El Gobierno vasco ha aprobado aumentar hasta los 153 millones de euros las inversiones en la red eléctrica de distribución para el año 2027. El aumento supone añadir 43 millones más a la inversión prevista hasta ahora 110 millones de euros, y que correrán en su mayoría a cargo de i-DE, la distribuidora de Iberdrola. Con ello se duplican las inversiones anuales planificadas en red eléctrica de distribución en Euskadi en los últimos dos años, según ha destacado el Gobierno vasco.

En concreto, la inversión de 110 que se aprobó en el mes de abril se incrementa hasta los 143 millones de euros en 2027 sólo en refuerzo y digitalización de la red eléctrica de distribución de Euskadi, y alcanza los 153 millones una vez sumadas las inversiones en medida e instalaciones financiadas por clientes. Fuentes del departamento de Industria, Transición Energética y Sostenibilidad consideran esta inversión es “más apropiada para dar respuesta a las necesidades de demanda eléctrica industrial prevista para los próximos años en Euskadi”. “Este esfuerzo inversor permitirá reforzar la capacidad, modernización y digitalización de la red. Esto es necesario para hacer frente a la demanda de electrificación y descarbonización de Euskadi”, han señalado.

El aumento de la inversión en Euskadi es posible tras la aprobación por parte del Gobierno central a finales de julio del Real Decreto por el que se regulan los planes de inversión de las redes de transporte y distribución de energía eléctrica y que permite una inversión adicional de 17.900 millones de euros en estas infraestructuras hasta el año 2030. “Este Real Decreto da respuesta a la propuesta realizada por el Gobierno vasco al Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico para incrementar las inversiones en las redes eléctricas de transporte y distribución en Euskadi”, han señalado desde el departamento que dirige Mikel Jauregi. El Gobierno vasco había trasladado al Ministerio que las inversiones previstas para el año 2027 eran “necesarias, pero no suficientes” en la primera cuantía que estaba establecida. “Este aumento de la inversión es más apropiado para la demanda eléctrica industrial en Euskadi”, han indicado.

El Gobierno vasco ha insistido en la necesidad de que se sigan dando los “pasos regulatorios necesarios” para asegurar que la red eléctrica, tanto de distribución como de transporte, “esté preparada para acometer los retos de demanda a los que se enfrenta Euskadi” y que se dé respuesta al ritmo que exige la descarbonización y competitividad industrial de Euskadi. Por ello, urgen al Gobierno central a “aprobar urgentemente la planificación de red de transporte con horizonte 2030”. “La correcta coordinación entre ambos niveles de la red eléctrica —transporte y distribución—, es esencial para asegurar que las inversiones realizadas se traduzcan en un suministro eléctrico suficiente, seguro y de calidad para toda la sociedad vasca.

Además, el Gobierno vasco considera fundamental el desarrollo de aspectos regulatorios clave que permitan incrementar las inversiones asociadas al crecimiento de la demanda industrial y residencial. “Es necesario incrementar las inversiones en electrificación para mejorar nuestra autonomía energética combinando un marco regulador incentivador y la competitividad de costes energéticos”, han señalado.

El Gobierno vasco llegó en septiembre del año pasado a un acuerdo con el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico para ampliar en los próximos años un 40% su capacidad de la red eléctrica. Una ampliación de capacidad para mantener la productividad de la industria y que necesita de inversiones. En concreto, el aumento de ese 40% supondrá que Euskadi contará a partir de 2030, que es el año en que acaba la nueva planificación energética, con una capacidad cercana a las 17.000 Mw, frente a los 12.000 Mw actuales.

Aumenta el consumo de energía eléctrica

Por otra parte, según datos proporcionados por el Ente Vasco de Energía (EVE), el consumo de energía eléctrica en Euskadi aumentó un 57,3% en julio respecto al mismo mes del año anterior y un 4,6% en el acumulado del año, según el Boletín de Coyuntura Energética que publica el organismo. En concreto, el mayor incremento en julio fue en Siderurgia con un aumento del 213,9% respecto al julio de 2025 y del 5,5% de enero a julio de este año.

Industria también registró una subida interanual importante del 122,9% y del 4,5% en los siete primeros meses del año. En Edificios, el consumo de energía eléctrica subió un 9% en julio respecto al mismo mes del año anterior y un 3,8% en el acumulado anual. En doméstico, los incrementos fueron del 8,4% en julio y del 2,9% en los siete primeros meses del año, mientras que en Servicios fue del 9,4% y del 4,6%, respectivamente.

Por su parte, el consumo de gas natural en Euskadi en julio registró un incremento del 11,9% en comparación con el mismo mes de 2025, mientras que bajó un 0,7% en el acumulado anual. En las centrales térmicas, hubo un ascenso del 70,7% en julio y del 7,2% de enero a julio. En Servicios, se produjo una bajada del 7,1% en el consumo de gas natural en julio y una subida del 1,1% en el acumulado anual. En residencial el descenso fue mayor en julio, del 14,1%, con aumento del 1,8% de enero a julio. Por último, en la Industria bajó el consumo, tanto en julio (-3,1%) como en el acumulado anual (-5,7%).

El enquistamiento de la situación en Irán, cumplidos seis meses desde el inicio del conflicto que según Donald Trump apenas duraría unas semanas, va a propiciar la cuesta de septiembre más dura en España desde la invasión rusa de Ucrania, en 2022. Millones de hogares afrontan la vuelta al trabajo y al colegio tras las vacaciones de verano con la inflación en máximos de más de tres años por el encarecimiento de la energía y el Euríbor en el nivel más alto desde septiembre de 2024.

El índice de precios al consumo (IPC) se disparó en agosto al 4,3%, en máximos para este mes del año desde 2022, tras la invasión de Ucrania. La inflación en España está ya en el nivel más elevado desde febrero de 2023, impulsada por el encarecimiento de los carburantes.

Es una de las consecuencias más evidentes de la guerra iniciada por Trump, cuya onda expansiva está afectando también a las cadenas de suministro globales o al precio de los fertilizantes, lo que unido a los efectos de la guerra en Ucrania y el calor extremo, está generando el caldo de cultivo para una crisis alimentaria global.

Ya en julio la inflación en España fue del 3,6%, la más alta desde mayo de 2024, y el IPC del diésel se disparó más de un 15%, obligando al Gobierno a volver a elevar la rebaja fiscal a este combustible hasta los 20 céntimos por litro, frente a los 5 céntimos inicialmente previstos, al activarse la cláusula de salvaguardia del último decreto de ayudas por el conflicto en Irán aprobado en junio.

En vísperas de que esa rebaja fiscal entre en vigor en septiembre, esta operación retorno de las vacaciones de verano es la más cara desde 2022. Los carburantes acumulan ocho semanas consecutivas de subidas. Desde junio, el gasóleo ha subido casi un 24%, y la gasolina, un 19,8%, según los datos del Boletín Petrolero de la UE publicados el jueves.

Los combustibles están en el nivel más caro desde marzo, en un fin de semana para el que la Dirección General de Tráfico (DGT) prevé 6,9 millones de desplazamientos. Aquí puedes buscar las gasolineras más baratas de España con datos que se actualizan cada media hora.

Mientras en Estados Unidos la gasolina ha vuelto a superar en agosto la barrera de los 4 dólares por galón, en la última semana el gobierno de Trump ha anunciado represalias económicas “sin precedentes” para quien comercie con Teherán. Estas pueden complicar aún más el suministro de energía tras meses de bloqueo del tránsito naval en el estrecho de Ormuz, el estratégico enclave por el que circulaba el 20% del petróleo y el gas natural licuado (GNL) que consume el planeta antes de la agresión de Estados Unidos e Israel contra Irán.

A mediados de agosto, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) volvió a empeorar sus previsiones de oferta y demanda de petróleo, al frenarse la recuperación de los mercados ante las nuevas interrupciones en Ormuz. El conflicto ha permitido a seis de las mayores petroleras europeas —BP, Shell, Eni, Orlen, Repsol y OMV— más que duplicar sus beneficios en el segundo trimestre, según cálculos de la ONG Transport & Environment (T&E). Ocho de las mayores firmas globales del sector han acumulado beneficios de más de 80.000 millones de euros en solo tres meses.

España es uno de los seis países europeos que presiona a Bruselas para fijar un impuesto extraordinario a los beneficios del sector. La economía española ha soportado un extracoste de 8.800 millones de euros en importaciones de combustibles fósiles por este conflicto, según el think tank CREA, que sitúa a nuestro país (sin producción de petróleo ni gas) entre los diez del mundo que han pagado una factura más elevada en sus importaciones de hidrocarburos por la guerra iniciada el 28 de febrero por Trump.

Tras expirar el 17 de agosto el plazo de 60 días que se dieron EEUU e Irán en junio para negociar un acuerdo de paz, la cotización del petróleo Brent, de referencia para Europa, ha llegado a rondar los 95 dólares por barril, aunque en los últimos días ha dado un ligero respiro hasta el entorno de los 85 dólares. Lejos, en cualquier caso, de los 118 dólares que llegó a alcanzar en abril.

