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.

El centro de datos que Azora proyecta en Villamayor de Gállego consumirá 2.628 gigavatios hora (GWh) de electricidad al año cuando funcione a pleno rendimiento. La cifra, incluida en la documentación ambiental del Plan de Interés General de Aragón (PIGA) publicada este martes, equivale a cerca de una cuarta parte de toda la electricidad que consumió Aragón en 2025. Sumada a la demanda prevista para el proyecto de Blackstone en Calatorao, ambos complejos requerirán una cantidad de energía equivalente a casi el 70% del consumo eléctrico actual de la comunidad.

El proyecto de Azora, denominado Tillion Aragón, prevé una inversión de 2.360 millones de euros para levantar cuatro edificios de centros de datos en Villamayor de Gállego. La documentación ambiental estima un consumo de 2.628 GWh anuales una vez completadas las dos fases previstas, aunque la segunda queda condicionada a disponer de la capacidad eléctrica necesaria.

El único proyecto que supera esas cifras es Rhodes, el campus que Blackstone impulsa en Calatorao. Su estudio de impacto ambiental estima un consumo medio anual de 4.745 GWh, de modo que entre ambos complejos sumarían 7.373 GWh al año. La comparación se realiza con el consumo eléctrico registrado en Aragón durante 2025, por lo que el porcentaje variará a medida que entren en funcionamiento estos y otros centros de datos previstos en la comunidad.

El fuerte consumo energético contrasta con el reducido uso de agua previsto para ambos complejos. Tanto Blackstone como Azora recurrirán a sistemas de refrigeración por aire, una tecnología que reduce notablemente las necesidades hídricas frente a otros modelos. El proyecto de Calatorao estima un consumo anual de 4.782 metros cúbicos de agua y el de Villamayor, 6.066 metros cúbicos. En conjunto apenas superan los 10.800 metros cúbicos al año, una cifra muy alejada de la prevista para los campus de Amazon Web Services, que concentran alrededor del 95% del consumo hídrico estimado entre los grandes centros de datos proyectados en Aragón.

Las diferencias entre ambos proyectos también se reflejan en la inversión prevista. El campus de Blackstone contempla un desembolso de 11.805 millones de euros para desarrollar ocho edificios en Calatorao, mientras que Azora prevé invertir 2.360 millones en cuatro centros de datos en Villamayor de Gállego. Ambos forman parte de la oleada de proyectos tecnológicos que está convirtiendo Aragón en uno de los principales polos para la implantación de este tipo de infraestructuras en España.

La retirada progresiva de las ayudas fiscales a la gasolina y al gasóleo supondrá un regalo para la movilidad eléctrica. A partir del 1 de julio desaparecerá la rebaja del IVA aplicada a los carburantes durante la crisis energética derivada del conflicto en Oriente Medio y, entre julio y septiembre, también se irá reduciendo gradualmente el descuento en el impuesto especial de hidrocarburos hasta su desaparición en octubre. El resultado es que será más caro utilizar un vehículo de combustión en un momento en el que el precio de la electricidad permanece relativamente estable, ampliando así la ventaja económica del coche eléctrico, cuyas ventas se han acelerado desde el inicio de la guerra de Irán en marzo.

El Consejo de Ministros aprobó este lunes un segundo paquete de medidas de respuesta al impacto de la guerra en Oriente Medio con un coste fiscal estimado de 1.825 millones de euros para 2026. La principal novedad es el inicio de la retirada de las ayudas generalizadas a los carburantes. El IVA de la gasolina y el gasóleo volverá al tipo general del 21% desde este martes, mientras que el descuento en el impuesto especial se reducirá de forma escalonada: 15 céntimos por litro en julio, 10 céntimos en agosto y 5 céntimos en septiembre, hasta desaparecer completamente en octubre.

El ministro de Economía, Carlos Cuerpo, justificó la decisión por la normalización de los mercados energéticos. “Conforme se vayan reduciendo los precios de los mercados internacionales retiraremos de forma progresiva el apoyo a la reducción de impuestos a los carburantes”, explicó tras el Consejo de Ministros.

La decisión llega precisamente cuando el mercado petrolero ha recuperado la calma. El barril de Brent ha vuelto a cotizar en el entorno de los 72 dólares, niveles previos al recrudecimiento del conflicto con Irán, mientras que los carburantes acumulan cuatro semanas consecutivas de descensos. El precio medio de la gasolina se sitúa en 1,46 euros por litro, un 6,8% menos que hace un mes, y el gasóleo ha caído hasta 1,538 euros por litro tras abaratarse un 8,7% en las últimas semanas.

Sin embargo, la retirada de las rebajas fiscales impedirá que esa bajada internacional se traslade íntegramente al consumidor. El ahorro que proporciona conducir un vehículo eléctrico volverá así a ampliarse.

La electricidad mantiene su ventaja

La comparación entre ambos costes energéticos sigue siendo claramente favorable a la electrificación. El mercado mayorista de electricidad cerró junio con un precio medio de 69,59 euros por megavatio hora, un 4,1% inferior al registrado hace un año, pese a varios episodios puntuales de calor extremo que elevaron la demanda de aire acondicionado.

En términos prácticos, recorrer 100 kilómetros con un turismo eléctrico recargado con tarifas domésticas continúa costando aproximadamente entre dos y cuatro euros, dependiendo del consumo del vehículo y de la tarifa contratada, mientras que un automóvil de gasolina que consuma seis litros cada cien kilómetros necesita cerca de nueve euros de combustible con los precios actuales. Cuando desaparezcan completamente las ayudas fiscales a los carburantes, esa diferencia volverá a ensancharse.

España mantiene además una de las mayores penetraciones de generación renovable de Europa. Durante junio, las energías renovables representaron más del 60% de toda la producción eléctrica nacional, con un peso creciente de la energía fotovoltaica, circunstancia que contribuye a contener el coste estructural de la electricidad frente a la mayor volatilidad del petróleo.

La electrificación gana terreno en Europa

El contexto regulatorio coincide además con un momento de fuerte crecimiento de la movilidad electrificada en Europa. Entre enero y mayo, los vehículos eléctricos de batería ya representaron el 20% de todas las matriculaciones de la Unión Europea, frente al 15,3% del mismo periodo del año anterior.

