autoconsumo en edificios e infraestructuras públicas, favoreciendo un modelo energético más sostenible, eficiente y resiliente, al tiempo que reduce la dependencia de los combustibles fósiles y las emisiones asociadas al consumo eléctrico.

La energía renovable sí se puede almacenar, aunque no siempre es fácil, barato o suficiente. También tengo que decirte que cuando hablamos de energía, la mayoría de las personas se refieren a la electricidad, aunque la energía también puede ser térmica: calor o frío. Pero vayamos por partes. Las dificultades de almacenamiento de la electricidad renovable son muchas porque las tecnologías que existen para ello en la actualidad son limitadas, caras y tienen pérdidas de energía.

El primer aspecto importante cuando hablamos de electricidad renovable es que las fuentes de producción no son constantes. Las más conocidas y las más utilizadas, al menos en España, son la solar y la eólica. Pero el Sol solo alumbra por el día y además puede haber nubes y no siempre sopla el viento ni lo hace con la misma intensidad. Estos hechos provocan que algunas veces se genere más energía de la necesaria, tanto, que hay ocasiones en las que sopla el viento y los aerogeneradores están apagados. Eso quiere decir que esa energía no hace falta y, si se produjera, no se podría almacenar.

El almacenamiento de electricidad renovable puede hacerse con baterías, pero las actuales tienen una capacidad limitada. Almacenar de esta forma a gran escala es caro y, además, con el tiempo, las baterías van perdiendo eficiencia, lo mismo que ocurre con las baterías de los móviles. Hay veces que sí se almacena, pero cuando se genera una gran producción, una vez que las baterías están llenas, ya no se almacena más. Y además hay otra cuestión a tener en cuenta, el almacenaje de electricidad conlleva una pérdida tanto en la carga como en la descarga, es decir, nunca se va a recuperar el 100% de la potencia almacenada.

Hay varias opciones tecnológicas. Una de ellas es las baterías de litio, como las de los móviles o los coches eléctricos. Otra opción son las centrales hidroeléctricas de bombeo. Estas centrales utilizan dos embalses de agua a diferentes alturas y funcionan como una batería gigante. En los momentos en los que hay baja demanda, la electricidad renovable se utiliza para bombear el agua al embalse superior. Cuando la demanda sube, el agua se deja caer para que genere nueva electricidad.

Hay otro procedimiento de almacenamiento de electricidad que, aunque tiene ya unos cuantos años, sigue siendo novedoso, se trata de la producción de hidrógeno verde. Consiste en convertir la electricidad renovable en hidrógeno aplicando al agua un proceso llamado electrólisis. Una vez separado del oxígeno del agua, el hidrógeno puede almacenarse por lagos periodos de tiempo en tanques a alta presión antes de utilizarlo como fuente de energía. Pero el proceso de producción de hidrógeno verde tiene todavía ineficiencias y su almacenaje también presenta problemas.

Todo lo que te he explicado hasta ahora se refería a la electricidad, pero como te decía al principio, la energía tiene otras formas: el calor y el frío. Sobre todo, el calor es mucho más fácil de guardar que la electricidad porque se puede almacenar de forma directa, no hace falta transformarlo, por lo que se evitan las pérdidas de energía que provoca esa transformación. Un ejemplo muy sencillo es el agua caliente, si tú la almacenas en un depósito, puede haber una ligera pérdida, pero es pequeña.

Cuando lo que se quiere es almacenar temperaturas muy altas, lo que se hace es calentar materiales que absorben muy bien el calor, como algunas sales que se funden y retienen esa temperatura durante horas e incluso días. Esto se usa en algunas centrales solares, a las que se llama termosolares, que durante el día almacenan parte de la producción calentando sales en tanques hasta unos 500–600 °C (por lo que pasan al estado líquido, se funden), lo que les permite producir electricidad también por la noche cuando no hay sol. Y el calor también puede almacenarse en materiales sólidos como la piedra o el hormigón. Eso es lo que se utiliza en industrias o en las centrales solares térmicas de concentración. También se almacena frío y esto se usa bastante en climatización, con procesos que utilizan hielo o agua fría.

En resumen, la respuesta a tu pregunta es que la electricidad renovable sí puede almacenarse, aunque es un proceso con dificultades todavía no resueltas y caro y que es más sencillo y barato almacenar el calor.

—

María Herrando es doctora en ingeniería, coordinadora de proyectos en el Instituto Tecnológico de Aragón. Su campo de investigación es las energías renovables y la eficiencia energética.

Coordinación y redacción: Victoria Toro.

Pregunta enviada por Jesús Cabañas.

Investigadoras al rescate es un consultorio científico semanal, patrocinado por el programa L’Oréal-Unesco ‘For Women in Science’ y por Bristol Myers Squibb, que contesta a las dudas de lectores y lectoras sobre ciencia y tecnología. Son científicas y tecnólogas, socias de AMIT (Asociación de Mujeres Investigadoras y Tecnólogas), las que responden a esas dudas. Envía tus preguntas a nosotrasrespondemos@gmail.com o por Bluesky o Instagram como #investigadorasalrescate.

El Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) ha dado este jueves el visto bueno al dictamen técnico sobre la solicitud para prolongar el funcionamiento de la central nuclear de Almaraz (Cáceres) hasta junio de 2030. Las eléctricas copropietarias de la central, Iberdrola, Naturgy y Endesa, habían solicitado esta prórroga para una central que genera cerca del 15% de las necesidades eléctricas de la Comunidad de Madrid y el 7% de la demanda española.

La decisión final está ahora en manos del Gobierno que será el responsable de decidir si la central seguirá operando o no más allá de los plazos establecidos, con el cierre de su primer reactor previsto para 2027. Fuentes del Ministerio de Transición Ecológica informan que esperan al informe para emitir una posición.

El pleno del CSN se reunió este jueves y emitió un informe favorable “con condiciones” a la autorización, que se apoya en “la comprobación del correcto funcionamiento de la central y en el mantenimiento del nivel adecuado de seguridad”.

Las principales condiciones tienen que ver con el mantenimiento de personal necesario para cumplir las funciones de seguridad entre los años 2028 y 2030, toda vez se ha comprobado que existe combustible para cubrir la prórroga y que las instalaciones están en buen estado para mantener la seguridad, en base a 29 documentos elaborados por 16 áreas especialistas del CSN.

Por tanto, no hay entre las condiciones impuestas la imposición de nuevas inversiones a las eléctricas, que presentaron al Gobierno su petición formal hace unos meses.

Para las compañías, la prórroga de Almaraz puede suponer un precedente para otras centrales nucleares, especialmente las catalanas de Ascó y Vandellós, que generan aún más del 40% de la demanda eléctrica catalana y tienen un papel clave para la industria y el suministro energético.

Las empresas vienen vinculando la ampliación de la vida útil de las centrales a la reducción de impuestos, una exigencia a la que el Ministerio de Transición Ecológica se ha negado en varias ocasiones.

El Gobierno acordó con las eléctricas y con la empresa pública de residuos radiactivos, Enresa, el cierre escalonado de las centrales nucleares en España en 2019, cuando la ministra era Teresa Ribera, de acuerdo con un Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) que preveía una penetración de las energías eólica y solar que sustituyeran a la nuclear. Las compañías consideraban además que la inversión masiva para ampliar la vida de las centrales no era rentable ante las renovables.

Sin embargo, estas mismas empresas, tras unos años de un rápido avance de las renovables que no era sin embargo suficiente para cubrir la demanda esperada, han encargado informes económicos que alertan de que el cierre nuclear puede tener un impacto económico para la economía.