Más compleja es la situación en el mercado del gas. El precio de referencia para Europa (conocido como TTF) ha coqueteado en la última semana con los 70 euros por megavatio/hora (MWh), un nivel que ya alcanzaron en marzo aunque al cierre no cotizan en ese nivel desde enero de 2023. Los futuros para los próximos meses se mantienen en niveles parecidos hasta primavera. Los almacenamientos en Europa no llegan al 64%, el nivel más bajo para estas fechas (cuando se recargan de cara al invierno) desde 2009, y muy por debajo del 80% de media de los últimos cinco años.

En España el llenado alcanza el 73%, frente a otros mucho más rezagados como Países Bajos (45%) y Alemania (51%), según datos de Gas Infrastructure Europe (GIE). En el trasfondo está el alargamiento del conflicto en Irán y esa “volatilidad de precios” esgrimida por el Gobierno para justificar la reciente prórroga hasta 2030 de la licencia de la central nuclear de Almaraz (Cáceres), aprobada en pleno agosto.

Contagio a la luz

La escalada del precio del gas tiene un impacto directo en la factura eléctrica, que además soporta una mayor fiscalidad tras finalizar en junio la rebaja temporal del IVA al 10% (el impuesto volvió al tipo general del 21%) y del Impuesto Especial sobre la Electricidad (IEE), que pasó del 0,5% (el mínimo legal permitido por la Unión Europea) al habitual 5,11%.

En los primeros meses del conflicto, España estuvo mejor protegida que otros países europeos de las subidas del gas gracias a las renovables, que permitieron recortar unos 10 euros al mes el recibo de la luz, según estimó en junio el think tank Ember. CREA calcula que España es el segundo país que más ha ahorrado en su factura energética en este conflicto (más de 1.750 millones de dólares) gracias a la fotovoltaica y la eólica instaladas desde 2020.

Pero este verano el contagio del gas a la luz está siendo inevitable: hay menor aportación eólica (habitual en los meses estivales), una demanda al alza por las sucesivas olas de calor y más uso de un gas mucho más caro para generación eléctrica.

Ya en julio este combustible disparó su aportación hasta situarse como segunda fuente del mix eléctrico (20% del total) tras la fotovoltaica. En agosto su peso ha crecido hasta su nivel más alto del año. El mes va a cerrarse con los precios del mercado mayorista eléctrico en a 120 euros/MWh de media, con una fuerte subida respecto a los 68,45 euros/MWh de hace un año. Agosto de 2025 fue el más barato desde la pandemia de 2020.

Las estimaciones apuntan a una subida superior al 20% en la factura final de agosto para los consumidores con el precio voluntario al pequeño consumidor (PVPC). Este mes la tarifa semirregulada ha registrado precios superiores a 340 euros/MWh en las horas más caras (entre las 10 y las 11 de la noche), según datos de Red Eléctrica. Los contratos en el mercado libre (la mayoría) también irán subiendo conforme se vayan renovando (suelen tener una vigencia de un año).

Los precios del pool este agosto, con enormes diferencias entre las horas de más producción solar (las más baratas) y el resto (picos superiores a los 200 euros/MWh), llegan tras situarse en julio en unos 104 euros. Los futuros de Omie apuntan a que van a quedarse en torno a 120 euros/MWh lo que queda de año. Están en el nivel más caro desde octubre de 2022. Entonces Europa estaba en plena crisis energética tras la invasión de Ucrania, que llevó la cotización del gas a niveles disparatados, catapultó la inflación española por encima del 10% y forzó la denominada solución ibérica para evitar ese contagio del gas a la luz.

Esa herramienta, que propició la reforma del PVPC para hacerlo menos sensible a las variaciones horarias del pool, ya no está disponible, y a los caros precios de estas semanas se suma el efecto en las facturas de la denominada operación reforzada (con más uso del gas) que Red Eléctrica aplica desde el histórico apagón del 28 de abril de 2025. Este sobrecoste se paga aparte del precio mayorista. REE ha limitado su impacto a unos 666 millones en su primer año de aplicación.

Hipotecas más caras

La inflación también está presionando al alza sobre el Euríbor. El indicador al que están referenciadas la mayoría de hipotecas ha llegado a superar en agosto la barrera del 3% en tasa diaria por primera vez desde septiembre de 2024. Cerrará el mes en torno 2,95%, su máximo desde entonces, aunque lejos del 4,14% que llegó a alcanzar en septiembre de 2023.

El comparador financiero Helpmycash estima que la cuota de una hipoteca variable media de 150.000 euros a 25 años con un interés del 1% que revise anualmente subirá de 720 a 788 euros; un incremento mensual de unos 68 euros (más de 800 euros al año). Y si la revisión es cada seis meses, las mensualidades aumentarán de 727 a 788 euros; unos 59 euros más al mes y más de 350 euros más al semestre.

Durante buena parte de 2025 y comienzos de 2026 la expectativa era de descenso de los tipos y abaratamiento progresivo de las hipotecas. Pero el Euríbor se aleja cada vez más de los niveles de comienzos de año, cuando estaba en torno al 2,2% y los mercados todavía contemplaban un escenario de estabilidad o incluso bajadas de tipos.

El Banco Central Europeo (BCE) tiene ahora el tipo de referencia en 2,25%, pero el mercado descuenta una probabilidad muy elevada de una subida de 25 puntos básicos en septiembre. El precio del dinero quedaría fijado en el 2,5%, nivel que no alcanzaba desde marzo de 2025, y se traducirá en hipotecas más caras en un momento en el que el acceso a la vivienda se ha puesto imposible para muchas familias españolas.

La alemana Isabel Schnabel, principal exponente del ala dura del BCE (los denominados halcones), ya ha advertido esta semana de que considera necesario continuar con las subidas porque la inflación sigue demasiado elevada. En julio, los precios energéticos de la eurozona ya subieron un 10,3% interanual. España registró una inflación del 3,9% en términos armonizados, una de las más altas de la zona euro. En agosto, según los datos avanzados este viernes por Estadística, esta cifra se aceleró al 4,5%.

El Ayuntamiento de Alcázar de San Juan ha informado a la ciudadanía de que la compañía Unión Fenosa Distribución ha notificado la realización de trabajos programados de mantenimiento y desarrollo en la red de suministro eléctrico de la localidad.

Estas tareas se llevan a cabo con el objetivo de “optimizar las infraestructuras y atender en las mejores condiciones las necesidades de suministro de la zona” y supondrán un corte temporal del suministro eléctrico entre las 8:00 y las 11:00 horas.

La interrupción del servicio afectará a los siguientes inmuebles y vías públicas de la población:

- Avenida Cervera: números 74, 78 y 80.

- Calle Fuerteventura: números 5, 7, 9, 11, 13, 15, 17, 19, 21, 23, 25, 27, 29, 31, 33, 35, 37, 39, 41 y 43.

- Calle Isla Alegranza: números 2, 4 y 6.

- Calle Manuel Rubio Herguido: números 2 y 15.

- Calle Paloma: números 45, 50, 52, 54, 56, 58, 60, 62, 64, 66, 68, 70, 72, 74, 76, 78, 80, 82, 84, 86, 88, 90, 92 y 94.

- Calle Paz: números 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 15, 17, 19, 21 y 23.

Tanto el Ayuntamiento como la compañía distribuidora ruegan a los vecinos y vecinas afectados que disculpen las molestias. Para obtener información adicional o realizar cualquier aclaración técnica al respecto, Unión Fenosa Distribución mantiene habilitado su teléfono gratuito de atención al cliente: 900 333 999.

El Índice de Precios de Consumo (IPC) subió al 3,6% en Castilla-La Mancha en julio en tasa interanual, 5 décimas por encima de la tasa interanual del mes anterior, según los datos definitivos publicados este viernes por el Instituto Nacional de Estadística (INE).

Con la subida de julio la tasa interanual vuelve a incrementarse en la región tras haber descendido el mes anterior. En términos mensuales, la inflación en Castilla-La Mancha aumentó un 0,2%, mientras que en lo que va de año la subida llega al 2,5%.

Los precios superan el nivel del año anterior en todas las categorías siendo los más altos vivienda, agua, electricidad, gas y otros combustibles, un 7,3% más que en julio de 2025 (+1,7 puntos respecto a la tasa interanual anotada el mes anterior); transporte, un 7,3% (+1,9 puntos); restaurantes y servicios de alojamiento, un 3,7% (-1 puntos) y seguros y servicios financieros, un 3,6% (+0,1 puntos).

Mientras, donde las subida interanuales son más moderadas es en alimentos y bebidas no alcohólicas, un 0,7% (-0,3 puntos) ; actividades recreativas, deporte y cultura, un 1,5% (+0 puntos); muebles, artículos del hogar y artículos para el mantenimiento corriente del hogar, un 1,5% (+0,6 puntos) y información y comunicaciones, un 2% (+2 puntos).

Datos nacionales

A nivel nacional, el IPC aumentó un 0,3% en julio en relación al mes anterior y elevó 0,4 puntos su tasa interanual, hasta el 3,6%.

Al finalizar julio, las tasas más elevadas de IPC las presentaban Cantabria (4,3%), Galicia (4,1%) y Baleares (3,9%). En el lado contrario se situaron Extremadura (3%), Asturias (3,1%) y La Rioja (3,2%).