Los híbridos convencionales continúan liderando el mercado con una cuota del 37,8%, mientras que los híbridos enchufables alcanzan ya el 9,7%. En sentido contrario, los automóviles de gasolina y diésel han reducido conjuntamente su peso hasta el 30,1% del mercado europeo, ocho puntos menos que hace un año.

El crecimiento responde tanto a la llegada de nuevos modelos como al mantenimiento o ampliación de incentivos nacionales a la compra y al uso de vehículos electrificados. En ese escenario, el encarecimiento progresivo del uso de los combustibles fósiles derivado de la guerra de Irán y del fin de las ayudas fiscales añade un argumento económico adicional para acelerar la transición hacia el coche eléctrico.

Un cambio de señales para el mercado

La retirada de las ayudas también supone un cambio de orientación en la política energética del Ejecutivo. Si durante los meses de mayor tensión internacional el objetivo fue amortiguar el impacto del petróleo sobre hogares y empresas, ahora el Gobierno considera que la estabilización de los mercados permite recuperar gradualmente la fiscalidad ordinaria sin abandonar del todo la protección frente a posibles nuevos episodios de volatilidad.

De hecho, el decreto incorpora una cláusula de reactivación automática. Si la inflación interanual de los carburantes supera nuevamente el 15%, el descuento en el impuesto especial volvería a elevarse hasta 20 céntimos por litro. Un mecanismo similar se aplicaría al gas y a la electricidad, recuperando temporalmente la rebaja del IVA energético si se produjeran fuertes incrementos de precios.

El Ejecutivo mantiene además las ayudas específicas para los sectores más expuestos. Agricultores y transportistas seguirán recibiendo una bonificación de 20 céntimos por litro de gasóleo profesional, mientras que las ayudas extraordinarias al transporte por carretera se prolongarán hasta finales de septiembre.

Más control sobre las gasolineras

Otra de las novedades del decreto afecta al funcionamiento del mercado de carburantes. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) publicará por primera vez las estaciones de servicio que detecte con “comportamientos anómalos”, es decir, aquellas que no trasladen adecuadamente a sus precios las rebajas fiscales o presenten márgenes injustificados.

El regulador ya identificó alrededor de medio centenar de estaciones con comportamientos irregulares tras analizar más de 10.000 gasolineras, y ahora dispondrá de nuevas competencias para solicitar información tanto a operadores mayoristas como minoristas y hacer públicos los casos detectados.

Investigadores de las universidades de Yale y Chicago han comprobado que la instalación de centros de datos propicia subidas del precio de la vivienda y la electricidad en Estados Unidos, líder absoluto en el despliegue de estas infraestructuras con más del 40% del total mundial.

“Los centros de datos crean actividad económica, especialmente en los sectores directamente relacionados”, pero “también elevan los precios de la electricidad y están asociados con precios de la vivienda más altos, lo que podría beneficiar a los propietarios e incrementar los costes para los inquilinos y compradores de viviendas”, concluye un estudio publicado en el National Bureau of Economic Research, think tank con sede en Cambridge (Massachusetts).

“A nivel condado en EEUU, entre 1995 y 2020, la llegada de una instalación adicional de data center se asocia con un aumento acumulado de alrededor de 28 puntos porcentuales en el índice de precios de vivienda (HPI) y del 1,3% en el precio promedio de la electricidad en el condado afectado”, explica por correo electrónico a elDiario.es David Argente, investigador de la Universidad de Yale y coautor de este paper junto a otros dos expertos de ese centro de élite, Jayce Chow y Diana Van Patten, y Fernando E. Álvarez (Universidad de Chicago).

Los autores señalan que esos efectos en los precios son “muy significativos en todos los horizontes temporales, lo que indica que los centros de datos ejercen una presión apreciable sobre los mercados locales de la energía y el sector inmobiliario”. “Generan empleo a nivel local”, sobre todo durante su construcción, tienen efecto “modesto” en el empleo “permanente”, “elevan los precios de la vivienda y dan lugar a un aumento de la renta agregada, al tiempo que provocan un incremento de los precios locales de la electricidad” en un país en el que las tarifas las fijan reguladores regionales y varían de un Estado otro, al contrario que en España.

Así, las zonas que consideren la instalación de estos centros afrontan un “dilema” y deben “sopesar los aumentos en el empleo, la creación de empresas y los ingresos agregados frente a las presiones sobre los mercados eléctricos y la asequibilidad de la vivienda local”. Una encuesta de Gallup realizada el pasado marzo mostraba que un 71% de los estadounidenses se oponen a la construcción de estas infraestructuras en su zona.

Los centros de datos “son buenos depende de para quién”, resume en su blog Pedro Linares, profesor de la Universidad Pontificia Comillas especializado en regulación energética.

Los autores de este paper han analizado datos de la firma financiera Standard and Poors que recopilan información detallada sobre la ubicación, propiedad, potencia e ingresos de más de 12.960 data centers de más de 2.700 proveedores y 131 países. Los han cruzado con otros indicadores como los ingresos del impuesto de la Renta en EEUU y los precios de la vivienda y la electricidad en esos condados, disponibles en las estadísticas de la Agencia Federal de Financiación de Vivienda (FHFA) y la Energy Information Administration estadounidense.

Los resultados “muestran efectos positivos sobre el empleo total” y en los sectores de tratamiento de datos y construcción, y subidas de ingresos fiscales y salarios, aunque “la masa salarial anual reacciona de forma menos notable”. 

Como señala el estudio, “hay mucho en juego a nivel local”: estas instalaciones pueden ser atractivas para las administraciones al suponer grandes proyectos de inversión, empleo e ingresos. Pero también “consumen mucha energía y se concentran en un espacio reducido. Pueden requerir ampliaciones, mejoras en la red de transmisión y contratos de suministro eléctrico a largo plazo. También pueden utilizar recursos escasos como el suelo y el agua, al tiempo que crean menos puestos de trabajo permanentes que una planta de fabricación tradicional con una inversión similar”. 

Tras la computación en la nube, el auge de la inteligencia artificial, el streaming, los pagos, el software empresarial y los servicios digitales “hay instalaciones físicas que ocupan terreno, se conectan a redes de fibra óptica, consumen energía de forma continua y requieren sistemas de refrigeración, seguridad y una red eléctrica fiable”. Para elegir donde se instalan, priorizan “precios de la electricidad favorables, capacidad de redes, suelo, política fiscal, clima, riesgo de desastres y conectividad de fibra”.