El calendario prevé el cierre de Almaraz en 2027, a revisar ahora por el Gobierno, el de Almaraz II en 2028, el de Ascó I en 2029, Ascó II en 2030, Cofrentes en 2033, y Vandellós y Trillo cerrarán en 2035. Cabrá ver si las eléctricas españolas siguen el modelo de solicitar la prórroga para el resto de centrales.

Con unos 1.000 empleados, la central de Almaraz, en funcionamiento desde el 1983, es la de mayor generación de España, con más de 2.000 MW. y

En los últimos años, el debate de la nuclear ha visto varios bandazos y Europa opta ahora por defenderla como generación de energía limpia de emisiones. Mientras que Alemania fue precursora en su cierre y achaca parte de su estancamiento económico a ello, Francia apuesta por su expansión. Los riesgos asociados a un posible accidente y sobre todo la gestión de los residuos son los principales inconvenientes que achacan sus detractores, además de un coste de mantenimiento elevado. La elevada potencia y la estabilidad que dota a la red es lo que avala a sus defensores, que han utilizado el apagón para incidir en este último punto.

El Gobierno de España ha convocado este martes, tras la de principios de año, la segunda concurrencia competitiva para dotar de 700 megavatios “de potencia” eléctrica “firme” a Canarias, ha anunciado el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, en un comunicado.

Se abre ahora audiencia para recibir alegaciones de todos los agentes y poder activar esta convocatoria, con la que se busca “garantizar de forma definitiva la seguridad de suministro en las islas”, principalmente en Gran Canaria.

Otra de las “novedades para el sistema energético” en Canarias de las que ha dado cuenta Groizard está relacionada con “una pequeña revolución: la regulación energética de las islas incorporando el almacenamiento”, de forma que pueda competir con la generación fósil.

“Habilitamos un mecanismo de mercado y el almacenamiento va a poder hacer ofertas, va a poder pujar contra la generación fósil, va a poder competir con ella y, por tanto, entrar instalaciones de almacenamiento en lugar de las instalaciones fósiles que estaban funcionando hasta ahora”, ha resaltado.

Con ello se busca “sustituir generación fósil, contaminante y cara, por almacenamiento, reducir la dependencia exterior y los costes y mejorar la integración de renovables en el sistema”, ha precisado.

Se trata de un real decreto que sale a audiencia este mismo martes para recabar el parecer de todos los agentes e implica “un cambio muy significativo en el concepto de cómo funcionan los sistemas insulares, al poder incorporar el funcionamiento del almacenamiento”, ha recalcado.

En este encuentro también se ha puesto sobre la mesa el reciente Real Decreto Ley pendiente de convalidar y que incluye medidas importantes para el sector, como la eliminación del impuesto de generación eléctrica, que va a permitir abaratar la factura eléctrica a los consumidores y supone “un espaldarazo” al sector renovable, según ha manifestado Groizard.

Sobre la primera subasta de eólica marina por la que espera Canarias, el consejero regional de Transición Ecológica, Mariano Hernández Zapata, ha recordado al secretario de Estado de Energía el interés que tiene Gran Canaria de ser el primer territorio español que la desarrolle, a lo que este ha contestado que “antes de final de año podría salir esa concurrencia” en torno a la que existe un amplio consenso en las islas y que cuenta ya con la aprobación de los Planes de Ordenación del Espacio Marítimo (POEM).

Hernández Zapata ha pedido al departamento que dirige Groizar que amplíe hasta noviembre el plazo para ejecutar fondos Next Generarion, de forma que pueda cumplir los hitos relacionados con la instalación de renovables, ámbito en el que, según ha dicho, esta comunidad ha tramitado casi 100 megavatios y pretende sumar otros 170, “una oportunidad que no puede dejar pasar”.

“El Ministerio va a poner todo lo que esté de su parte para ampliar esos plazos y trabajarlos junto al Ministerio de Hacienda que, en este caso, es quien tiene que darnos el visto bueno”, ha referido el consejero

El Consejo de Ministros ha encargado a Red Eléctrica de España (REE) el proyecto de la central hidroeléctrica de bombeo de Güímar, en Tenerife, que comenzará a operar “a mitad de la próxima década” y promoverá la descarbonización del eje energético que conforman esta isla y La Gomera.

En rueda de prensa, el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, ha subrayado que, con este acuerdo, el Gobierno de España dice “adelante con este proyecto”, que va a suponer una inversión de más de 1.000 millones de euros y generará unos retornos económicos importantes, ya que la futura central permitirá ahorrar del orden de 200 millones de euros al año en generación de electricidad.

“En poco más de cinco años se va a amortizar, se va a recuperar totalmente esa inversión y es una infraestructura que tiene una vida útil de décadas y de décadas”, ha aseverado.

Además de una inversión rentable para el sistema eléctrico, será positiva para los consumidores, porque permitirá incorporar más energías renovables y evitar depender de combustibles fósiles que “vuelven a estar carísimos a nivel internacional”, ha añadido.

Groizard ha dicho que un tercio de la demanda eléctrica de Tenerife podría quedar cubierta por este sistema de bombeo, que permitirá almacenar el excedente generado por los parques eólicos y solares en forma de agua embalsada en altura, que se transforma de nuevo energía cuando se precise dejándola caer hacia unas turbinas.

La futura central de Güímar tendría así un funcionamiento similar a la que ya está en construcción en Gran Canaria, el Salto de Chira.

“Hablamos de entre 200 y 220 megavatios de potencia pico y unas 16 horas de almacenamiento. Es decir, esa es una megabatería, es una gran pila al servicio del sistema que va a permitir dotar de seguridad de suministro y permitir una mayor integración de renovables para Tenerife y La Gomera”, ha referido.

El acuerdo adoptado este martes “activa el mandato que se da a Red Eléctrica de hacer el trabajo de ingeniería, presentarlo a la ventanilla de la comunidad autónoma de Canarias, que va a ser quien haga la evaluación ambiental y el trámite administrativo de este proyecto”.

En paralelo, el Gobierno a lo largo de este año va a definir “cómo y cuánto se paga”.

Esa inversión de 1.000 millones de euros hay que convertirla en unos parámetros técnicos, económicos, una regulación que va a explicar exactamente cómo se regula y eso estará a lo largo de este año, ha dicho.

En cualquier caso, ha aclarado que “hablamos de proyectos que entre su tramitación y su construcción” se prolongarán en torno a una década, pero “a mitad de la década que viene Tenerife contará ya con su bombeo reversible, al igual que lo va a hacer muy próximamente la isla de Gran Canaria”.

La Comisión de Economía del Congreso de los Diputados ha dado luz verde al nombramiento del catedrático Juan José Ganuza como nuevo presidente de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, con el apoyo del Gobierno y sus socios habituales, frente al rechazo del PP y Junts.

Los candidatos a incorporarse al consejo de Competencia han comparecido este martes en el Congreso, un trámite preceptivo para avalar la designación que hizo el Consejo de Ministros el pasado 23 de junio. Además de Ganuza, los diputados han aprobado la designación de tres nuevos consejeros por un mandato de seis años: Carmen Balsa, Joan Capdevila y Marina Echebarría.

La mayoría de la Comisión ha avalado los nombramientos, con 19 votos a favor y 17 en contra, y ha desestimado los vetos que han presentado tanto PP como Vox a los nombramientos de los cuatro nuevos miembros de la CNMC.