Los precios aumentaron en todas las comunidades en tasa interanual respecto al mes pasado siendo Melilla (+1%), Cantabria (+0,8%) y Galicia (+0,8%) donde más crecieron, mientras que en el lado contrario se situaron Madrid (+0,1%) La Rioja (+0,2%) y Comunitat Valenciana (+0,3%).

CCOO reclama que los salarios se equiparen a la carestía de la vida

El sindicato Comisiones Obreras (CCOO) pide a la patronal que la subida de salarios sea consecuente con la carestía de la vida para no seguir empobreciendo a sus trabajadores y trabajadoras.

Aseguran que con la subida de los precios, el poder adquisitivo de las personas trabajadoras de Castilla-La Mancha “se ve comprometido en elementos básicos de consumo de los que no se puede prescindir como agua, electricidad o vivienda que son los que más han subido”. Además, destacan que “se da la circunstancia de que la población trabajadora tiene aquí peores salarios que en el resto del país lo que empeora claramente sus condiciones de vida, especialmente, entre las rentas más bajas”.

Según la estadística de convenios colectivos publicada por el Ministerio de Trabajo y Economía Social y recogida por el sindicato, hasta el 31 de julio la subida salarial media en Castilla-La Mancha se situó en el 3,08% y la jornada media anual en 1.757,70 horas. La variación interanual es de apenas un 0,19% en el caso de los salarios mientras que la de los precios alcanza el 3,6%

“El encarecimiento de los precios se come cualquier mejora salarial pactada en convenio mientras los márgenes empresariales siguen en máximos”, explican. Además en julio el IVA reducido al 10% en carburantes y electricidad se volvió a situar en el 21%, “decayendo los descuentos fiscales por la crisis de Irán, lo que impacta de forma directa en el bolsillo de las familias”.

UGT apunta que se están “agravando las dificultades” de la ciudadanía

UGT Castilla-La Mancha lamenta que la vivienda y el transporte -debido a la evolución de los precios de los combustibles- sigan empujando las subidas del IPC en la comunidad autónoma, una tendencia que de manera especial está lastrando la economía de las familias y personas trabajadoras.

La secretaria regional de Empleo, Igualdad y Políticas Sociales del sindicato, Isabel Carrascosa, apuntaba que este encarecimiento de la cesta de la compra y de bienes y servicios tan importantes como la vivienda y el transporte “agrava las dificultades que ya tienen muchas personas para llegar a fin de mes y afrontar los gastos corrientes”, máxime cuando los salarios no están aumentando en paralelo al coste de la vida.

Para UGT Castilla-La Mancha el crecimiento económico y la buena salud del mercado laboral “deben ir acompañados de incrementos salariales que permitan recuperar y mejorar el poder adquisitivo, sobre todo entre aquellas personas con los sueldos más bajos, algo que también pasa por el fortalecimiento de los servicios públicos y de las políticas de protección social”.

El Gobierno, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y el operador del sistema eléctrico, Red Eléctrica de España (REE), suman ya más de veinte medidas aprobadas o en trámite para intentar reforzar el control de la tensión eléctrica, clave en el histórico apagón peninsular del 28 de abril de 2025.

El despliegue se ha acelerado este verano y el esfuerzo regulatorio apuntala la idea de que había un vacío legal en esta materia en el momento del apagón. Justo lo que negó en abril la entonces presidenta de la CNMC, Cani Fernández, en una de sus últimas comparecencias en el Congreso de los Diputados, tras advertir de ello tanto REE como las grandes eléctricas, los dos bandos que se culpan del peor incidente de este tipo en Europa.

El Ministerio para la Transición Ecológica cerró hace unos días una consulta para la reforma “urgente” de un decreto de 2000 que regula las actividades de transporte, distribución, comercialización y procedimientos de autorización de instalaciones eléctricas, que entre otras cosas, actualiza el marco aplicable al control de tensión de las instalaciones de producción y permite a las renovables participar activamente en este servicio.

El objetivo es que la configuración “por defecto” de estas plantas haga “una mayor contribución al control de tensión del sistema, aprovechando las capacidades técnicas con las que ya cuentan estas tecnologías en cumplimiento de la normativa europea y nacional, y reduciendo con ello la necesidad de uso de centrales fósiles”. Así “se reduce el recurso a la generación convencional para el control de tensión y se refuerza la seguridad del sistema eléctrico, lo que resulta especialmente urgente a medida que se incrementa la penetración de renovables”, justifica la propuesta.

El último Consejo de Ministros antes de las vacaciones de agosto aprobó, a propuesta de Transición Ecológica, el Real Decreto con los planes de inversión de las redes de transporte y distribución: hasta 17.900 millones de euros adicionales hasta 2030, y uno de los aspectos que condicionan el incremento del tope de inversiones de las distribuidoras (hasta 10.200 millones) es que se destinen “exclusivamente” a, entre otras cuestiones, control de tensión. Es el primer aspecto que se contempla, junto a otros como mejorar la observabilidad de las instalaciones y ciberseguridad.

El decreto se anunció en septiembre junto a la Propuesta de planificación de la red de transporte hasta 2030, pendiente de aprobarse, y que también prioriza el control de tensión y la integración de renovables, incluidas en un conjunto de actuaciones de más de 4.440 millones para reducir las denominadas restricciones técnicas: el coste de resolver congestiones de la red al margen del mercado mayorista diario que incluye la denominada “operación reforzada” que aplica REE desde el apagón; este colchón extra de seguridad, con más gas (y que las generadoras trasladan a los consumidores), ha tenido un coste de 666 millones solo en un año, según Redeia (matriz de REE).

El último Consejo de Ministros de julio también modificó aspectos puntuales de la Planificación vigente de la red de alta tensión (2021-2026): 615 millones de inversión (instalación de reactancias, compensadores…) para aumentar la resiliencia del sistema, abaratar la factura y reducir las importaciones de energía y las emisiones. Una medida en respuesta a una solicitud de REE, en línea con las recomendaciones de Entso-e (la asociación europea de transportistas que elaboró el informe sobre el apagón) y ACER (regulador europeo), para “complementar y mitigar la aplicación del mecanismo de restricciones técnicas para controlar la tensión y amortiguar las oscilaciones”.

Ya en julio de 2025, tras el informe del comité de investigación del Gobierno que repartió culpas sobre el apagón, Transición Ecológica aprobó otra modificación puntual con 65 actuaciones urgentes por importe de 750 millones para “incorporar herramientas adicionales a las redes que faciliten el control de tensión, la estabilidad ante oscilaciones y en general, el refuerzo del sistema”.

Decretos ley

A finales de junio, el Real Decreto-ley 18/2026 de respuesta a la guerra en Irán introdujo novedades en este aspecto. Reforzó el papel operativo de las distribuidoras, permitiéndoles impartir instrucciones directas para controlar tensión y operar sus redes. Un cambio en la Ley del Sector Eléctrico incorporó expresamente el control de tensión entre las funciones que se les encomiendan en el ámbito de las redes que gestionan.

El aluvión normativo comenzó en junio de 2025. Semanas después del apagón, Transición Ecológica impulsó otro decreto-ley (luego lo tumbó el Congreso) con 24 medidas para incrementar la resiliencia del sistema. Tras decaer el texto, el ministerio aprobó en noviembre un Real Decreto urgente (997/2025) que, sin pasar por el Congreso, recogía buena parte y obligó a la CNMC a realizar informes trimestrales sobre el control de tensión que el organismo se resistía a elaborar.

Además, el decreto emplazó a REE a proponer modificaciones normativas para reforzar todo lo que falló ese fatídico día: amortiguamiento frente a oscilaciones, velocidad de cambios de tensión en el sistema, calidad en la inyección de potencia activa por parte de las instalaciones de producción, funcionamiento de los servicios de ajuste, requisitos de monitorización y remisión de datos para análisis de incidentes.

Tras ese encargo, el operador del sistema pidió a la CNMC cambiar seis procedimientos de operación (1.1, 1.4, 8.2, 11.2, SENP 1 y 8.2) y aprobar otro (el 1.7), con medidas como desconectar instalaciones “cuyo comportamiento pueda comprometer la seguridad del sistema eléctrico”. REE cita “la inyección de potencia reactiva que pueda comprometer de forma significativa el cumplimiento de los umbrales de tensión en nudos de la red de transporte, así como la introducción en el sistema de oscilaciones de cualquier naturaleza”, como la que produjo antes del apagón una gran fotovoltaica de Iberdrola.

Esta “medida extraordinaria” para “preservar la seguridad del sistema eléctrico”, “por la naturaleza de las situaciones que pueden requerir su aplicación, no resulta posible establecer una relación exhaustiva de supuestos”. Su adopción “no responde a criterios discrecionales y podrá resultar de aplicación a cualquier instalación cuyo comportamiento genere un riesgo potencial relevante”, según REE.