“El resultado es una cuestión política práctica: ¿qué ganan realmente los condados y a qué costes se enfrentan?”. Y este asunto es “más urgente” tras la irrupción de la IA, que ha disparado el consumo de electricidad de estas instalaciones. En 2024, supusieron el 1,5% del total mundial, unos 415 teravatios hora (TWh), según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), que estima que su demanda ha crecido un 12% anual el último lustro y podría duplicarse hasta alcanzar los 945 TWh en 2030. En EEUU han pasado de 58 TWh en 2014 a 176 TWh en 2023: del 2% de la demanda nacional de 2018 al 4,4% de 2023. En 2028 pueden llegar a suponer el 12%, calcula el Belfer Center for Science and International Affairs de la Harvard Kennedy School. 

Como recuerda el paper, los servicios digitales suelen percibirse como algo “sin ubicación”, pero la infraestructura que los sustenta no lo es. Geográficamente estos centros están “especialmente concentrados” en EEUU, especialmente en Virginia (unos 600, con una potencia de cerca de 4.900 MW, otros 1.000 en desarrollo y más de 5.000 en planificación) y Texas, donde se estima que hay más de 460.

Estados Unidos es, con gran diferencia, el país con más centros de datos del mundo. Según Statista, en abril tenía 4.184, muy por delante de Reino Unido (515), Alemania (514), China (369), Francia (345), India (286) y Canadá (287).

Revisión al alza

España, que vive la peor crisis de vivienda en décadas, aparece duodécima en ese ránking, con 195 data centers, pero se está convirtiendo en polo de atracción para estos proyectos en Europa por sus privilegiadas condiciones para producir energía renovable. Morgan Stanley acaba de revisar al alza sus previsiones a largo plazo y estima que la capacidad total de estos centros en España alcanzará 4,3 GW en 2035, frente a los 2,8 GW que contemplaba hasta ahora y los 439 megavatios (MW) que existían a cierre de 2025 según la patronal DC Spain.

Morgan Stanley sitúa a Aragón como el mercado secundario de centros de datos “más emocionante de Europa”, con un potencial estimado para alcanzar 3 GW de capacidad y consolidarse firmemente como el próximo gran nodo de interconexión del continente gracias a su abundante suelo, buen recurso renovable, un clima algo más fresco que otras zonas de España y la conectividad que aportan cables submarinos como Marea, Grace Hopper y Anjana, que enlazan con EEUU y Reino Unido y permiten corredores de baja latencia.

La consultora inmobiliaria Cushman & Wakefield sitúa a Madrid como el quinto mercado primario de centros de datos de Europa, Oriente Medio y África (EMEA) y uno de los principales 'hubs' europeos para esta industria, a la que comunidades gobernadas por el PP como Madrid o Aragón han puesto alfombra roja. La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, ha hablado de “burbuja” de proyectos. Parte del actual colapso de peticiones de acceso a la red eléctrica está relacionado con estas infraestructuras, que han atraído a firmas del Ibex como ACS, Iberdrola o Merlin Properties. Las eléctricas las ven como una oportunidad para reactivar una demanda a la baja que pone en riesgo la rentabilidad de los proyectos de renovables, en especial, las fotovoltaicas más recientes.

La Estrategia de Inteligencia Artificial actualizada por el Gobierno en 2024 planteaba un despliegue “sostenible” de data centers, con una potencia de computación acumulada de 2,5 GW para 2030, equivalentes a unos 4 GW de potencia eléctrica. Ya hay concedidos derechos de acceso y conexión a las redes por más de 12 GW, aunque muchas peticiones están duplicadas y “no es posible conocer la demanda real”, advierte Transición Ecológica.

La nueva Planificación de Electricidad 2025-2030 en tramitación incluye 3,8 GW para centros de procesamiento de datos (CPD), que se añadirán a los 12 GW en permisos ya concedidos. El ministerio sacó a consulta en agosto de 2025 un proyecto de decreto para obligarles a revelar su consumo de agua y luz, como marca la normativa europea. En marzo, el Real Decreto 7/2026 de respuesta a la guerra en Irán otorgó rango de ley a varios de esos requisitos de sostenibilidad y les exige consumir renovables, dado que “la puesta en marcha de proyectos de elevado consumo eléctrico en el corto plazo, si no se acompasa con un despliegue proporcional de nueva generación renovable, generaría un doble perjuicio agravado por el contexto del conflicto”: más uso del gas, subida de precios y menos incentivos a la electrificación.

En la charla en la que amenazó con recuperar su impuesto al sol hace unas semanas, el vicesecretario de Economía y Desarrollo Sostenible del PP, Alberto Nadal, lamentó que “el Gobierno, en vez de declarar la neutralidad tecnológica tanto en generación como en demanda, le ha declarado la guerra a los centros de datos”, que “van a existir sí o sí. ¿Alguien va a almacenar tus datos? Pues honestamente, yo prefiero que los datos de España estén en España”. Son “demanda eléctrica que ayuda a reducir los costes del sistema y absorber parte de la sobregeneración de renovables que tenemos”. Aunque “lo primero” es “eliminar” el calendario de cierre de las nucleares y mantenerlas “dentro de 20 años”. 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Datos detallados sobre el autoconsumo y nuevas variables, como el coste medio de la energía consumida, el tipo de contrato (a precio fijo o indexado al comportamiento del mercado mayorista de electricidad); el nombre del producto u oferta contratada en el mercado libre o información sobre por qué la comercializadora eléctrica ha realizado una estimación de la factura, en lugar de una lectura real.

Son algunas de las novedades que el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico va a proponer incluir en la nueva factura eléctrica de los pequeños consumidores.

Entre otras cosas, la normativa que ultima el departamento de Sara Aagesen también va a obligar a incorporar en las facturas información sobre el consumo medio de electricidad de los suministros con características similares en el mismo código postal de los usuarios, con el objetivo de incentivar el ahorro energético.

Esta última es una medida que ya planteó implantar el Gobierno a finales de 2022, durante la crisis energética por la invasión de Ucrania, cuando ya se modificó la factura para incluir el efecto de la denominada solución ibérica, pero no se llegó a poner en marcha.

Estos cambios en la factura eléctrica se incluyen en una Propuesta de resolución de Transición Ecológica que, según ha podido confirmar elDiario.es, el ministerio prevé someter a audiencia pública este lunes.