Durante su intervención, Ganuza se ha definido como un “apasionado de la competencia”, que es “un mecanismo para reducir la desigualdad”. El ya presidente de la CNMC ha defendido que el mayor reto al que se enfrenta el supervisor están relacionados con la “competencia extrema” que suponen la economía digital y el desarrollo de la Inteligencia Artificial. Esto obliga, ha dicho el ya presidente de la CNMC, a actuar no solo 'ex post', sino con nuevas herramientas que eviten el “abuso de posiciones de dominio”.

“Soy un apasionado de la competencia. Creo firmemente que democratiza los mercados, abarata los precios, traslada las mejoras de productividad a los salarios de los trabajadores e incentiva a las empresas a innovar”, ha dicho.

El nuevo presidente de la CNMC, que sustituye a Cani Fernández al frente del 'zar' que supervisa los sectores regulados, es licenciado en Ciencias Físicas por la Universidad Complutense de Madrid y doctor en Economía por la Universidad Carlos III. Catedrático de Economía y Empresa en la Universidad Pompeu Fabra de Cataluña, se ha especializado en política de competencia, regulación de mercados, economía digital y contratación pública y dirigió durante más de una década el máster de Competencia y Regulación de la Barcelona School of Economics.

Además, desde 2014 es el responsable de la División de Regulación y Competencia de Funcas, el 'think-tank' de la Fundación de las Antiguas Cajas de Ahorro, y preside el Área de Economía de la Agencia Estatal de Investigación, que depende del Ministerio de Ciencia.

Un exdiputado, la exjefa de gabinete de Calviño y una catedrática

Junto al nuevo presidente, se incorporan como vocal Carmen Balsa, exdirectora de gabinete de Nadia Calviño entre 2018 y 2021 y, ahora, responsable de la Oficina Económica y Comercial de la Embajada de España en Milán. Balsa, que es técnico comercial y economista del Estado, cuenta con una dilatada experiencia en la Administración pública española y en organismos internacionales como el Fondo Monetario Internacional. Fue subdirectora de Estudios de la División de Promoción de la Competencia de la CNC, organismo que se integró en la CNMC, entre 2008 y 2009. Ha defendido durante su comparecencia el “honor” de sumarse al consejo de la CNMC.

También Joan Capdevila, exdiputado de ERC (2015-2024) y exdelegado del Govern de Catalunya en Madrid (2024-2025), que se desempeñó en su época en el Congreso en las comisiones de Industria, Transición Ecológica y Economía. Precisamente ha glosado esta experiencia y su trabajo “en más de 30 proyectos de ley”, lo que le ha permitido, a su juicio, “saber de la intersercción entre norma, mercado, empresa, consumidor y administración”. “Una experiencia presumo que útil para un órgano colegiado que debe decidir sobre problemas en los que la norma jurídica, el análisis económico, la realidad sectorial y el impacto social se cruzan constantemente”, ha señalado.

Por su parte, Marina Echebarría es catedrática de Derecho Mercantil en la Universidad de Valladolid, cuya investigación académica se ha especializado en ámbitos como el Derecho de la distribución comercial, los mercados electrónicos y las nuevas tecnologías. Echebarría, nombrada en 2020 la primera catedrática trans de España, fue candidata de IU-Sumar en las elecciones de Castilla y León del pasado mes de marzo.

La jurista ha asegurado que no pretende ser “experta” en los ocho sectores regulados de la CNMC pero se ha confiado a su “experiencia y capacidad de aprendizaje” para tomar las mejores decisiones en su órgano colegiado y hacer frente a los “abusos explotativos” vinculados a las posiciones dominantes en los mercados, lo que puede favorecer “actos desleales” que tengan incidencia en el derecho de la competencia.

Los diputados se han despedido con un sentido aplauso de Cani Fernández, presente en la sala mientras defendían su idoneidad los nuevos consejeros de la CNMC, cuyo mandato caducó el pasado mes de junio.

elDiario.es y Acciona reúnen a expertas para debatir sobre la urgencia de abandonar los combustibles fósiles y la de comunicar este desafío a la sociedad de forma clara y sin caer en la desinformación

Son muchos quienes se llevan las manos a la cabeza al consultar la actualidad, y no es para menos. Entre conflictos bélicos, catástrofes climáticas, riesgos de Salud Pública o cambios tecnológicos que irrumpen a zancadas en el día a día sin hacerse entender, la palabra de expertos en cuestiones como geopolítica, meteorología, sanidad o tecnología es un reclamo cada vez más apreciado y atendido en los medios de comunicación. Y es que el deseo de quienes les escuchan es algo tan simple y a la par tan complejo como entender el mundo que les —y nos— rodea.

Pero lo noticioso cada vez ocurre más rápido y, además, lo hace en un entorno que se vuelve día a día más ruidoso y menos intuitivo. Y un cóctel molotov como este lleva, lógicamente, a la confusión: ¿Qué es de fiar y qué no? ¿Hasta qué punto hay que preocuparse en determinados aspectos? ¿Cuáles, por el contrario, requieren más atención de la que reciben?

Titulares a priori tan dispares como guerras, inundaciones o epidemias tienen, sin embargo, dos denominadores comunes en la inmensa mayoría de los casos: el clima y la energía. Conocer la relación entre ambos conceptos es crucial para entender y analizar con criterio todas aquellas informaciones que, de primeras, son tan aterradoras como desconcertantes. Pero no siempre es sencillo informarse al respecto, especialmente sin caer en la trampa de los bulos o la saturación.

La importancia de la energía limpia

Es aquí donde entra en juego la transición energética, un término que se ha convertido en una imposición marcada por el propio planeta y su deterioro. Cada minuto cuenta para una cuenta atrás en la que el contador baja sin descanso. Se trata de un reto a gran escala que implica de manera especial a sectores como la administración, la tecnología o la comunicación. Esta última ha de velar, precisamente, para explicar de manera clara y fundamentada las causas y las consecuencias de la ineficiencia energética y el cambio climático al conjunto de la sociedad.

Con el fin de acercar estas cuestiones a la ciudadanía de la forma más acertada posible, elDiario.es organiza junto a Acciona el coloquio Descarbonizar el futuro: cómo comunicar la emergencia climática, en el que expertas en energía, comunicación y sostenibilidad debatirán sobre la necesidad imperiosa de abandonar los combustibles fósiles y las maneras más factibles para hacerlo, sin dejar de lado otras cuestiones sociales o económicas. Durante la conversación se abordarán cuestiones relativas a la movilidad, la geopolítica o el consumo, entre muchas otras.

Para ello, intervendrán Rubén del Campo Hernández, meteorólogo de la Agencia Estatal de Meteorología; Belén Hinójar y Carmen Huidobro, creadoras de contenido sobre sostenibilidad y cambio climático (Climabar), y Edith Guedella, responsable de Sostenibilidad del Negocio de Construcción de Acciona y divulgadora científica. El encuentro se emitirá en directo en las redes sociales de elDiario.es el próximo día 15 de julio a las 18:00 horas y estará moderado por David Noriega, jefe de la sección de Sociedad en elDiario.es.

El calor aumenta de manera brutal al avanzar desde la fotosfera hacia la corona del Sol, aunque esa capa exterior esté mucho más alejada del interior solar. La superficie alcanza unos 5.500 grados Celsius, mientras las zonas externas llegan a varios millones, una diferencia que todavía mantiene abiertas varias explicaciones.

Ninguna persona puede soportar esa cercanía, pero las sondas protegidas con escudos térmicos han recorrido regiones próximas al Sol para medir partículas, campos eléctricos y radiación. Esos acercamientos permiten investigar qué calienta la corona y cómo se comporta la materia allí.