El texto que acaba de publicar señala que los umbrales de referencia de variabilidad de tensión “se han determinado a partir del análisis histórico de un conjunto representativo de nudos de la red del Sistema Peninsular” y tras “un seguimiento diario de los niveles de tensión y de su variabilidad en dichos nudos” realizado desde otoño. REE trabaja en otro PO para los centros de control. Cuando esté vigente supondrá derogar uno de los que ahora se reformarán (el 8.2).

Esos PO los debe aprobar Competencia, que tras el apagón ha dado luz verde a una cascada de regulaciones sobre control de tensión. Semanas después del histórico colapso energético, tras cinco años analizándolo, actualizó (junto a otros cuatro PO) el ya famoso PO 7.4, específico sobre esta cuestión y que databa de 2000, cuando las renovables eran testimoniales. El pasado 25 de junio volvió a actualizar el 7.4 junto al PO 14.4, para incentivar que las energías limpias participen en el control de tensión de forma dinámica, como hacen desde 2020 en Portugal, que comparte su mercado eléctrico con el español.

En octubre, tras más variaciones bruscas de tensión en las semanas previas, Competencia aprobó a petición de REE y ante “los riesgos para la seguridad del suministro”, cambios urgentes en tres PO (3.1, 3.2 y 7.2) que luego prorrogó sucesivamente “para facilitar la estabilización de la tensión en el sistema eléctrico peninsular”. También se modificaron las rampas de incorporación de las renovables.

La CNMC creó en febrero, en el marco de un plan de actuación para asegurar la estabilidad del sistema, tres grupos de trabajo sobre control de tensión, a corto plazo y para las redes de transporte y distribución, por lo que son esperables más cambios normativos en las áreas que competen al organismo que desde hace unas semanas preside el catedrático Juan José Ganuza. Este martes se publicaba en el BOE la nueva regulación de la CNMC para facilitar la conexión de nuevos consumidores a la red eléctrica mediante permisos de acceso flexible.

Y para los permisos destinados a los consumidores más grandes, los denominados de “tipo 3”, para las instalaciones de consumo conectadas directamente a la red de transporte peninsular con capacidad flexible superior a 1 MW, el texto señala que deberán “cumplir los requisitos de reactiva o, en su caso, de control de tensión que se establezcan”. Los titulares de estos puntos deberán estar preparados para reducir su consumo cuando el operador del sistema lo solicite por razones estrictas de seguridad.

Competencia tiene abiertos 64 expedientes sancionadores por supuestos incumplimientos relacionados con el apagón. Ha cifrado en 39 millones el coste de reponer el servicio tras el cero energético. Su informe de marzo con recomendaciones sobre el incidente concluyó que uno de los factores que contribuyó al “fenómeno de sobretensiones” fue “que el sistema mostraba una insuficiencia de capacidades de control dinámico de tensión”.

El documento reclamó medidas para mitigar “los cambios bruscos de tensión y que refuercen la coordinación entre los gestores de red y la visibilidad de sus redes” y avanzar en la armonización normativa a nivel europeo y nacional en materia de límites de tensión y temporalidad de las sobretensiones, garantizando márgenes adecuados de seguridad. Aunque, según la CNMC, “en el momento del incidente, el sistema disponía de herramientas normativas y regulatorias, así como de mecanismos para garantizar el suministro”.

La energía fotovoltaica ofrece a nuestro país una competitividad energética sin precedentes. Sin embargo, el desconocimiento sobre qué tipo de instalación de paneles solares conviene llevar a cabo y cómo gestionarla aleja a muchos hogares de llevar a cabo la inversión y apostar por el autoconsumo.

“Una instalación colectiva, si está bien diseñada, suele ser económicamente más interesante”, afirma Sara Pizzinato, licenciada en Ciencias de los Materiales y responsable de Energías Renovables en Greenpeace España, que también advierte de que el proceso “puede ser más largo porque requiere de llegar a acuerdos con los vecinos” y enfrentarse a trámites más complejos con la distribuidora.

A la hora de tomar la decisión, es clave tener en cuenta los metros cuadrados de los que disponemos. Si compartimos un gran tejado y todos los participantes pueden cubrir sus necesidades, el autoconsumo compartido es ideal, según Pizzinato. Pero si el tejado es pequeño y hay muchos vecinos interesados, la experta matiza que la potencia podría ser insuficiente y “convendría [actuar] de forma individual” para asegurar la utilidad de la instalación.

Comunidades energéticas de vecinos

Para quienes quieren dar el paso pero no saben por dónde empezar, Greenpeace cuenta con una guía en la que se detallan los pasos a seguir y factores a tener en cuenta, así como una calculadora con la que analizar las cifras del ahorro en la factura tras la instalación de placas.

Aun así, Pizzinato subraya que la instalación compartida “puede ser algo más barata para cada uno de los participantes” y, además, abre la puerta a intercambios de energía entre vecinos si uno consume más que otro.

Una de las grandes posibilidades que señala la experta es el autoconsumo de proximidad, que permite compartir energía entre instalaciones situadas en un radio de hasta cinco kilómetros, algo que cambia totalmente las reglas del juego para quienes tienen tejados antiguos, en sombra, o viven en un entorno rural más disperso. “Es un primer paso para una comunidad energética”, destaca Pizzinato.

Estas comunidades permiten que hogares, pymes e incluso industrias compartan tejados industriales para alimentar viviendas cercanas. “Hay mucho potencial que no es ni económico ni técnico, pero sí social”, defiende la ingeniera, que aclara que “con el autoconsumo se puede hacer muchísimo hoy en día, por ejemplo que esa misma comunidad energética decida dejar unas cuotas, unos paneles fotovoltaicos, para familias en pobreza energética”.

Cómo se reparte la energía generada

Por supuesto, el sistema cuenta con margen de mejora. Actualmente el reparto de la energía se rige por coeficientes fijos, es decir, los vecinos deciden de antemano qué porcentaje de la energía producida le toca a cada uno según lo que hayan pagado. Desde Greenpeace se reclama que estos coeficientes sean dinámicos, “para que un vecino pueda aprovechar los excedentes de la instalación una vez que haya llegado al cupo de su parte”.

Mientras no haya una regulación más flexible y siempre que la instalación no cuente con baterías en las que almacenar la energía, la clave para rentabilizar la inversión es la gestión de la demanda, según la experta, siempre concentrando el consumo durante las horas de sol.

“Todos tenemos calentador de agua en casa y se puede aprovechar para calentar el agua en las horas de máxima producción, las horas centrales del día, es como tener una batería pero en forma de agua caliente”, sugiere Pizzinato, que insiste en que no es necesaria una domótica de vanguardia. También las lavadoras, la calefacción o el aire acondicionado se pueden programar para aprovechar la energía directa de las placas.

“El autoconsumo es un ejercicio maravilloso de tomar contacto con el sistema energético”, concluye la experta, que valora que, ya sea de forma individual o colectiva, puede convertirse en un valor de ahorro y conciencia social.

La nube de humo ocultaba durante unos instantes la línea enemiga y obligaba a los soldados a esperar antes de corregir el siguiente disparo. El mosquete era un arma de fuego larga, de cañón liso y carga por la boca, utilizada para lanzar una bola de plomo mediante pólvora.

Desde los siglos XVI y XVII, fue habitual en unidades de infantería europeas y también apareció en ejércitos otomanos y asiáticos que incorporaron armas de pólvora. Su alcance preciso era limitado, por lo que rendía mejor cuando muchos hombres disparaban en formaciones cerradas, por filas o mediante descargas sucesivas, sobre todo en combates a campo abierto y a distancias relativamente cortas. La bayoneta permitía mantener el arma durante el choque cercano, mientras la lentitud de la recarga dejaba al tirador expuesto durante varios segundos.

Aquel uso masivo dejó además grandes cantidades de munición gastada en campos de batalla y otros terrenos, donde el plomo podía permanecer durante siglos.

Un estudio convirtió viejas balas en material para paneles solares

Ese plomo antiguo dio pie a una prueba que buscaba recuperar material muy degradado y convertirlo en un componente apto para fabricar células solares. Investigadores del Centro de Investigación de Jülich, en Alemania, compraron en eBay fragmentos de bolas de mosquete de los siglos XVI y XVII. El trabajo, publicado en Cell Reports Physical Science, estudió si aquel residuo podía transformarse en yoduro de plomo con la pureza exigida por la industria fotovoltaica.

La propuesta parte de un problema que continúa abierto en el tratamiento del plomo usado. Ian Marius Peters, físico y coautor del estudio, advirtió en LinkedIn de que extraer y refinar metal nuevo consume muchos recursos y expone a trabajadores y entornos naturales a una sustancia tóxica.

Los autores calculan que la industria abandona entre el 30% y el 40% de estos residuos, mientras los desechos electrónicos incorporan cada año millones de toneladas al entorno. Peters definió la dimensión de esa reserva desaprovechada: “Millones de toneladas de plomo ya existen en corrientes de residuos que siguen infrautilizadas”.

Las perovskitas dependen de un compuesto con gran nivel de pureza

Las células de perovskita, una tecnología fotovoltaica basada en estructuras cristalinas, necesitan grandes cantidades de yoduro de plomo muy puro, porque las alternativas libres de este metal todavía quedan por debajo en rendimiento. Estas estructuras cristalinas pueden imprimirse sobre plásticos flexibles y materiales ligeros, una ventaja frente a los paneles de silicio tradicionales.