La propuesta establece el contenido mínimo obligatorio a incluir en las facturas de electricidad por parte de los comercializadores del mercado libre a consumidores en baja tensión hasta 15 kilovatios (kW) de potencia contratada no acogidos a las tarifas de último recurso y el contenido mínimo obligatorio y formato a utilizar por los comercializadores de referencia. Estos últimos son los que suministran la electricidad a los usuarios acogidos a la tarifa regulada, el precio voluntario al pequeño consumidor (PVPC).

Datos en autoconsumo

El grueso de los cambios en la nueva factura afectarán al autoconsumo, que ha experimentado un fuerte crecimiento en los últimos años, aunque lleva meses a la baja y en estado de alerta, tras la reciente amenaza del gurú económico del PP, Alberto Nadal, de reimplantar un mecanismo similar al denostado impuesto al sol que él mismo impulsó como secretario de Estado de Energía.

Con la propuesta del ministerio, las facturas de los consumidores (tanto del mercado libre como del regulado) que dispongan de sistemas de autoconsumo recogerán elementos como la modalidad a la que están acogidos, tipo y código de autoconsumo, la medida del contador de generación neta desglosada por períodos horarios y la energía neta horaria generada individualizada desglosada también por períodos horarios.

La propuesta, explican fuentes del departamento de la vicepresidenta tercera, va a modificar el contenido mínimo y el modelo de la factura mensual de electricidad “para adaptarlo a la evolución de la normativa”. Va a afectar tanto a los recibos de la luz de suministros acogidos al mercado regulado, al que hay acogidos unos 8 millones de consumidores, como a los del mercado libre, en el que hay más de 20 millones de usuarios, según los últimos datos disponibles de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), correspondientes a noviembre de 2025.

Entre la normativa que se adapta se incluyen elementos del Reglamento general de suministro, comercialización y agregación de energía eléctrica —Real Decreto 88/2026—, relativos a las eventuales penalizaciones aplicadas “o el importe de los intereses aplicados en caso de que haya una refacturación debidamente desglosados”, indican esas fuentes.

Ese decreto entró en vigor el pasado mes de febrero y estableció la eliminación total de penalizaciones por cancelación anticipada para consumidores domésticos sin precio fijo, y limitó al 5% del coste de la energía la penalización máxima en contratos a precio fijo, obligando además a las comercializadoras a justificar el perjuicio real para ellas.

Con esta propuesta, indican desde el ministerio, también “habrá que indicar el motivo de una lectura estimada, si se produce, y habrá una cláusula informativa sobre protección de datos y la decisión individual automatizada empleada en el otorgamiento del bono social”.

Esa decisión automatizada se realiza a través de una aplicación informática denominada BOSCO (Base de Datos de Consumidores Vulnerables), gestionada por Transición Ecológica, con un sistema que cruza datos del solicitante con registros públicos para denegar o conceder la ayuda sin intervención humana. 

Finalmente, las facturas del PVPC tendrán un nuevo apartado, denominado “comparador de ofertas”, en la esquina inferior derecha de la primera página, con un código QR vinculado al Comparador de Ofertas de Energía de la web de la CNMC.

La Policía Nacional investiga la muerte de una persona electrocutada en la madrugada de este viernes 19 de junio en una torreta de alta tensión en la zona de La Juaida de Almería capital, muy próxima al municipio de Viator.

Según informa el 112, perteneciente a la Agencia de Emergencias de Andalucía, el suceso se ha producido sobre las 00.59 horas cuando testigos de los hechos han alertado de que una persona había recibido una descarga eléctrica en una torreta de alta tensión en el Camino del Marchal.

Al lugar han acudido efectivos de Bomberos del Consorcio del Poniente para rescatar a la víctima con una escala, junto con efectivos de Policía Local, Nacional y servicios de emergencias del Servicio Andaluz de Salud (SAS), que han certificado la defunción.

El 112 ha alertado, asimismo, a la compañía Endesa, junto con efectivos de Protección Civil y Policía Local de Viator, al estar en el límite con este municipio. La Policía Nacional ha abierto una investigación para determinar las circunstancias y causas de este suceso mortal.

La electricidad que llega a un ascensor, a un hospital o a una estación de tren suele ocultar una maquinaria enorme que rara vez se ve en la vida cotidiana. Un reactor nuclear es una instalación diseñada para obtener energía a partir de reacciones nucleares controladas, que generan calor y permiten producir electricidad.

Para un ciudadano, su utilidad no consiste en el reactor en sí, sino en el suministro eléctrico que ayuda a mantener servicios, industrias y redes de transporte durante largos periodos. Cuando una fuente energética puede funcionar de forma estable durante años, reduce la dependencia de otros combustibles y facilita el funcionamiento continuo de infraestructuras que forman parte de la rutina diaria.

China prueba una unidad energética motorizada

China está probando un sistema que lleva esa idea a una escala mucho más reducida. Un equipo del Institute of Nuclear Energy Safety Technology ha desarrollado un prototipo de reactor nuclear de 10 megavatios pensado para instalarse sobre un vehículo. Según informó Science and Technology Daily, el proyecto está dirigido por Wu Yican, asesor científico jefe del instituto y miembro de la Academia China de Ciencias, que presentó el sistema como una fuente de energía duradera para lugares donde la red eléctrica es insuficiente o tarda demasiado en construirse.

El interés que ha despertado el proyecto fuera de China tiene mucho que ver con la creciente demanda energética de la inteligencia artificial. Diversos centros de datos consumen cantidades cada vez mayores de electricidad y buscan soluciones capaces de funcionar sin depender por completo de la red convencional.

Interesting Engineering señaló que los promotores del reactor consideran que una unidad de 10 megavatios podría abastecer un centro de datos de tamaño medio. Esa posibilidad ha atraído la atención de medios estadounidenses en un momento de fuerte crecimiento de las infraestructuras dedicadas al procesamiento de datos.

El país amplía su parque atómico comercial

La iniciativa también encaja dentro de la expansión nuclear del país. La Agencia Internacional de la Energía Atómica indicó que China contaba con 58 unidades nucleares comerciales en funcionamiento al cierre de 2024. Informaciones posteriores elevan la cifra a 59 reactores comerciales en 2025. Aunque la energía nuclear representa una parte relativamente reducida de la producción eléctrica nacional, el ritmo de construcción sigue siendo elevado y las autoridades exploran formatos cada vez más pequeños y especializados para atender necesidades concretas.