Parker Solar Probe encontró polvo donde apenas se esperaba

Parker Solar Probe obtuvo una de esas pistas al registrar partículas de polvo cerca del Sol, donde durante años se creyó que apenas podrían sobrevivir. La sonda de la NASA ha pasado a unos seis millones de kilómetros de la superficie solar, una proximidad mayor que la alcanzada por cualquier otra nave.

Los datos llevaron a Syed Ayaz, investigador de la Universidad de Alabama en Huntsville, a estudiar si esos granos alteran el recorrido de la energía por la corona. El trabajo se publicó en The Astrophysical Journal.

La investigación se ocupa de las ondas cinéticas de Alfvén, oscilaciones del plasma que transportan energía electromagnética y pueden entregarla a las partículas. Los modelos anteriores solían describir la zona próxima al Sol mediante electrones, iones, campos magnéticos y ondas de plasma, mientras el polvo quedaba fuera porque el calor debía destruirlo.

Ayaz incorporó los granos cargados a esos cálculos para comprobar si modificaban la velocidad de las ondas y el punto donde liberaban energía. “Nuestro trabajo añade un nuevo ingrediente a esta explicación: los granos de polvo”, afirmó el investigador.

La masa del polvo puede desplazar el calentamiento hacia regiones lejanas

La masa del polvo puede añadir inercia al plasma y reducir la velocidad de las ondas, de manera que la energía continúa su recorrido antes de transformarse en calor. Esa posibilidad llevaría el calentamiento hacia zonas más alejadas de la corona o hacia el viento solar joven. El efecto depende de cuánto polvo haya, del tamaño de los granos y de la masa que aporten al medio por el que avanzan las ondas.

La carga eléctrica de las partículas abre la posibilidad opuesta, porque intensifica su relación con las ondas, los campos eléctricos y las partículas cercanas. La energía puede liberarse entonces junto a los granos y calentar el plasma en zonas más próximas. Ayaz resumió la diferencia mediante dos desenlaces separados: “Si domina la masa del polvo, la energía de las ondas puede viajar más lejos dentro de la corona”. Sobre la otra opción, añadió: “Si dominan los efectos de la carga del polvo, la energía puede liberarse de manera más local al calentar las partículas”.

Esa diferencia ayudaría a explicar por qué el calentamiento solar varía según la zona y por qué el viento solar gana velocidad mientras abandona el Sol. El problema de la corona depende tanto de la cantidad de energía disponible como del lugar donde acaba depositándose. Si los granos retrasan o adelantan esa transferencia, pueden modificar la temperatura del plasma y su movimiento. Gary Zank, coautor del estudio, señaló que la detección de polvo por Parker abrió una nueva línea de investigación sobre un problema que sigue sin una respuesta cerrada.

Las mediciones futuras decidirán cuál de los dos efectos predomina

Las próximas misiones tendrán que medir el polvo con instrumentos creados para esa tarea y registrar al mismo tiempo las ondas del plasma. Ayaz considera que esos detectores permitirían saber si los granos atraviesan la zona cercana al Sol como restos pasajeros o si participan en la transformación de energía electromagnética en calor y movimiento del viento solar. También podrían establecer su tamaño, su carga y su número, tres datos necesarios para calcular cuál de los dos efectos predomina.

Parker Solar Probe carece de un detector de polvo, por lo que el hallazgo apareció en instrumentos dedicados a otras mediciones. Las antenas y magnetómetros del experimento FIELDS registraron picos de voltaje cuando granos diminutos golpearon la nave a gran velocidad, se vaporizaron y formaron nubes de partículas cargadas.

Esas señales permitieron estudiar el polvo de manera indirecta y convirtieron a la sonda en un detector accidental. Los registros analizados procedían de una zona situada aproximadamente entre 6,3 y 13,2 millones de kilómetros de la superficie solar.

Los cálculos dependen de estimaciones sobre la frecuencia de los golpes, el área de la nave expuesta a las partículas y la velocidad relativa de los granos. El estudio también utiliza un modelo para describir cómo el polvo cargado altera las ondas cinéticas de Alfvén, por lo que todavía falta comprobar esa relación mediante mediciones específicas.

La investigación no resuelve por sí misma el calentamiento de la corona, pero obliga a incluir una materia que antes quedaba descartada y sitúa la siguiente comprobación en naves capaces de medir, al mismo tiempo, polvo, plasma y campos eléctricos.

Las pilas están presentes en muchos objetos de uso diario, aunque no suelen llamar la atención hasta que dejan de funcionar. Mandos a distancia, juguetes, relojes, linternas, cámaras o accesorios informáticos dependen de ellas para operar sin tener que estar conectados a la red eléctrica. Su tamaño reducido permite incorporarlas a dispositivos muy diferentes, pero no todas tienen las mismas dimensiones ni están pensadas para cubrir las mismas necesidades.

Su funcionamiento se basa en la conversión de energía química en eléctrica. En su interior se producen reacciones entre los electrodos que generan un flujo de electrones y, con ello, la corriente necesaria para alimentar el dispositivo. El principio general es parecido en los distintos tipos, aunque los materiales empleados pueden variar. Junto a estas características internas, el propio envase incluye una serie de letras que permite identificar el formato físico de cada pila.

En el caso de AA y AAA, estas denominaciones no corresponden a una marca ni indican por sí solas una tecnología concreta. Su función es diferenciar tamaños dentro de las pilas cilíndricas y asegurar que encajen en los compartimentos de los dispositivos. Ambas suelen ofrecer 1,5 voltios en sus versiones habituales, pero presentan diferencias en tamaño, peso y capacidad. Por eso, cada una tiene su propio uso en el ámbito doméstico y no deben intercambiarse si el aparato no está preparado para ello.

Qué significa AA y para qué sirve este formato

La denominación AA identifica uno de los tamaños más comunes entre las pilas cilíndricas. Dentro del sistema de clasificación, la letra A se utilizó para señalar un formato estándar, mientras que la doble A pasó a denominar una versión más pequeña. Con el tiempo, este modelo se consolidó gracias a su equilibrio entre tamaño y capacidad, lo que favoreció su uso en una amplia variedad de dispositivos.

La AA se sitúa en un punto intermedio entre tamaño y rendimiento. Es más larga y ancha que una AAA, lo que le permite disponer de mayor espacio interno para los materiales que generan electricidad. Esta diferencia hace que, en condiciones similares, pueda almacenar más energía y ofrecer una mayor duración. Aun así, la autonomía depende también del consumo del dispositivo, la frecuencia de uso y el tipo de pila utilizado.

Esta combinación explica que sea una de las opciones más habituales en dispositivos que requieren una alimentación relativamente estable sin ocupar demasiado espacio. Puede encontrarse en juguetes, linternas, cámaras digitales, radios portátiles, mandos de videoconsolas, teclados y ratones inalámbricos. También se utiliza en algunos mandos de televisión y en otros aparatos domésticos compatibles con este tamaño.

El hecho de que una AA suela ofrecer más autonomía no significa que pueda utilizarse en cualquier dispositivo. Los compartimentos están diseñados para unas medidas concretas, por lo que solo debe emplearse cuando así lo indique el fabricante. Además, las letras hacen referencia principalmente al tamaño, no a la composición. Existen versiones desechables y recargables, por lo que conviene comprobar el voltaje, el tipo de pila y la información del producto antes de usarla.