Tonio Buonassisi, director del Laboratorio de Investigación Fotovoltaica del MIT, explicó a MIT News que su composición admite muchos ajustes: “Las perovskitas son muy configurables, como una estructura cristalina construida a la carta”. Esa libertad permite modificar sus propiedades, aunque el plomo sigue ofreciendo los mejores resultados electrónicos dentro de esta tecnología.

El procedimiento desarrollado en Jülich evitó el método industrial basado en ácido nítrico, que produce grandes cantidades de agua contaminada. El equipo fundió las antiguas bolas, formó contactos eléctricos con ese metal y los introdujo en un baño de acetonitrilo con yodo disuelto. La corriente oxidó el plomo, retiró buena parte de las impurezas y produjo un polvo amarillo de yoduro de plomo con un rendimiento del 94%.

Todavía quedaban restos diminutos de cobre, plata y zinc, por lo que los científicos disolvieron el polvo y elevaron poco a poco la temperatura. La cristalización por temperatura inversa hizo crecer las moléculas puras y expulsó los metales ajenos de la red.

El producto alcanzó una pureza del 99,999%, conocida en la industria como cinco nueves. Con ese precursor, el equipo fabricó células que transformaron alrededor del 21% de la luz recibida en electricidad, un rendimiento estadísticamente equivalente al de dispositivos de control elaborados con plomo comercial puro.

Los residuos de plomo podrían volver al ciclo productivo

Las municiones antiguas fueron elegidas precisamente por la suciedad, las capas de oxidación, los restos de carbono y los metales que habían acumulado durante siglos. Los investigadores las consideraron una materia prima especialmente difícil y, por tanto, adecuada para comprobar hasta dónde llegaba el método.

Las mejores células de perovskita construidas con ingredientes más limpios superan ligeramente el 27%, mientras los dispositivos híbridos de perovskita y silicio han alcanzado el 36%. La prueba con aquellas bolas degradadas indica que otros restos de plomo también podrían regresar al ciclo productivo antes de terminar en un vertedero.

El consejero de Transición Ecológica del Gobierno de Canarias, Mariano Hernández Zapata (PP), ha insistido este miércoles en la instalación de una central eléctrica flotante en el puerto de La Luz y de Las Palmas, señalando que será “puntual y temporal”, y no afectará a la operatividad del recinto.

En respuesta a una pregunta del Grupo Socialista en comisión parlamentaria ha dicho que “sólo se encenderá en el caso de que haya riesgo de apagón en Gran Canaria” y una vez se hayan puesto en funcionamiento el resto de grupos, aparte de que el barco dejará de estar atracado cuando culminen los concursos de renovación de centrales térmicas que tiene que sacar adelante el Gobierno central. Cabe señalar que estos concursos se dilatan años, y de hecho, el concurso anunciado este año se ha fijado para 2031.

Ha insistido en que este buque es la “única opción viable” para garantizar el suministro eléctrico en Gran Canaria ya que puede cubrir hasta 100 megavatios y ha comentado que pese a ser un barco de bandera turca, va a cumplir con todas las exigencias medioambientales que se exigen en la Unión Europea.

“Lo que no podíamos hacer de ninguna manera en el Gobierno era quedarnos de brazos cruzados”, ha comentado.

El consejero ha descartado el uso de baterías ya que aún no hay una “tecnología madura” para cubrir la alta demanda de islas como Gran Canaria o Tenerife y dejado claro que el barco solo entrará en funcionamiento cuando finalice todo el proceso de declaración de impacto ambiental.

Zapata ha destacado el trabajo de manera “coordinada” que se realiza con el Ministerio de Transición Ecológica “para que la generación de emergencia sea una realidad en Canarias” al tiempo que afeado al Pacto de las Flores que no hizo “nada” cuando disponía de un informe de Red Eléctrica que alertaba del riesgo de apagones en las islas. Cabe recordar que el concurso para dotar de más generación eléctrica a Canarias dependía del Gobierno central, y fue finalizado en esta legislatura, tras 13 años de retraso (debía resolverse con Mariano Rajoy aún de presidente).

El PSOE pide más transparencia y seguridad

Alicia Vanoostende (PSOE) ha dicho que su grupo tiene “cierta preocupación” con la instalación de una central térmica flotante porque utiliza combustibles fósiles y va a estar próxima a barrios residenciales, espacios portuarios y entornos marinos de enorme valor ambiental.

Por ello ha indicado que la “obligación” del Gobierno no es solo garantizar el suministro eléctrico sino también “garantizar la máxima transparencia, la máxima seguridad y la máxima protección de la salud pública y del medio ambiente”.

Ha advertido del “historial” que precede al buque, implicado en derrames de hidrocarburos en República Dominicana, con proyectos en Sudáfrica que acabaron inmersos en procedimientos judiciales y fueron finalmente cancelados y conflictos contractuales en otros países.

La diputada socialista ha recordado también la “gran contestación social” que hubo contra la instalación de Totisa, también muy próxima a Las Palmas de Gran Canaria, por sus “posibles efectos” en la calidad del aire, las emisiones contaminantes y la salud pública.

De esta forma, ha reclamado al Ejecutivo un estudio independiente sobre el impacto que podría tener la instalación del barco en la calidad de aire y saber cuáles serían las emisiones previstas de distintos gases como óxido de nitrógeno, óxido de azufre, partículas y gases de efecto invernadero.

Asimismo entiende que hace falta un estudio específico sobre los posibles efectos sobre la salud de las personas en la zona y un plan de contingencia frente a un eventual derrame de hidrocarburos o cualquier otro accidente marítimo.

Vanostende ha reclamado también “alternativas más coherentes” para la generación eléctrica como las baterías ya que mientras se le dice a los ciudadanos que reduzcan emisiones e instalen autoconsumo, el Gobierno apuesta por los combustibles fósiles.

La apuesta por la instalación de placas solares en los hogares tiene como objetivo la transición hacia una energía más ecológica y de autoconsumo. Pero la realidad técnica y administrativa es que acabar con la imposición de la factura eléctrica no es tan sencillo.

“Si sigues conectado al suministro eléctrico, pagas por los mismos conceptos”, asegura Soledad Montero, experta en energía de la Federación de Consumidores y Usuarios (CECU), que aclara que el gasto energético no se elimina por completo.

El usuario que cuente con una instalación de placas solares deberá seguir haciendo frente a la potencia contratada y sus peajes, el consumo de energía consumida con sus correspondientes cargos, el margen comercial, el impuesto de electricidad e IVA y el alquiler de contador, si es el caso. “Pero obviamente, si reduces tu consumo, reduces el importe de tu factura. Además, si reduces tu potencia contratada, también”, explica Montero.

Qué ocurre con la energía sobrante

Uno de los puntos que más confusión genera es la compensación por la energía que no se consume y se vierte a la red. “El mayor ahorro se produce cuando consumes la energía que generan tus propios paneles”, aclara la experta, es decir, mediante el autoconsumo directo para evitar comprar energía a la comercializadora.

“Cuando la energía que no has utilizado se vierte a la red, tienes que hacer un contrato con tu compañía comercializadora. De esta forma, aplicará un descuento en tu factura por esos excedentes, según condiciones del contrato”, explica Montero, que matiza que el valor del descuento “depende de la comercializadora, del tipo de contrato y de las condiciones vigentes”.

“El Real Decreto 244/2019 establece que ‘el valor económico de la energía horaria excedentaria en ningún caso podrá ser superior al valor económico de la energía horaria consumida de la red en el periodo de facturación, el cual no podrá ser superior a un mes, es decir, que la compensación por excedentes no está pensada para generar ingresos, sino ahorros”, advierte la experta de la CECU.

Una instalación con garantías

Antes de la instalación de placas, el consumidor tiene derecho a una transparencia total sobre las condiciones. La empresa debe informar sobre su identidad legal y facilitar detalles técnicos de las placas, sobre garantía, calidad, rendimiento o potencia, así como el desglose del precio total y los mecanismos de reclamación, destaca la experta en energía.

“Las personas usuarias tenemos derecho a tener un asesoramiento adecuado con relación al equipo que necesitamos o el más adecuado según nuestras necesidades”, subraya Montero, que considera este tipo de información “fundamental” para evitar instalaciones sobredimensionadas que encarezcan innecesariamente el proyecto.

La recomendación principal de Montero es “elegir un instalador ‘de confianza’ esto es, un profesional autorizado con certificado de instalador eléctrico y experiencia en instalaciones de autoconsumo, que asegure una instalación bien dimensionada, con materiales de calidad, que evalúe el espacio, considere las sombras y obtenga los permisos de licencia de obra y registro de la instalación”.

La experta señala también que es importante verificar “que la empresa instaladora esté habilitada y certificada, utilizando el Registro Integrado Industrial (RII) y los registros autonómicos”.

He de reconocer que no conocía a Andy Burnham hasta que su nombre empezó a sonar como sustituto de Starmer al frente del partido laborista británico. Alcalde de Mánchester desde 2017, se trata de un político criado en el norte industrial de Inglaterra, cuna del sindicalismo y el socialismo británico.