Estados Unidos desarrolla un proyecto con objetivos parecidos, aunque con características diferentes. BWXT construye el microreactor transportable Project Pele, diseñado para desplazarse hasta bases militares o emplazamientos aislados. La potencia prevista es menor, entre uno y cinco megavatios, y su periodo de funcionamiento sin recarga ronda los tres años. El programa dispone de una hoja de ruta pública y contempla pruebas a partir de 2027. La comparación resulta útil porque muestra que la idea de trasladar energía nuclear allí donde hace falta ya no pertenece únicamente al terreno teórico.

La seguridad plantea interrogantes todavía sin respuesta

Los promotores chinos sostienen que el reactor podría utilizarse en islas remotas, instalaciones mineras, comunidades aisladas, bases militares, zonas afectadas por catástrofes, barcos o sistemas espaciales. En muchos de esos lugares la generación eléctrica depende de motores diésel que requieren un suministro constante de combustible. Wu Yican afirmó que la tecnología permitiría liberarse de la llamada ansiedad de batería, una expresión utilizada para describir la preocupación por quedarse sin energía disponible cuando resulta difícil reponerla.

Sin embargo, las dudas técnicas siguen siendo numerosas. Apenas se han publicado detalles sobre el tipo exacto de reactor, el combustible empleado, el sistema de refrigeración, el blindaje, la gestión de residuos radiactivos o los procedimientos ante accidentes. También quedan cuestiones regulatorias importantes. Un reactor móvil tendría que soportar incendios, fenómenos meteorológicos extremos, fallos de mantenimiento, intentos de sabotaje y largos desplazamientos por carretera sin comprometer la seguridad de trabajadores y población.

Parte de la incertidumbre procede de que muchas de las cifras difundidas proceden directamente de los desarrolladores. Nuclear Engineering International recogió especificaciones atribuidas al consorcio FDS según las cuales el sistema podría funcionar entre diez y 30 años con una sola carga de combustible y alcanzar una vida útil de entre 30 y 60 años. Esas afirmaciones todavía no han sido verificadas por organismos independientes. El equipo de investigación también ha trabajado anteriormente en el concepto CLEAR-M10d, un minirreactor refrigerado por plomo que algunos observadores consideran relacionado con el nuevo proyecto, aunque no existe confirmación pública suficiente para asegurarlo.

Por ahora, la gran incógnita no es si un reactor puede colocarse sobre un camión, sino si todas las promesas asociadas a esa idea podrán superar las pruebas de seguridad, regulación y funcionamiento real. Esa fase determinará si esta tecnología queda como un experimento de laboratorio o si termina alimentando infraestructuras situadas lejos de cualquier línea eléctrica convencional.

El despliegue de las energías renovables realizado en España desde 2021 ha permitido a los hogares españoles ahorrarse una media de 10 euros al mes en su factura de la electricidad durante la crisis energética propiciada por la guerra en Irán y el cierre del estrecho de Ormuz, según un estudio del ‘think tank’ británico Ember publicado este martes.

Este ahorro, equivalente a un recorte del 19% en la factura mensual, según el informe, ha sido posible porque el crecimiento de las renovables ha reducido de forma significativa la influencia del gas en la formación de los precios en el mercado mayorista de electricidad.

La cotización del gas se disparó cerca de un 75% tras el inicio de los ataques de Estados Unidos e Israel contra Irán, pero, como constata el informe, su contagio a las facturas de los hogares españoles ha sido muy inferior al que tuvo entre 2021 y 2022, en la anterior crisis energética por la invasión de Ucrania. Este lunes el gas llegó a desplomarse cerca de un 10% en el mercado holandés, la referencia más utilizada en Europa, tras anunciarse el acuerdo de paz entre Washington y Teherán. Pero sigue un 46% más caro que antes de estallar el conflicto que ha provocado el cierre de Ormuz, el enclave por el que transitaba 20% del petróleo y el gas natural licuado (GNL) que consume el planeta.

El gas suele ser la fuente de generación más cara y, cuando entra en el mercado para producir electricidad, contribuye a elevar los precios para todos los consumidores. Como señala el informe de Ember, “los precios de la electricidad en España están mucho menos influenciados por el gas que en la anterior crisis” de 2021.

Entonces, en vísperas de la invasión rusa de Ucrania, el encarecimiento de esta materia prima golpeó especialmente a Europa, en una espiral que llevó a precios disparatados en 2022 y a la intervención del mercado mediante la denominada solución ibérica, el mecanismo (calificado de “timo” por el PP) que puso un tope temporal a los precios del gas para generación de electricidad en España y Portugal, con un ahorro estimado en unos 5.000 millones de euros para los consumidores. 

Ahora, “este desacoplamiento, gracias a la expansión de la energía renovable, está protegiendo a los consumidores españoles del actual shock energético”, dice el informe de Ember, de forma que la influencia del gas en la fijación de precios de la electricidad en España ha caído hasta representar solo el 9% de las horas desde el comienzo de 2026 (entre enero y mayo), gracias al crecimiento de la generación eólica y solar desde 2021. Cabe recordar que en la primera mitad de ese año los precios del denominado pool eléctrico en el mercado ibérico se dispararon un 50% y el gas fue la tecnología que marcó el precio (al ser la última en casar oferta y demanda) el 52% de las horas.

Entre julio de 2021 y enero de 2022, a medida que el gas seguía disparándose y a pesar de las medidas que entonces empezó a adoptar el Gobierno (la solución ibérica llegaría ya después de la invasión de Ucrania), la factura de un hogar tipo en España pasó de 57 a 80 euros. “A través de una combinación de legislación que comenzó en 2018, y de sus planes nacionales de energía y clima de 2019 y 2024, España fijó una clara hoja de ruta hacia la energía renovable, que ahora está proporcionando dividendos”, dice el informe de Ember, y ahora “el crecimiento de las energías eólica y solar está actuando como un escudo frente al impacto de la inestabilidad global sobre los precios”, afirma Chris Rosslowe, autor del estudio.

La situación es diferente en aquellos países que siguen dependiendo en gran medida del gas para generar electricidad, con los precios mayoristas del gas en la UE un 60% por encima de los niveles previos al inicio de la guerra entre Estados Unidos, Israel e Irán.

Italia es un ejemplo claro. Su mayor dependencia del gas se tradujo en un precio medio de la electricidad de 143 euros por megavatio hora (€/MWh) en marzo, más del triple que en España (42 €/MWh), que desde marzo se ha mantenido de forma constante entre los países con los precios mayoristas de la electricidad más bajos de Europa.