Qué significa AAA y para qué sirve este formato

La denominación AAA corresponde a una versión más pequeña dentro de la misma categoría de pilas cilíndricas. Su diseño responde a la necesidad de alimentar dispositivos donde el espacio disponible es limitado o donde se busca reducir el peso. Las tres letras no indican mayor potencia ni mejor calidad, sino que identifican un formato más corto y estrecho que la AA.

Su tamaño reducido permite diseñar dispositivos más compactos, ligeros y fáciles de manejar. Como contrapartida, el espacio interno disponible para los materiales activos es menor. Por este motivo, una AAA suele tener menos capacidad energética y puede agotarse antes que una AA en condiciones de uso similares. La diferencia no está necesariamente en el voltaje, ya que ambas suelen proporcionar 1,5 voltios en sus versiones convencionales.

Este formato se utiliza principalmente en dispositivos pequeños o con un consumo moderado. Es habitual en mandos a distancia estrechos, reproductores portátiles, relojes, termómetros, básculas, cámaras compactas, algunos juguetes y distintos accesorios informáticos. También aparece en aparatos donde el diseño obliga a reducir al máximo el tamaño o en productos que deben resultar cómodos de sostener durante su uso.

Aunque la AAA tenga un aspecto parecido al de la AA, no es recomendable introducirla en un compartimento mayor mediante soluciones improvisadas. Puede quedar mal ajustada, perder el contacto o provocar fallos en el funcionamiento. Del mismo modo, una AA no cabe en el espacio reservado para una AAA. Antes de sustituir una pila, conviene revisar la referencia indicada en el dispositivo o comprobar cuál estaba instalada. La AA está orientada a ofrecer mayor capacidad, mientras que la AAA prioriza un tamaño más reducido.

“Un programa para la recuperación y el empleo”. Es el nombre del paquete de reformas presentado la semana pasada por el Gobierno de coalición alemán, liderado por el canciller Friedrich Merz. Los conservadores de la CDU-CSU y los socialdemócratas del SPD dejaron así atrás meses de diferencias, disputas y rencillas sobre las reformas que necesita un país inmerso desde hace años en una crisis económica estructural.

El modelo económico alemán, basado durante décadas en energía barata –el gas importado de Rusia a través de los gasoductos Nordstream, hoy saboteados e inoperativos– y por una industria exportadora –con el sector del coche como principal bandera–, ha dejado de funcionar y no tiene visos de arrancar de nuevo. Las cifras apuntan a una desindustrialización de la primera economía europea. El Gobierno de Merz pretende con su batería de reformas frenar esa tendencia y devolver a Alemania a la senda del crecimiento.

Pero las propuestas del Gobierno de Gran Coalición están lejos de una reforma de fondo que dé respuesta a una crisis económica estructural y no coyuntural. A grandes rasgos, las 12 páginas del documento, que contiene un total de 34 medidas, se pueden resumir en un intento de impulsar el crecimiento de un modelo en decadencia, garantizar el empleo, reducir la carga burocrática para empresas y ciudadanía, y fomentar las inversiones y las “tecnologías del futuro”.

Llama la atención que la enumeración que ofrece el documento sobre esas “tecnologías de futuro” comience con la industria automotriz, hoy amenazada en Alemania por cientos de miles de despidos; y acabe con la inteligencia artificial, un sector en el que el país va claramente a la zaga entre las grandes economías del planeta por su insuficiente digitalización. Los críticos achacan a los planes del Gobierno, no en vano, falta de ambición y capacidad analítica de los problemas fundamentales del país.

Una reforma de las pensiones para subir la edad de jubilación

La coalición que dirige Merz vive instalada en la urgencia. La crisis económica estructural a la que se enfrenta Alemania va acompañada de una tendencia que se consolida cada vez más en las encuestas electorales: la ultraderecha de Alternativa para Alemania (AfD), las lidera cómodamente y en algunas de ellas roza el 30% de intención de voto. Las malas perspectivas económicas del país son un elemento fundamental para entender ese voto protesta, que se alimenta de descontento y miedo al futuro.

Esa es la coyuntura en la que el Gobierno ha presentado su paquete de reformas, con el que los partidos de Gobierno han tenido que hacer malabarismos para presentar algo digerible a sus electorados.

Los conservadores de la CDU-CSU han impuesto su promesa de reducir la carga burocrática, rebajas fiscales para familias de ingresos medios con dos hijos, así como una flexibilización del mercado laboral que permitirá, por ejemplo, que un asalariado encadene seis contratos temporales de dos años en una misma empresa sin que esta esté obligada a hacerlo indefinido.

Los socialdemócratas del SPD, por su parte, pueden vender un alivio fiscal a ingresos medios y bajos, un aumento a la carga fiscal para los grandes salarios a partir de 250.000 euros anuales, así como un pequeño aumento del subsidio público por hijo. Al mismo tiempo, el SPD asegura haber conseguido una reforma de las pensiones públicas que promete estabilizarlas, pero con una cara B: un incremento de las cotizaciones, un aumento progresivo de la edad de jubilación –que podría llegar hasta los 70 años a finales de este siglo– y la inversión del 2% de las aportaciones a la caja pública de pensiones en los mercados financieros, con el riesgo que ello comporta.

Obsesión por la productividad

El canciller Merz está convencido de que los alemanes trabajan demasiado poco. Por eso exige el aumento de la productividad a través de más horas trabajadas. Lo ha dicho en varias ocasiones antes y después de las últimas elecciones federales.

Una de las medidas más controvertidas del paquete de reformas es, de hecho, la obligación de presentar un certificado médico de enfermedad ya el primer día en que un empleado se ausente de su puesto de trabajo, así como la eliminación de la obtención de la baja por enfermedad a través de una consulta telefónica que permite hoy no tener que acudir a una consulta para obtenerla. Ambas medidas han desatado críticas de asociaciones de médicos, que prevén una avalancha burocrática y de pacientes sobre sus consultas.

“Son todos debates superficiales que no abordan la causa del problema. No vamos a solucionarlo si mejoramos nuestra competitividad. Esta vez no lo lograremos”. Esto dijo el analista económico alemán Wolfgang Münchau en una entrevista con elDiario.es el febrero del año pasado, cuando Merz todavía ni siquiera era canciller.

La tesis del último libro de Münchau, Kaput. El fin del milagro alemán, sigue siendo vigente: “Hace tiempo que Alemania perdió su posición de ventaja y liderazgo. Lo que ha pasado con el gas ruso es un ejemplo: la mayoría de piezas de un automóvil alemán ya no se fabrica en Alemania, sino en terceros países. Lo que hizo Alemania es ensamblarlos gracias al gas ruso barato, refinarlo y ponerle el sello de Made in Germany. Ese ha sido su modelo de negocio, pero ya no tiene energía barata y China también lo está haciendo muy bien. El segmento de mercado que tiene Alemania es cada vez menor.”

El gasto militar se dispara

Los 34 puntos del paquete de reformas presentado por el Gobierno alemán tiene una ausencia llamativa: no incluye mención alguna a la industria militar, un sector hacia el que está girando ya una parte de la industria pesada alemana que ve como sus productos no se venden como antes en el extranjero.

Volkswagen ya está fabricando, por ejemplo, un vehículo militar en una planta de Osnabrück mientras las ventas de sus turismos languidecen tras haber perdido el tren del motor eléctrico. Mercedes-Benz planea, por su parte, comenzar a invertir en la producción de drones militares, según adelantó el pasado junio el diario estadounidense Financial Times.