Se nota su procedencia en el acento y su estilo directo e ideas claras pueden suponer un soplo de aire fresco en el laborismo británico, necesitado de oxígeno para afrontar los próximos años al frente del número 10 de Downing Street. El hecho mismo de su elección es un ejemplo de la democracia interna existente en los partidos británicos, en los que se producen discrepancias y corrientes de forma habitual, incluso dentro del propio gabinete del gobierno. En realidad, son los propios diputados laboristas, y algunos miembros del gabinete, los que han dejado caer a Starmer y han elegido -Monarca mediante- a Burnham. Lo que puede ser un factor de inestabilidad cuando las situaciones viene mal dadas y hay muchos cambios de primer ministro -siete en apenas 10 años-, es también un ejemplo de democracia interna real.

Pero quizá lo más sorprendente -para bien- han sido algunas de sus primeras propuestas, la primera, poner en marcha una iniciativa para que las personas sin hogar tengan un lugar donde dormir. Es una medida valiente, humana y solidaria de verdad, ejemplo de política de izquierdas. La limitación del precio del transporte en autobús o la eliminación del IVA en la factura eléctrica de los hogares, políticas similares a las aplicadas también en España en los últimos años por el gobierno de Pedro Sánchez, son un buen punto de partida.

Momento de aprovechar también la propuesta, realizada por 120 millonarios británicos de que les suban los impuestos. Curioso que, después de años en los que, en la mayor parte de las democracias occidentales, algunos partidos -sin duda, aquí, en nuestra España, el PP- hacen bandera de la reducción de impuestos a los ricos, tengan que ser ellos los que pida pagar más impuestos para mantener los servicios públicos y reducir la indignante desigualdad social existente. Ojalá, Burnham se atreva, y sea la punta de lanza de una forma de afrontar los retos y desigualdades de las sociedades occidentales del siglo XXI, haciendo que los que más tengan, más contribuyan al sostenimiento de nuestro estado del bienestar.

Y otra buena noticia. El soplo de aire fresco, la cercanía y las propuestas de los primeros días -que, confiemos, no se lleve el viento-, han hecho que, por primera vez en un año, los laboristas superen en apoyos a los ultras de Reform UK, en todo el Reino Unido.

Muy buenas noticias. Crucemos los dedos

El Consejo de Ministros, a petición del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, ha aprobado el Real Decreto que regula los planes de inversión de las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, lo que da luz verde a una inversión adicional de 17.900 millones de euros en estas infraestructuras hasta 2030, acotando su destino, y estableciendo los procedimientos para la elaboración, tramitación y justificación de los planes de inversión de las distribuidoras.

La inversión anual en las redes eléctricas con cargo al propio sistema eléctrico está limitada al 0,065% del PIB en el caso del transporte y al 0,13% del PIB en el caso de la distribución. El departamento de Sara Aagesen considera que estos límites “se han mostrado insuficientes a la hora de atender las necesidades de la transición energética y el gran volumen de peticiones de acceso para nuevas demandas, como se ha puesto de manifiesto durante la elaboración de la Planificación de electricidad con horizonte 2030, actualmente en tramitación”, recoge Europa Press.

Así, el Gobierno ha decidido incrementar el volumen de inversión en las redes hasta 2030, siguiendo una senda creciente, para facilitar la ejecución de los proyectos. Las cantidades previstas han crecido con relación al proyecto normativo sometido a audiencia audiencia durante la elaboración de la Planificación. Y el Ejecutivo da luz verde a una de las grandes demandas del sector eléctrico, especialmente por parte de las distribuidoras, para tratar de desbloquear la situación de colapso que denuncian que sufre la red eléctrica en España.

Hasta 10.200 millones en distribución y 7.700 millones en transporte

En concreto, en las redes de distribución (que afecta principalmente a Endesa, Iberdrola, Naturgy y EDP) se podrán invertir hasta 10.200 millones adicionales: 1.020 millones en 2027, 2.550 millones de euros en 2028, 3.060 millones en 2029 y 3.570 millones en 2030.

En las redes de transporte propiedad de Red Eléctrica de España (REE), se podrán invertir hasta 7.700 millones adicionales, en función de la Planificación que finalmente apruebe el Gobierno: 700 millones en 2027, 1.850 millones en 2028, 2.300 millones en 2029 y 2.850 millones en 2030.

La propuesta de planificación eléctrica a 2030 que presentó en septiembre de 2030 la ministra Aagesen preveía un aumento de la inversión en redes de 3.600 millones para las redes de transporte y de 7.700 millones para distribución, por encima de esos niveles del 0,065% y 0,13% respecto al PIB que se proyecta para los próximos años. A ello había que sumar las inversiones en interconexiones internacionales, no sujetas a los límites de inversión, así como inversiones financiadas con fondos europeos.

Ahora, considerando también las inversiones permanentes, limitadas al PIB anual, el desembolso total en las redes eléctricas podrá superar los 35.000 millones hasta el final de la década, según el Ministerio, que destaca que, al efecto tractor de estas inversiones sobre el conjunto de la economía -algunos estudios calculan que cada millón de euros dedicado a las redes tiene un efecto multiplicador de 1,27 millones sobre el Valor Añadido Bruto y un efecto multiplicador de 20 en la creación de empleo-, la conexión de nuevos usuarios permitirá repartir entre una mayor base los costes totales de las redes, rebajando con ello los peajes repercutidos en las facturas finales de los consumidores.

En el transporte, el destino de las inversiones incrementales anuales estará identificado en la Planificación, pero en el caso de las inversiones en distribución, las cantidades adicionales quedan acotadas a demandas industriales, residenciales y de descarbonización del transporte o hasta un 20% en control de tensión, telemando y telecontrol, observabilidad y ciberseguridad, con la finalidad de aumentar la visibilidad y la transparencia de los datos, entre otras ventajas ligadas a la seguridad.

Asimismo, también a hasta un 20% en inversiones anticipatorias, entendidas como aquellas donde la demanda no está asegurada en los cinco años siguientes, que permitirán la conexión en zonas sin redes o con redes saturadas, y que se prevea aporten un efecto dinamizador de la demanda; hasta un 10% en adaptación de las líneas a la normativa de protección de la avifauna y hasta un 10% en resiliencia climática y afrontar fenómenos naturales adversos.

El decreto también favorece que los gestores de las redes, en lugar de desarrollar una nueva línea, adquieran líneas privadas existentes -por ejemplo, de evacuación de generación- y la incorporen al sistema.

Además, la norma establece cómo deben elaborarse, tramitarse y justificarse los planes de inversión en las redes eléctricas, al objeto de incrementar la transparencia y el control del proceso de inversión en las infraestructuras y de reducir la incertidumbre sobre su ejecución.

Más control sobre las inversiones de las distribuidoras

En el caso del transporte, a grandes rasgos se mantiene el vigente sistema de Planificación, pero hay cambios relevantes en el caso de la distribución, ya que las compañías distribuidoras tendrán que someter sus planes de inversión a consulta previa; los agentes y administraciones podrán remitir sus propuestas y los planes, que serán públicos y accesibles por Internet, deberán indicar cómo se han considerado estas aportaciones.

Además, las empresas deberán emitir informes de cumplimiento a año vencido, en el plazo de un mes, igualmente públicos y accesibles vía Web. De este modo, aquel que desee conectarse tendrá acceso a la información necesaria.

También se incluye un sistema de penalizaciones para asegurar que las inversiones se ajustan a lo previsto, minorando el límite futuro de las compañías que hagan menos o más desembolsos de los previstos de forma reiterada.

Junto a muchas carreteras y sobre numerosos barrios, las aves utilizan los cables eléctricos como puntos de descanso desde los que pueden controlar el terreno sin quedar expuestas a los peligros del suelo. Desde allí detectan movimientos, buscan alimento y vigilan la llegada de posibles amenazas.

La escena resulta habitual, aunque plantea una duda al verlas permanecer durante tanto tiempo sobre conductores por los que circula electricidad: cómo consiguen posarse en ellos sin recibir una descarga.

La diferencia de potencial decide si existe peligro

La explicación de por qué no se electrocutan tiene relación con la forma en que circula la corriente eléctrica. Según las explicaciones divulgativas recogidas por el programa Ahora o nunca de La 1, para que circule corriente eléctrica debe existir una diferencia de potencial y un camino conductor entre dos puntos. Cuando un ave se posa únicamente sobre un cable, ese recorrido no atraviesa su cuerpo de una manera relevante y la corriente continúa por la línea eléctrica.

Antes de entrar en los detalles físicos conviene entender por qué esos cables resultan tan atractivos para muchas especies. Al situarse en una posición elevada, las aves consiguen una vista despejada de grandes áreas del terreno. A diferencia de las ramas cubiertas de hojas, los tendidos eléctricos ofrecen un campo visual amplio que facilita tanto la detección de depredadores como la localización de posibles presas. Por esa razón es frecuente verlas pasar largos periodos de tiempo sobre estas estructuras.

La clave del fenómeno está en la diferencia de potencial. Las explicaciones relacionadas con la ley de Ohm señalan que la corriente que atraviesa un circuito depende del voltaje existente entre dos puntos.