Coste del refuerzo antiapagón

El informe recoge que en marzo de este año el componente de la tarifa regulada vinculado a los mercados diarios de electricidad en España se situó en una media de 50 €/MWh cuando “en un escenario similar al de 2021, con una mayor influencia del gas, habría alcanzado una media estimada de 122 €/MWh”. También recuerda que los precios en los mercados a más largo plazo también afectan a las facturas de electricidad españolas, “y los costes también habrían sido más elevados en unas condiciones de mercado más parecidas a las de 2021”.

Así, “entre marzo y abril, estimamos que el coste mayorista evitado en la factura típica ascendió a una media de 15 €”. Sin embargo, parte de ese ahorro se lo ha comido el aumento (estimado en unos 6 euros mensuales) de los denominados servicios auxiliares, que incluyen el sobrecoste de la operación reforzada (con más uso del gas) que aplica Red Eléctrica de España REE) desde el histórico apagón del 28 de abril de 2025 para evitar problemas de sobretensión, y que ha añadido 3 euros mensuales a la factura típica, recoge Ember.

La firma destaca que tras el cero peninsular “España mantuvo el ritmo del despliegue de las energías renovables”, al incorporar entre mayo de 2025 y febrero de 2026 una media de 1,3 gigavatios (GW) mensuales de nueva capacidad eólica y solar, por encima de los 1,2 GW de media registrados en los doce meses anteriores. Un despliegue que está por ver si se mantiene en los próximos años: las caídas de precios en el mercado mayorista (con cada vez más horas a precios cero e incluso negativos, en momentos de baja demanda y alta radiación solar) ponen en riesgo la rentabilidad de los proyectos renovables y están propiciando que las grandes eléctricas españolas estén recortando inversiones millonarias en energías limpias.

El ‘think tank’ destaca el impulso a normativas en España para permitir que las plantas de renovables aporten servicios de control de tensión que en el momento del apagón tenían vetados, y un marco más favorable para la incorporación de sistemas de almacenamiento con baterías, cuya capacidad está previsto que se cuadruplique en 2026. En mayo, había ya 6 GW de renovables proporcionando servicios de control de tensión, destaca Ember.

El estudio señala que las rebajas fiscales temporales aplicadas por el Gobierno entre marzo y mayo, que recortaron en 8 euros la factura eléctrica mensual de un hogar medio, han actuado “como un incentivo para impulsar la electrificación, clave para reducir la dependencia de España respecto de los combustibles fósiles importados”.

Para Ismael Morales, responsable de Políticas Climáticas de Fundación Renovables, el estudio “revela que el escudo de energías renovables es realmente eficaz para los pequeños consumidores domésticos” y que si no hubiéramos tenido el 'modo reforzado' que aplica REE esos ahorros mensuales de 10 euros “serían aún mayores, por lo que es necesario eliminarlo cuanto antes”. “Esto es solo el comienzo y, como estamos viendo, debemos seguir mejorando la gestión y flexibilidad del sistema eléctrico para aprovechar al máximo los beneficios de las renovables. Solo entonces el escudo se convertirá en una coraza fuerte”.

Las tres grandes eléctricas españolas están frenando inversiones millonarias en renovables ante la drástica caída de precios mayoristas de la luz y la incierta rentabilidad de los nuevos proyectos, sobre todo solares. Iberdrola, Endesa y Naturgy están poniendo el foco en las redes, con retornos más previsibles y convertidas en un cuello de botella para impulsar la electrificación y atender nuevas demandas, como los centros de datos.

La mayor prudencia con las renovables es una tendencia en un sector que en los últimos años ha atraído a numerosos fondos de inversión. En las grandes utilities españolas está plasmada en sus últimos planes estratégicos y ya cala en sus cifras de inversión. 

Iberdrola, la mayor eléctrica europea, planteó en la última actualización de su plan estratégico (en septiembre pasado) que las redes de transporte y distribución concentren el 65% de los 58.000 millones de euros que prevé invertir en el periodo 2026-28, frente al 60% del plan presentado en noviembre de 2023, que cubría el periodo 2024-2026. Las redes, actividad regulada con rentabilidades garantizadas por los gobiernos, deben aportar el 55% del beneficio bruto operativo (Ebitda) de Iberdrola en 2028, frente al 42% de 2024. El año pasado, su Ebitda ajustado del negocio de Redes se disparó un 20,5%, hasta casi 7.800 millones. El de Generación Renovable y Clientes bajó un 10,3%, hasta 7.872 millones.

La inversión de la eléctrica vasca en redes ya superó en 2024 a las renovables, hasta entonces protagonistas. El grupo, pionero en la apuesta por las energías limpias hace más de 20 años, acaba de anunciar casi 4.500 millones en inversiones hasta 2030 para reforzar las redes del estado de Bahía (Brasil). Su pico de inversión bruta orgánica en renovables fue en 2023, con más de 5.400 millones. De ahí pasó a 4.701 millones en 2024 y 4.616 millones en 2025. Hasta marzo, se mantuvo estable en 1.070 millones y 1.460 millones fueron a redes.

El vigente plan de Iberdrola prevé que Reino Unido y Estados Unidos reciban dos tercios de esa inversión total de 58.000 millones para el periodo 2024-2028. Pese a la mayor prudencia, la inversión en renovables del grupo que pilota Ignacio Sánchez Galán no va a ser testimonial. El 35% de lo previsto hasta 2028, un total de 21.000 millones, irá a proyectos de energía limpia. Pero se centrará en finalizar proyectos en construcción (75% del total) con un “enfoque selectivo en nuevas inversiones” o “conservador”, como lo definió en septiembre su consejero delegado, Pedro Azagra. 

El foco está en proyectos de eólica marina (apenas desarrollada en España) en tres mercados: EEUU (pese a las muchas trabas del Gobierno de Donald Trump a esta tecnología), Alemania y Reino Unido (8.000 millones); y, en menor medida, eólica terrestre (5.000 millones) y almacenamiento y solar (2.000 millones en ambos casos). Se trata, subrayan fuentes del grupo, de inversiones “con un alto grado de visibilidad, ya que el 75% de los proyectos están ya en construcción”.