Ese giro militarista industrial va acompañado de una creciente inversión pública en armamento: el Gobierno de Merz prevé gastar en Defensa casi 140.000 millones de euros en 2027, uno de cada cuatro euros del presupuesto federal, y más de 153.000 millones en 2028. La militar parece realmente en este momento la única alternativa real a la automotriz, la química y la del acero, las tres grandes industrias de Alemania durante las últimas décadas.

La economía alemana puede agradecer este giro a corto plazo, pero las consecuencias políticas y económicas a medio y largo plazo, con una ultraderecha de agenda nacional étnica y revisionista de la historia alemana y europea liderando las encuestas, son hoy imprevisibles. Merz parece más centrado en intentar salvar esta legislatura que en reformar los fundamentos de un modelo económico exitoso en el pasado, pero que hoy ya no funciona.

La próxima prueba de fuego serán las elecciones regionales en el estado oriental de Sachsen-Anhalt el próximo 6 de septiembre. La ultraderecha de AfD podría conseguir mayoría absoluta y gobernar por primera vez a nivel regional. Los actuales debates sobre la ambición del paquete de reformas económicas presentado por el Gobierno de Merz podrían quedarse entonces en anécdota.

El Recinto Ferial de Agüimes celebrará los próximos 21 y 22 de octubre una nueva edición de la Feria Canagua y Energía 2026, que ya cuenta con medio centenar de empresas dispuestas a liderar la transformación del sector del agua, la energía y la sostenibilidad en Canarias.

Participar en Canagua y Energía ofrece a las empresas una oportunidad única para mostrar en directo sus productos y servicios, conectar personalmente con su público objetivo y reforzar la visibilidad de su marca, según ha explicado el Cabildo de Gran Canaria. Además, el evento favorece la generación de nuevas oportunidades de negocio, el fortalecimiento de las relaciones con clientes actuales y potenciales, y el establecimiento de contactos estratégicos con profesionales del sector, al tiempo que posiciona a las empresas como actores comprometidos con el desarrollo y la transición energética en Canarias.

Así lo han visto las más de 50 empresas e instituciones que ya han reservado su espacio en el área expositiva de la feria, que ya cuenta con más del 90 % ocupado por organismos como Red Eléctrica, el Consejo Insular de Aguas, el Consejo Insular de Energía, el Parque Tecnológico de Energía Solar de Gran Canaria (ESGC), la Plataforma Oceánica de Canarias (Plocan) y el Instituto Tecnológico de Canarias (ITC); y compañías como SM Advance Energy, Hidra Servicios y la Central de Representaciones Canarias, entre otras muchas.

Además, Canaragua y Green Efficient como patrocinadores platino de los bloques dedicados al agua y a la energía; y Aqualia y LONGi Solar, como patrocinadores oro del Speaker’s Corner y el área B2B, respectivamente, apoyarán este año esta 15ª edición de la feria.

Gracias al apoyo de todas estas empresas, la Feria Canagua y Energía busca ofrecer un espacio en el que el amplio abanico de servicios relacionados con las energías limpias, los nuevos modelos de generación energética, la eficiencia, la desalación y reutilización del agua y las nuevas tendencias en el sector del agua y la energía serán, de nuevo, los principales protagonistas, expone el Cabildo.

En el marco de esta feria, Infecar facilitará además varios espacios de conexión entre empresas y profesionales -el área B2B y el Speaker’s Corner- para favorecer la generación de oportunidades de colaboración y negocio y continuar consolidando Canarias como referente internacional en este ámbito, con especial atención a los países de la Macaronesia.

Cómo participar

A tres meses de su celebración, la Feria Canagua y Energía dispone aún de algunos espacios libres en su zona expositiva reservada para empresas o instituciones vinculadas a los sectores del agua, la energía y la sostenibilidad, así como empresas de servicios auxiliares que formen parte de la cadena de valor del sector.

Las empresas interesadas en participar en dicha exposición, podrán hacerlo solicitando su espacio a través de la web del evento www.canagua.es, en la que también está disponible la inscripción en los rincones de presentaciones ágiles del Speaker’s Corner.

El evento, respaldado por patrocinadores como Canaragua, Green Efficient, Aqualia y LONGi Solar, está promovido por el Cabildo de Gran Canaria, a través del Consejo Insular de la Energía y el Consejo Insular de Aguas, y organizado por Infecar, Feria de Gran Canaria. Cuenta también con Cajasiete como colaborador oficial y con la colaboración del Ayuntamiento de Agüimes.

El funcionamiento continuo de sistemas digitales obliga a mantener servidores activos día y noche, lo que dispara el uso de electricidad y equipos de alto rendimiento. Usar inteligencia artificial exige esa misma lógica de consumo constante, porque cada modelo necesita procesar grandes volúmenes de datos y realizar cálculos complejos de forma ininterrumpida. Esa exigencia no se limita al momento de uso, ya que el entrenamiento de los modelos multiplica el gasto durante días o semanas.

Todo ello obliga a destinar cada vez más energía, infraestructura y sistemas de refrigeración para mantener estos equipos en funcionamiento. Aunque resulta difícil establecer una cifra media aceptada sobre el consumo de la inteligencia artificial, sí existen estimaciones que permiten hacerse una idea de la dimensión de esta demanda.

Una granja de Nueva York alimenta equipos informáticos con residuos ganaderos

El aumento de esa demanda ya tiene cifras claras cuando se analiza el conjunto de los centros de datos, donde se ejecuta buena parte de la inteligencia artificial. La International Energy Agency (IEA) estima que el consumo eléctrico de estas instalaciones superará los 945 teravatios hora anuales en 2030, una cifra que duplica los niveles actuales y que equivale a todo el consumo eléctrico de Japón.

El organismo identifica el papel de la inteligencia artificial como motor principal de ese crecimiento y lo resume así: “La inteligencia artificial es el principal motor del crecimiento de la demanda de electricidad de los centros de datos”. Ese ritmo obliga a buscar fuentes de energía capaces de sostener un suministro continuo sin interrupciones.

En el estado de Nueva York, una granja lechera puso en marcha un sistema que convierte el estiércol de más de 4.000 vacas en energía capaz de alimentar equipos de computación instalados en el propio terreno. Grist informó de que Lent Hill Dairy Farm trabaja con Ag-Grid Energy para producir biogás a partir de residuos orgánicos y destinarlo directamente a procesos informáticos.

La iniciativa se plantea como un modelo replicable en explotaciones medianas, con la idea de llevar capacidad de cálculo a zonas rurales mediante conexiones de fibra. Rashi Akki, directora ejecutiva de la empresa, defiende esa posibilidad como una forma de acercar infraestructura tecnológica a territorios alejados de los grandes centros urbanos.

El metano pasa a convertirse en gas natural renovable

El proceso que permite esa transformación parte de un fenómeno natural que ocurre cuando el estiércol se descompone y libera metano. Ese gas queda atrapado en digestores anaeróbicos, donde microorganismos lo procesan sin oxígeno hasta generar biogás.

Después se somete a un tratamiento que elimina impurezas hasta alcanzar una concentración superior al 90% de metano, momento en el que pasa a considerarse gas natural renovable. El Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) sitúa el potencial de calentamiento del metano muy por encima del dióxido de carbono, con una capacidad de atrapar calor 28 veces mayor a 100 años. Capturarlo antes de que llegue a la atmósfera reduce parte de ese efecto.

Ese gas tratado puede integrarse en la red energética sin cambios profundos, lo que facilita su uso en instalaciones ya existentes. La U.S. Environmental Protection Agency (EPA) explica que su composición es prácticamente igual a la del gas convencional, lo que permite transportarlo por tuberías y emplearlo en centrales eléctricas estándar.