En el caso de un pájaro posado sobre un único cable, sus dos patas se encuentran prácticamente al mismo potencial. Como la diferencia es mínima, apenas circula corriente a través de su organismo y la mayor parte del flujo eléctrico permanece en el conductor.

El peligro aparece al conectar puntos con distinto potencial eléctrico

Esa situación también se entiende al comparar la resistencia del cable con la del cuerpo del ave. Los cables están fabricados con materiales que facilitan enormemente el paso de la corriente, mientras que el cuerpo de un ave ofrece una resistencia mucho mayor.

La corriente puede circular por todos los caminos conductores disponibles. En el caso del ave, apenas atraviesa su cuerpo porque sus patas están apoyadas sobre puntos del cable con una diferencia de potencial muy pequeña. Por eso permanece a salvo mientras no toque otro conductor o una estructura con un potencial diferente.

La misma idea fue explicada en Ahora o nunca. El programa divulgativo recordó que las líneas de alta tensión pueden transportar entre 120.000 y 380.000 voltios para llevar energía a grandes distancias. Sin embargo, esa cifra por sí sola no determina que un pájaro vaya a sufrir una descarga.

Lo importante es que ambas patas estén en el mismo potencial eléctrico. Mientras esa condición se mantenga, la diferencia de potencial entre las patas será muy pequeña y apenas circulará corriente por el cuerpo del animal.

Las aves de gran tamaño sufren muchas más electrocuciones

El peligro aparece cuando se crea una conexión entre puntos con potenciales diferentes. Si un ave tocara al mismo tiempo el cable y la tierra, o bien un cable y la estructura que conduce al suelo, su cuerpo pasaría a formar parte del circuito eléctrico.

También existe riesgo cuando entra en contacto con dos cables de distinto potencial de manera simultánea. En ese momento sí aparece una diferencia de potencial suficiente para que la corriente atraviese al animal y provoque una electrocución.

Las especies de mayor tamaño son las más expuestas a ese problema. Un estudio de 2014 estimó que cada año mueren electrocutadas entre 0,9 y 11,6 millones de aves en Estados Unidos. Entre las más afectadas figuran grandes rapaces, como las águilas calvas y las águilas reales, porque su envergadura aumenta las posibilidades de tocar dos conductores a la vez al desplegar las alas o al maniobrar sobre el tendido eléctrico.

Por ese motivo, la imagen de pequeños pájaros alineados sobre un cable suele ser segura para ellos, mientras que las aves más grandes deben enfrentarse a un riesgo mucho mayor cada vez que se acercan a estas infraestructuras.

La Audiencia Nacional ha dado la razón a Iberdrola y ha levantado la sanción de 25 millones de euros que le impuso la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en 2015, que multó a la compañía por haber manipulado el mercado para subir artificialmente los precios y llevarse un beneficio económico de 21,5 millones. Unos hechos por los que la energética fue absuelta en 2024.

En una sentencia fechada el 8 de junio, a la que ha tenido acceso elDiario.es, la Sala de lo Contencioso-Administrativo de la Audiencia Nacional sigue la estela del fallo de la Sala de lo Penal de enero de 2024, en el que se absolvió a la energética de haber alterado los precios durante el llamado 'tarifazo', cuando el Gobierno —entonces en manos del Partido Popular— decidió no cubrir los 3.600 millones de euros del déficit de tarifa que habría de cubrirse el 1 de enero de 2014. Pocos días después se produjo una escalada de precios que, entonces, se vinculó con esta decisión política.

En concreto, la práctica de la que se acusó a Iberdrola Generación —la filial dedicada a la producción eléctrica— fue la de elevar los precios ofertados por las centrales hidroeléctricas de Duero, Sil y Tajo entre el 30 de noviembre y el 23 de diciembre de 2013 para que buena parte de su energía se quedase fuera de la casación del mercado diario en favor de otras centrales más caras, como el gas.

Ahora, la Audiencia Nacional considera que la multa ha de levantarse ya que los hechos por los que se impuso “son sustancialmente análogos” a los ya juzgados, por los que no cabe lugar la sanción “muy grave” que la CNMC impuso amparándose en la Ley del Sector Eléctrico.

La sentencia incide en el tirón de orejas al supervisor que dio la Sala de lo Penal, al apuntar que el procedimiento por el que se investigó el perjuicio “se basó en meras estimaciones” y se consideró “un sistema ad hoc creado exclusivamente para este caso concreto”, adoleciendo de “graves deficiencias” y con sus “variables fundamentales (...) siendo modificadas subjetivamente”.

La Sala de lo Penal también dio por probado que los operadores de mercado de Iberdrola actuaron de forma autónoma, sin instrucciones de sus superiores, descartando la existencia de una actuación dolosa en la fijación de las ofertas.

La Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia (CNMC) ha multado a Energía XXI Comercializadora de Referencia, perteneciente al Grupo Endesa, por generar confusión entre sus marcas al no diferenciar correctamente entre la comercializadora de referencia de tarifas reguladas y las comercializadoras asociadas al mercado libre.

En concreto, Competencia ha sancionado con 400.000 euros a la energética, que se han quedado en 320.000 tras aplicarse una reducción del 20% por pago voluntario, al entender que se cometió una infracción grave contemplada en la Ley del Sector Eléctrico. En concreto, el supervisor detectó varios incumplimientos en una inspección que realizó a Energía XXI para supervisar las obligaciones de separación e identificación de las actividades de las comercializadoras de referencia.

Según determina la CNMC, Energía XXI “dificultó su identificación clara e inequívoca como comercializadora de referencia” en sus contactos con los clientes. En llamadas con los consumidores empleó denominaciones sociales o nombres comerciales referidos a empresas distintas del grupo y, en los documentos contractuales, empleó elementos identificativos de la marca Endesa, que está asociada a la comercializadora libre.

Esto, dice Competencia, generó “confusión” en el consumidor y puso “en riesgo” la libertad de elección del tipo de contrato entre la tarifa regulada y el mercado libre.

La CNMC recuerda que la normativa exige a las comercializadoras de referencia mantener una imagen y comunicación con los clientes “claramente diferenciada” respecto a las comercializadoras del mismo grupo que operan en el mercado libre. Obligaciones con las que proteger la capacidad de los consumidores para distinguir a las comercializadoras de cada mercado y preservar la competencia.

Si bien no se han acreditado daños, beneficios económicos ni intencionalidad en la conducta de Energía XXI, la CNMC apunta que la sociedad, al estar integrada en uno de los principales grupos energéticos del país, “dispone de capacidad económica suficiente para evitar situaciones como las detectadas en la inspección, vinculadas a deficiencias en los mecanismos de formación y en los procesos de atención al cliente”.

El Índice de Precios de Consumo (IPC) bajó al 3,1% en Castilla-La Mancha en junio en tasa interanual, dos décimas por debajo de la tasa interanual del mes anterior, según los datos definitivos publicados este viernes por el Instituto Nacional de Estadística (INE). El dato de junio es el más bajo registrado en Castilla-La Mancha desde febrero de 2026. En términos mensuales, la inflación en Castilla-La Mancha aumentó un 0,5%, mientras que en lo que va de año la subida llega al 2,3%.

Donde más subieron los precios en Castilla-La Mancha respecto al mismo mes del año anterior fue en vivienda, agua, electricidad, gas y otros combustibles, un 5,6% más que en junio de 2025 (3 puntos más respecto a la tasa interanual anotada el mes anterior); transporte, un 5,4% más (2,1 puntos menos); restaurantes y servicios de alojamiento, un 4,7% más (0,1 puntos menos) y seguros y servicios financieros, un 3,5% más (1,5 puntos menos).

En el lado contrario, dónde más moderadas se registraron las subidas fue en muebles, artículos del hogar y artículos para el mantenimiento corriente del hogar, un 0,9% (0,5 puntos más respecto a la tasa del mes precedente); alimentos y bebidas no alcohólicas, un 1% (0,4 puntos menos); actividades recreativas, deporte y cultura, un 1,5% (0,6 puntos menos) y vestido y calzado, un 1,5% (0,5 puntos menos).

Desaparición de la medidas fiscales sobre la energía

El INE explica que en el comportamiento de la inflación de junio tiró al alza la vivienda, principalmente por el incremento de los precios de la electricidad y del gas, hecho que se justifica por la desaparición de las medidas fiscales sobre la energía que el Gobierno inició el pasado 1 de junio.

En concreto, en lo que respecta a las medidas anticrisis, tras la bajada de la factura de la luz en abril, a partir del 1 de junio se inició la desactivación gradual de la rebaja en el Impuesto Especial sobre la Electricidad y el IVA aplicable a electricidad, gas natural, briquetas, pellets y leña. Por el contrario, tiraron a la baja los precios del transporte debido a la caída de los combustibles.

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”.

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

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

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

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

¿Libre o regulado?