Esta apuesta, subrayan desde el grupo vasco, “no es un cambio de rumbo, sino la ejecución de una estrategia ya anunciada: mayor peso de las redes como motor de valor y crecimiento, combinado con un desarrollo disciplinado y selectivo en renovables”.

En España, prevé unos 3.000 millones en generación renovable en el periodo 2025-2028, e instalar unos 500 megavatios (MW), hasta 32.300 MW.

En el caso de Endesa, la actualización de su plan estratégico 2026-2028 presentada en febrero también prevé disparar la inversión en redes (un 40%, hasta 5.500 millones), que concentrarán el 52% del total (10.600 millones, un 10% más). La filial de la italiana Enel, centrada en España y Portugal, contempla “inversiones selectivas en proyectos renovables y almacenamiento que aporten valor añadido”, con la incorporación de 1.900 MW de nueva capacidad renovable, el 80% en eólica y almacenamiento. Esta última pata y la repotenciación hidroeléctrica concentrarán en buena medida sus esfuerzos.

El nuevo plan prevé invertir 3.000 millones en renovables, un 20% por debajo de los 3.700 millones del anterior (2025-2027), presentado en noviembre de 2024. En él las renovables suponían el 39% del total. Ahora son el 28%. Endesa atribuye el descenso “fundamentalmente” a la compra, el año pasado, de 34 centrales hidroeléctricas a Acciona (626 MW) por unos 1.000 millones. 

Según fuentes del grupo, con el nuevo plan “la previsión es ir aumentando la cifra de inversión entre 2026 y 2028 para que se concentre de manera relevante en los dos últimos años”. La prioridad es invertir “para permitir el crecimiento de demanda, sobre todo mediante el fortalecimiento de la red, tras muchos años de fuerte apuesta por la inversión en renovables”, especialmente tras el cierre de sus centrales de carbón en la Península.

“En una futura coyuntura en la que la generación y la demanda estén más equilibradas, tendrá sentido volver a apostar aún más fuerte por la generación renovable”, añaden esas fuentes. La receta ahora es aplicar “un criterio más selectivo de inversión hasta que la nueva demanda sea una realidad, lo que previsiblemente provocará mayor estabilidad de precios en el sistema y, por tanto, mejoras de la rentabilidad de esta tecnología”, indican desde el grupo que desde abril pilota el italiano Gianni Armani.

El anterior plan de Endesa contemplaba alcanzar 13.100 MW de generación renovable en 2027. En el actual se alcanzarían 13.200 MW ya en 2028, frente a los 11.309 MW que tenía en marzo de este año. La visión 2021-2030 de Endesa contemplaba destinar más de 12.000 millones a nueva potencia solar y eólica para alcanzar 24 gigavatios (GW) renovables en 2030, lo que supondría sumar 16 GW respecto a 2020.

En el primer trimestre de 2026 la inversión del grupo en generación renovable se desplomó un 52,7%, hasta 44 millones, prácticamente un tercio respecto a los 110 millones de los primeros tres meses de 2024. Su potencia renovable se mantuvo estable tras la operación de Acciona.

En el caso de Naturgy, tercera eléctrica y primera gasista española, entre enero y marzo sus “inversiones de crecimiento” en energías limpias fueron de 72 millones, un 28,8% menos que un año antes. En 2025, las redes recibieron por primera vez en varios ejercicios más inversión (998 millones) que las renovables (771 millones), que alcanzaron su pico en 2023, con 1.730 millones, tras comprar al fondo de infraestructuras Ardian una cartera de 12 proyectos en España con 857 MW por 536 millones. 

El último plan estratégico de Naturgy, presentado en febrero de 2025, prevé invertir 6.400 millones hasta 2027 “sin incluir potenciales oportunidades de crecimiento inorgánico”. El 30% (1.920 millones) irá a renovables (a unos 640 millones anuales), con el foco puesto en España, que recibirá el 75% de la inversión, frente al 55% del plan anterior (2021-2025).

Dicho plan preveía 14.000 millones de inversión hasta 2025, de los que “aproximadamente dos tercios [unos 9.300 millones: a unos 1860 millones anuales repartidos en cinco ejercicios] se dedicarán al impulso de la generación renovable”, según anunció en julio de 2021. Suponía pasar de 5 GW renovables operativos en ese momento a “más de 14 GW” en diciembre de 2025. El grupo cerró 2025 con 8,1 GW renovables instalados (de ellos, 5,7 GW en España).

Estas cifras, subrayan fuentes cercanas al grupo que pilota Francisco Reynés, se enmarcan en un contexto energético mundial y europeo que está virando de la transición energética como objetivo primordial a otro en el que la seguridad de suministro cobra mucha importancia.

Hundimiento

En España, con las eléctricas reclamando incumplir el calendario de cierre nuclear progresivo (a partir de 2027) que pactaron con el Gobierno en 2019, la solar ha dejado de ser atractiva por el hundimiento de precios y el encarecimiento de la financiación de los proyectos. Y los ambiciosos objetivos de instalación de renovables que contempla el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) para 2030 se antojan así prácticamente inviables.

Las renovables se han convertido en un factor de competitividad para la economía española y un escudo frente a la sacudida energética de la guerra en Irán. Entre enero y mayo, pese la crisis por el cierre del estrecho de Ormuz, el precio mayorista de la electricidad en España fue de unos 45 euros/MW hora, con un descenso del 23% respecto a 2025 y a años luz de los 87 euros de 2023 y los disparatados 213 euros/MWh de 2022, tras la invasión rusa de Ucrania. 

A la espera de que el Ministerio para la Transición Ecológica apruebe un real decreto para elevar los topes de inversión en las redes que podría agilizar la conexión de nueva demanda, uno de los grandes desafíos está en las numerosas horas a precios cero, o negativos, concentradas en las horas de más sol, especialmente en festivos o fines de semana, cuando hay menos consumo, que comprometen la rentabilidad de los proyectos, sobre todo solares.

En lo que va de 2026 se ha superado ya holgadamente el medio millar de horas negativas en el mercado español, fenómeno que empezó a aflorar en España en 2024. Hasta marzo fueron 397 horas en negativo, según datos de la consultora Montel. Desde abril se acumulan otras 170, según información disponible en el Operador del Mercado Ibérico de Electricidad. 