Esa continuidad resulta útil para los centros de datos, que necesitan un suministro estable durante las 24 horas y no pueden depender de variaciones climáticas. A diferencia de otras fuentes, el gas permite generar electricidad bajo demanda, lo que encaja con el funcionamiento continuo de los sistemas de inteligencia artificial.

Estados Unidos amplía los proyectos de gas natural renovable

El uso de biogás en Estados Unidos ha crecido en los últimos años a medida que aumenta la presión sobre la red eléctrica. La EPA recoge que el número de proyectos de gas natural renovable pasó de 41 en 2015 a 102 en 2023, con un peso creciente de los residuos ganaderos como materia prima.

Según datos citados por Grist, los centros de datos ya consumen el 4,9% de la electricidad del país y podrían duplicar esa cifra antes de 2030. Ese crecimiento hace que se acelere la búsqueda de soluciones que puedan ponerse en marcha sin esperar a nuevas infraestructuras.

El desarrollo de estos sistemas depende en gran parte de incentivos económicos y del interés de las empresas tecnológicas por asegurar su suministro energético. Programas públicos en varios estados financian la instalación de digestores y facilitan la rentabilidad de los proyectos.

Patrick Serfass, director ejecutivo del American Biogas Council, sitúa ahí el potencial de expansión al señalar que el país solo ha desarrollado entre el 10% y el 15% de su capacidad. Según su previsión, la demanda de los centros de datos absorberá gran parte de la producción disponible: “Los centros de datos van a estar tan hambrientos de energía que podrían absorber prácticamente toda la oferta que la industria pueda crear”.

Ese crecimiento también genera críticas por sus efectos sobre el entorno rural y el modelo ganadero. Sarah D’Onofrio, investigadora centrada en el impacto ambiental, advierte que el gas renovable puede incorporarse al sistema energético sin sustituir por completo a los combustibles fósiles, lo que permite presentar el suministro como sostenible sin cambios demasiado importantes.

Brent Kim, investigador del Johns Hopkins Center for a Liveable Future, añade que el uso de digestores puede reducir el metano en el corto plazo, aunque también aumenta otros contaminantes. Para él, el problema aparece cuando el estiércol pasa a tener más valor económico que la producción agrícola, lo que altera la lógica de estas explotaciones y empuja a ampliar su tamaño.

El Partido Verde Aragón reclama una planificación que ordene el desarrollo del biogás en función atendiendo a las necesidades reales del territorio con información transparente, garantías suficientes y equilibrio territorial. Son algunas de las principales conclusiones que deja una nueva edición de 'Los Viernes Verdes', reunión celebrada en Huesca y dedicada en esta ocasión al desarrollo de los proyectos de biogás y biometano en Aragón.

En el encuentro han participado representantes de Stop Biogás Somontano, Asociación Estrecho Quinto, La Grieta del Purín, Plataforma STOP Biogás Siétamo y Stop Biogás Guerra Viva, además de a personas interesadas de Huesca y otros municipios en un debate abierto a la ciudadanía sobre el modelo de implantación de estas instalaciones y sus efectos sobre el territorio.

Durante el acto ha quedado patente la creciente preocupación existente por la concentración de proyectos de biogás en Aragón y, especialmente, en la provincia de Huesca, donde actualmente se tramitan 31 proyectos.

Las entidades participantes coinciden en que la transición energética debe ir acompañada de una adecuada planificación territorial, transparencia administrativa y una participación real de los municipios y de la ciudadanía en la toma de decisiones.

El debate ha permitido abordar cuestiones como la gestión de los digestatos, el transporte de residuos, el impacto sobre la calidad de vida en los pueblos, la disponibilidad real de materia prima para abastecer las plantas, la afección sobre los recursos naturales y el riesgo de que Aragón termine convirtiéndose en receptor de residuos procedentes de otros territorios.

El Partido Verde Aragón ha querido agradecer públicamente la participación de todas las plataformas ciudadanas y ha destacado el trabajo que vienen desarrollando para informar a la población y trasladar a las administraciones las preocupaciones existentes en los municipios afectados.

Por un Plan Aragonés de Ordenación del Biogás

La formación ecologista considera que estos espacios de diálogo son imprescindibles para construir políticas públicas desde la escucha y el conocimiento del territorio. Por ello, las principales aportaciones recogidas durante el debate se incorporarán al trabajo que el Partido Verde Aragón está desarrollando junto a Chunta Aragonesista para impulsar una iniciativa parlamentaria que contribuya a ordenar el desarrollo del biogás en Aragón.

Entre las medidas que se están estudiando figuran la elaboración de un Plan Aragonés de Ordenación del Biogás, el refuerzo de las garantías ambientales, una mayor transparencia en la tramitación de los proyectos, la evaluación de los impactos acumulativos derivados de la concentración de plantas, criterios rigurosos para la gestión de los digestatos, la priorización de proyectos vinculados a residuos de proximidad y el fortalecimiento de la participación de ayuntamientos y ciudadanía en las decisiones que afectan al territorio.

La reunión puso sobre la mesa la necesidad de que los proyectos que se aborden ofrezcan garantías suficientes sobre la gestión de digestatos, el transporte de residuos y sus impactos ambientales y sociales.

“La transición energética debe desarrollarse con criterios de sostenibilidad, transparencia y equilibrio territorial, evitando una concentración desproporcionada de instalaciones en determinadas comarcas o el solapamiento de proyectos en territorios sin capacidad para suministrar deshechos suficientes, lo que supondría generar una demanda de los mismos, lo que iría radicalmente en contra del espíritu de la gestión de residuos”, apuntan desde la formación.

La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, ha afirmado este jueves que aún “hay margen” para lanzar este año la primera subasta de la eólica marina.

Después de presentar la nueva interconexión eléctrica de España y Portugal, ha sido cuestionada por los periodistas sobre si la puja piloto de eólica marina flotante será para Canarias o Galicia y ha dicho que “todavía” no tienen la “respuesta” porque deben “analizar toda la información recibida”.

Aagesen ha advertido con insistencia en que esa puja se hará “en los territorios” donde haya “mayor aceptación” de esa energía eólica marina, porque para ella es una cuestión “fundamental”.

“Es importantísimo que se cuente con el territorio, con la ciudadanía que apueste realmente por esa eólica marina para que los proyectos realmente lleguen finalmente al territorio”, ha abundado la ministra.

En Canarias, concretamente en Gran Canaria, el Cabildo, empresas y sindicatos de la isla solicitaron el pasado abril al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico la convocatoria “urgente” de esta primera subasta de energía eólica marina en España, y para ello, propusieron que ese primer paso se materialice en un proyecto comercial piloto en la isla.

La Corporación insular explicó entonces que la eólica marina flotante se perfila como “una herramienta clave para avanzar simultáneamente en la reducción de la dependencia energética, la diversificación económica y la generación de empleo cualificado”.

Según la ministra, “hay margen” para que esas subastas se lancen este año, que es el “objetivo” que tiene el Gobierno.

El pasado febrero, el Ministerio abrió la consulta pública previa para la orden que fijará las bases de esas primeras subastas de eólica marina en España.

Según ese texto, el futuro procedimiento de concurrencia competitiva otorgará régimen económico, reserva de capacidad de acceso a red y prioridad para la concesión de ocupación del dominio público marítimo-terrestre.