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

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

Atención a la potencia

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

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

Herramientas accesibles

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

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

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

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

Es el “proyecto cero” que, según la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, llevó a Red Eléctrica de España (REE) a replantearse cómo buscar consensos con los territorios afectados por sus nuevas líneas: la interconexión Península-Ceuta, incluida en las últimas tres planificaciones de la red de transporte elaboradas por sucesivos gobiernos, vinculantes para la empresa, y recientemente culminada (aunque no ha entrado aún en funcionamiento) tras vencer la férrea resistencia del alcalde más votado de España.

Redeia presentó hace unos días en Madrid una propuesta metodológica para el despliegue de redes que, según la compañía, cuyo mayor accionista (20%) es el Estado, “refuerza” el trabajo que desarrolla hace años con los territorios “para avanzar en el proceso de transición energética con legitimidad social”. REE deberá acometer una histórica inversión en la red de alta tensión de 13.600 millones hasta 2030, según la propuesta de planificación que el Gobierno publicó en septiembre.

Durante la presentación del documento, Corredor sacó a colación la interconexión ceutí, un doble cable submarino a través del Estrecho de Gibraltar que la compañía ha definido como “estratégico” y cuyo documento inicial de proyecto (DIP) se sometió a consultas previas allá por 2016. La exministra socialista recordó cómo tras los estudios realizados se encontró un obstáculo inesperado: “mucha resistencia” en el municipio gaditano de La Línea de la Concepción contra una subestación aérea, bautizada como Portichuelos, fundamental para el proyecto.

Redeia quería ubicarla allí porque implicaba menos longitud de la línea hacia la costa y evitaba espacios naturales protegidos en un enclave alejado de áreas de concentración migratoria y de reproducción de especies amenazadas, distante de núcleos urbanos (con menor afección social e impacto visual) y sin masas forestales ni flora amenazada.

Cuatro campos de fútbol

Pero había un problema. Enfrente tenía a Juan Franco, alcalde de La Línea desde 2015 y que, como recordó Corredor, en las municipales de 2023 [con un partido independiente], fue reelegido con un apoyo superior al 75%: el más votado de España entre los municipios de cierto tamaño. En 2019, cosechó el 64,4% de los votos, solo por detrás del alcalde de Vigo, Abel Caballero.

En enero de 2021, en plena pandemia, en una primera reunión telemática con técnicos de REE, el equipo municipal de La Línea, encabezado por su alcalde, expresó su desacuerdo absoluto con el proyecto. Este incluía un tendido eléctrico aéreo con 10 apoyos que cruzarían la localidad; un tramo soterrado y aterraje en la Playa de la Torre Nueva de La Línea con perforación dirigida para evitar la afectación a un arenal; y la subestación de la discordia, proyectada en superficie y que ocuparía 2,4 hectáreas.

El equivalente a “cuatro campos de fútbol”, recordó Corredor, en medio de la única zona de expansión natural de la Línea (64.499 habitantes). El ayuntamiento solo tenía ese terreno disponible para desarrollos terciarios [suelo para oficinas, comercios, centros sanitarios privados, hoteles, centros educativos privados…], en una localidad “con unos problemas muy serios”, como el narcotráfico. En 2024 fue la ciudad con la tasa de desempleo más alta de España (28,6%, según el INE) y tiene la menor renta per cápita del Campo de Gibraltar.

“Nos hizo reflexionar si realmente podíamos hacer las cosas mejor”, explicó la presidenta de Redeia.

“Si el equipo de gobierno entero se tiene que venir a acampar para impedir que se instale esa aberración en nuestro término municipal, estamos dispuestos a hacerlo”, llegó a decir el alcalde en una nota en la que el Consistorio proclamaba su “resistencia numantina” a la construcción “de una subestación en 40.000 metros cuadrados del enclave natural de Los Portichuelos para dar servicio a Ceuta”.

En febrero de 2021, tras publicar el alcalde un vídeo desde Portichuelos en el que expresa su rechazo frontal, la exministra se ofrece por carta a visitar la ciudad “para conocer de cerca las preocupaciones y necesidades de sus ciudadanos”. En marzo de 2021, tras una primera reunión en el Palacio de Congresos y Exposiciones de la Línea, con manifestantes en la puerta [“No queremos explicación”, decían, según Corredor] y carteles en la ciudad contra la infraestructura, acuerdan abrir una mesa de negociación.

“Había tiempo, las obras no empezarían hasta 2024”, subrayan fuentes de Redeia, que recalcan que este proceso no retrasó el calendario previsto.

Se realizaron nuevos estudios para explorar el aprovechamiento de una infraestructura existente en San Roque, la subestación Algeciras. Tras un análisis para minimizar las dimensiones del proyecto, soterrar líneas y desmantelar otras y los correspondientes informes ambientales, se concluyó que el nuevo proyecto era viable. Ayudó la inclusión del cable en la Planificación 2021-2026, entonces en la recta final de su tramitación, que por primera vez fijó entre sus principales motivaciones maximizar el uso de la red existente. El proyecto ya se incluyó en junio de 2014 en una modificación “puntual” de la planificación 2008-2016, y en la 2015-2020.

Para vencer las resistencias del alcalde, se planteó un trazado soterrado y submarino que rodea los principales núcleos de población y aprovecha al máximo las infraestructuras existentes. Se amplió la funcionalidad (no las dimensiones) de la subestación existente Algeciras 220 kV, en el polo químico de San Roque e integrada en un espacio con instalaciones e infraestructuras de usos similares. Se dispuso un nuevo parque de transformación y una subestación encapsulada de 534 metros cuadrados que redujo un 84% la necesidad de espacio. El tendido aéreo se sustituyó por cable soterrado en ambos municipios. Hace unos días, REE anunció que invertirá 500.000 euros en un nuevo centro de interpretación de la naturaleza en la localidad.

El nuevo proyecto no modificó el trazado submarino ni el punto de salida al mar, que sigue ubicado en La Línea, con 68,9 km de longitud, un importante rodeo (en línea recta son 15 kilómetros) para respetar zonas de riqueza ecológica y pesquera relevante.

Isla energética

En su presentación en abril de 2022, Ángel Mahou, director general de Transporte de REE, lo definió como “un proyecto complicado en el que llevamos trabajando muchísimos años”, “muy importante para nuestro país” y “especialmente para Ceuta”, isla energética cuya calidad de suministro se va “a multiplicar por cuatro” al pasar de un modelo de generación 100% fósil (con diésel) a utilizar el 90% de la energía sin emisiones, con uno ahorro estimado para el sistema eléctrico de unos 30 millones al año, gracias a la mayor integración de renovables, y 300.000 toneladas anuales de CO2 evitadas. Mahou confió en “celebrar la puesta en servicio durante el año 2025”.

El proyecto salió a información pública en 2022. Las obras a ambos lados del estrecho se iniciaron en junio de 2024, tras el permiso del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. El pasado agosto comenzó el tendido de los cables submarinos. En diciembre se terminaron las obras de todas las instalaciones que conforman el enlace. La distribuidora está realizando pruebas previas a la puesta en servicio, para la que Redeia no precisa la fecha. Se habilitará un régimen transitorio para tratar la generación en la Ciudad Autónoma como en Islas Baleares, manteniendo la central eléctrica disponible en régimen de backup al sistema, para casos de emergencia o de mantenimiento de las infraestructuras del enlace.

En estos años, se ha disparado el coste de la conexión. En 2021, antes de la crisis de inflación que propició la invasión de Ucrania, la mejor estimación de costes que le reconocía la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) era de 195 millones, frente a 332 millones en febrero de este año. Según Redeia, “en torno al 86% del incremento del coste del proyecto” obedece al impacto por subida de precios “y situación del mercado”.

Tras la experiencia de la conexión ceutí, Redeia ha publicado esa metodología de participación pública, diseñada junto a la Fundación Renovables y Renewables Grid Initiative (RGI), organización sin ánimo de lucro con sede en Berlín que reúne a operadores de redes eléctricas (TSO) y organizaciones ecologistas de toda Europa.

El documento se inspira en experiencias previas de países como Alemania, Canadá, Irlanda, Italia o Bélgica. Sus autores lo definen como una “caja de herramientas” para “mejorar” estos procesos y que las redes eléctricas “no se construyan en el territorio, sino con él”, mediante la “participación temprana” de las comunidades afectadas. Entre las enseñanzas, según Corredor: apostar por “gestores vecinales” para “dar la cara” en el territorio y “ponerse a disposición” de la ciudadanía “con nombre y apellidos”. “Tiene que ser gente de allí”.

Varios cambios normativos recientes apuntan a esa mayor sensibilidad con las comunidades locales y evitar el conocido como movimiento NIMBY (del inglés “Not In My Back Yard”, o “No en mi patio trasero”) en el despliegue de estas infraestructuras. Un Real Decreto-Ley del 29 de junio encarga al Organismo Nacional de Normalización reconocido en España, la UNE, que desarrolle criterios sociales, territoriales y ambientales para acreditar la excelencia de los proyectos con un sello que les otorgará una tramitación administrativa preferente.

Como apuntó el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, al presentar esta metodología, la cuestión no es si el entorno “va a cambiar” sino “quién decide, con qué cuidado, con qué atención y con qué propósito”, porque “el cambio más violento y más agresivo del paisaje va a ocurrir y es la crisis climática, por desgracia”.

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.

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.