Si Europa quiere desarrollar inteligencias artificiales que funcionen con sus normas y valores, entonces tiene que construir la capacidad tecnológica, industrial y financiera para no depender de otros a la hora de entrenarla y gobernarla. Esa idea vale 20.000 millones de euros y tiene una pieza clave: infraestructuras que Bruselas ha llamado “gigafactorías de IA”. Como mucho, habrá cinco de ellas en toda la Unión Europea y España está apostando fuerte para llevarse una.

El principio básico de estas infraestructuras es juntar en un mismo lugar enormes cantidades de potencia de cálculo (hasta 100.000 chips avanzados cada una) con los datos, energía, red y personal especializado para entrenar y desplegar modelos de IA muy grandes. Esa tecnología de vanguardia que a Europa, incluso teniendo en cuenta a la francesa Mistral, le está costando tanto desarrollar.

El objetivo es que no (solo) sean centros de datos gigantes, sino puntos de innovación que acerquen la IA avanzada a todo el tejido empresarial, desde grandes compañías no tecnológicas a pymes. “Estas gigafactorías son mucho más que centros de datos. Serán grandes polos de investigación, generadores de riqueza en torno a la IA”, aseguró el ministro para la Transformación Digital, Óscar López, en el último Consejo de Ministros.

El Gobierno ha aprobado ya la inversión de más de 1.000 millones de euros para apoyar la candidatura española. Unos 719 de ellos se usarán para constituir la sociedad público-privada que gestionaría la gigafactoría española. Otros 300 son una “aportación voluntaria” al organismo europeo EuroHPC, que gestiona la inversión europea en IA, sumando compromiso político y financiero al proyecto español.

Corriendo antes del pistoletazo de salida

Una muestra del peso que el Ejecutivo está dando a la iniciativa es que la Comisión Europea ni siquiera ha publicado todavía el concurso oficial para optar a las gigafactorías. Se espera que lo haga en las próximas semanas, pero para cuando salga del horno, España quiere estar preparada: ya hay emplazamientos, socios confirmados y dinero encima de la mesa.

La candidatura española se basará en dos polos. Uno estará en Móra la Nova, en Tarragona. El otro, en San Fernando de Henares, en Madrid. ¿Por qué dos, si el objetivo es concentrar en un mismo lugar los chips avanzados, el tejido industrial y el talento? Fuentes del sector privado implicadas en el proceso aseguran a elDiario.es que detrás de esta decisión no está la motivación política de incluir a las dos comunidades con más peso económico de España.

Es “pragmatismo” y un intento de solidificar la candidatura, aseguran las mismas fuentes. Móra la Nova, la ubicación inicial de la instalación, se eligió por la disponibilidad de suelo, potencia eléctrica y acceso a agua de la comarca histórica de la Ribera d'Ebre, así como la fibra óptica necesaria para una infraestructura de este tamaño. Además, se encuentra relativamente cerca del Barcelona Supercomputing Center—Centro Nacional de Supercomputación (BSC), con el que podrá generar sinergias y un gran ecosistema de computación avanzada.

Por otra parte, San Fernando de Henares aporta el músculo corporativo en torno al sector tecnológico con el que cuenta el corredor del Henares. Un ecosistema digital consolidado donde ya operan numerosos centros de datos y empresas digitales. “Lo que se buscó es aportar más confianza de que se podría llegar a tiempo a todos los compromisos con seguridad, con lo que la propuesta ganaba fuerza”, explican las mismas fuentes.

Un consorcio público-privado

El Gobierno tendrá el 48% del capital de la sociedad público-privada que se constituirá para gestionar la gigafactoría. Según avanzó la semana pasada la Generalitat de Catalunya (que aportará un 1%), Telefónica, ACS y Banco Santander serán los principales socios privados, con un 15,67% cada uno.

El 4% restante corresponderá a Multiverse Computing, una startup con sede en San Sebastián que desarrolla software para hacer más eficientes los modelos de IA, reduciendo costes y consumo energético sin perder rendimiento. El Gobierno ha invertido de forma independiente 150 millones de euros en esta empresa par apoya su desarrollo, y ahora la ha elevado como la apuesta tecnológica nacional del proyecto. Con su incorporación, el bloque privado alcanzará el 51% del capital y tendrá el control efectivo del consorcio.

No obstante, fuentes conocedoras de la situación detallan que el proyecto está abierto a la llegada de más socios y los porcentajes finales podrían variar. Por este motivo, las empresas involucradas prefieren no pronunciarse por el momento sobre los detalles de su participación. Entre dinero público y privado, se espera que cada gigafactoría reúna una inversión de unos 5.000 millones de euros.

“Estamos liderando el consorcio español y, en estos momentos, estamos centrados en todos los trabajos relacionados con la preparación de la oferta final. En cuanto al calendario, la oferta debe presentarse entre junio y julio y esperamos tener un resultado a finales de año. No podemos proporcionar más información al respecto”, afirmó en mayo Borja Ochoa, presidente de Telefónica España, durante la presentación de las cuentas del primer trimestre de la teleco.

La batalla por el control tecnológico (y quién queda fuera)

La construcción de estas infraestructuras estratégicas no solo beneficiaría a las grandes empresas que ejercen de socios principales, sino también a cientos de proveedores europeos más pequeños. Uno de ellos es la empresa española OpenNebula, que desarrolla software de código abierto para gestionar infraestructuras de computación en la nube y está negociando su participación en varias candidaturas de gigafactorías.

Alberto P. Martí, su responsable de Alianzas Estratégicas, alerta en conversación con este medio que las multinacionales estadounidenses están presionando para no quedarse fuera de estos proyectos. Existe un riesgo real, avisa, de que el dinero público se termine usando para “pagar licencias, soporte y demás a empresas americanas, porque son ellos los que controlan el software propietario”.

Es decir, que aunque las gigafactorías se instalarán en Europa, podrían terminar operando los chips estadounidenses de Nvidia (ineludibles, al ser los más potentes del mercado para entrenar inteligencia artificial) con programas diseñados también en Silicon Valley. Frente a esto, Martí defiende que priorizar alternativas europeas y abiertas es “la manera de asegurar el futuro de la infraestructura, de realmente dar a Europa independencia tecnológica”. Recuerda que, más allá de los chips, el software es lo que le “da vida” a esta iniciativa.

Quién decide y quién vigila

El debate en torno a estas infraestructuras va más allá de la soberanía tecnológica. La coalición IA Ciudadana, formada por una veintena de organizaciones de la sociedad civil que trabajan para defender los derechos humanos en el contexto de las tecnologías digitales, pide que las gigafactorías no se gestionen de espaldas a la gente.

“Decisiones de esta envergadura requieren un debate democrático real: ¿Quién decide qué modelos de IA se entrenarán en estas infraestructuras? ¿Con qué criterios? ¿Qué mecanismos de supervisión pública existirán? De momento, las organizaciones expertas no hemos sido escuchadas en ninguna fase de un proceso que terminará afectando a la vida de la gente de un modo u otro”, lamenta una portavoz en un comunicado remitido a elDiario.es.

La coalición celebra “que España ambicione liderar el desarrollo de infraestructuras de IA en Europa”, pero recuerda que “la democracia en la IA no se mide solo en quién puede usar la tecnología, sino en quién participa en decidir cómo se desarrolla y con qué valores”. “Una infraestructura pública de esta escala, financiada con dinero de todos, debería venir acompañada desde el primer día de mecanismos de gobernanza transparente”, concluye: “Exigimos que estos procesos no sean un trámite de legitimación a posteriori, sino parte constitutiva del proyecto”.