Otro reto son los denominados vertidos, renovable que se desperdicia porque no hay suficiente demanda ni capacidad para almacenarla, y en los que también influye la denominada operación reforzada (con más uso del gas), que Red Eléctrica aplica desde el histórico apagón peninsular del 28 de abril de 2025 para tener un colchón extra de seguridad, y que las eléctricas cobran aparte del denominado pool mediante el mercado conocido como de restricciones técnicas.

En 2025, según cálculos de la Fundación Renovables, el 3,11% de la electricidad de origen limpio tuvo que ser vertida al no poder integrarse en la red. En julio el porcentaje de los denominados curtailments se elevó por encima del 10%. El año pasado se desperdiciaron 5.414 GWh de electricidad generada con renovables, una cantidad de electricidad superior a la demanda anual de comunidades autónomas como Extremadura (4.982 GWh), Navarra (4.873 GWh), Cantabria (3.896 GWh) o La Rioja (1.571 GWh). 

Mientras el sector solar ve con preocupación cómo el gurú económico del PP, Alberto Nadal, amenaza con reimplantar el denominado ‘impuesto al sol’ al autoconsumo fotovoltaico, esta incierta coyuntura ha llevado a muchos grupos españoles a vender activos o carteras de renovables o sellar alianzas para compartir el riesgo. La última la anunció el jueves Repsol. Ha vendido al fondo soberano de Abu Dabi (Masdar), que también ha cerrado operaciones similares con Iberdrola y Endesa, el 49,99% de una cartera operativa de 705 MW valorada en 849 millones.

“Para que la legislatura pueda continuar hay que actuar, no vale quedarse de brazos cruzados”, y el movimiento clave debe ser el despliegue de la “agenda social”. Esas dos frases, pronunciadas el pasado miércoles por el ministro de Cultura y portavoz de Sumar, Ernest Urtasun, resumen la actitud que ha adoptado el conjunto de la coalición que lidera Yolanda Díaz después de una primera reacción dubitativa ante la imputación del expresidente José Luis Rodríguez Zapatero y las nuevas revelaciones del caso Leire Díez. Pese a las diferencias internas en su seno, Sumar ha apostado por presionar al PSOE para reanudar la agenda legislativa, y ha puesto en el foco tres asuntos: la vivienda, el final de la vigencia de algunas de las medidas aprobadas para hacer frente a las consecuencias de la guerra de Irán y la derogación de la ley mordaza.

Con diferentes formulaciones, varios portavoces de Sumar pertenecientes a distintos partidos de los que integran la coalición han insistido en estos días en esta idea: la de que el Ejecutivo no puede quedarse instalado en el shock y debe recuperar la iniciativa política si quiere que la legislatura sobreviva. “Los casos [de supuesta corrupción] no pueden paralizar la acción de Gobierno”, y el Ejecutivo debe “actuar y profundizar en las reformas y abordar ya el problema de la vivienda”, señalaba hace unos días la coordinadora de Movimiento Sumar, Lara Hernández. “Vamos a presionar para obligar al PSOE a desbloquear y acelerar las reformas pendientes”, sostuvo por su parte el pasado martes el diputado Gerardo Pisarello, de los Comuns.

Presionar con la agenda social es la manera que ha encontrado Sumar de resolver el complejo equilibrio que se ha visto obligado a hacer desde que el tablero político saltó por los aires hace un par de semanas, con la imputación de Zapatero. En el seno de la formación se han producido serias diferencias en relación a cómo desvincularse de las investigaciones por supuestas corruptelas que afectan al PSOE sin, en ningún caso, plantearse la salida del Gobierno. No es la primera vez que la alianza que lidera Yolanda Díaz apuesta por esta vía, la de exigir a los socialistas un impulso de las medidas sociales para no quedar atrapados en un debate sobre corrupción, aunque en ocasiones anteriores Sumar no ha tenido demasiado éxito. 

En diciembre, por ejemplo, los de Díaz exigieron al PSOE una reunión para concretar “medidas sociales y en defensa del derecho a la vivienda”, así como la sustitución de algunos ministros del PSOE, una petición que fue desdeñada desde el ala socialista del Consejo de Ministros. El encuentro se realizó, pero de él no salió ninguna conclusión, lo cual llevó a Sumar a criticar la “actitud inmovilista” del socio mayoritario del Gobierno y a alertar de que esta actitud “solo favorece el desánimo progresista, refuerza la antipolítica y alimenta a PP y Vox y sus políticas de extrema derecha”.

En esta nueva crisis desatada hace un par de semanas, son tres las áreas en las que Sumar ha exigido —por ahora, sin éxito— al PSOE que apruebe nuevas medidas. El pasado lunes, el mismo día que decayeron las rebajas fiscales a la luz y el gas que aprobó el Gobierno en marzo para hacer frente a la amenaza inflacionaria por la guerra de Irán, Díaz planteó la necesidad de que el Gobierno ponga en marcha de manera “urgente” un nuevo decreto que recupere estas bajadas del IVA del 21% al 10%. Por el momento, la exigencia no ha tomado demasiado cuerpo, entre otras cosas porque el debate público ha girado en torno a la posibilidad de que el PP presentara una moción de censura contra el presidente Pedro Sánchez y en relación al sumario del caso Leire.

Pese a la presión de Sumar, el ala socialista del Ejecutivo se ha limitado a afirmar que está analizando los efectos de las medidas que desplegó en marzo y a anunciar que se reunirá con los agentes sociales para definir cuáles extender o adaptar más allá del 30 de junio. Fuentes del Ministerio de Economía aseguraron el lunes que no tomarán ninguna decisión antes de estos encuentros, que se celebrarán en las próximas semanas y que también incluirán conversaciones los sectores más afectados “de cara a calibrar las medidas de apoyo que puedan ser necesarias” a partir de finales de este mes.

La prórroga de los alquileres, parada

La gran batalla de los de Díaz en el seno del Gobierno, no obstante, sigue siendo la vivienda, y así lo refieren públicamente todos sus portavoces, especialmente desde que hace algo más de un mes PP, Vox y Junts unieron sus votos para derribar el decreto que permitió durante su vigencia prorrogar su contrato de alquiler por dos años a los inquilinos a los que les vencía. Desde entonces, Sumar ha presionado al PSOE para recuperar esa medida asegurando que Junts estaría dispuesto a aceptarla siempre y cuando se le ofreciesen a cambio iniciativas como el IVA franquiciado o exenciones fiscales para los arrendatarios. 

Pero esas conversaciones no avanzan, al menos no muy rápidamente: fuentes del Ministerio de Vivienda afirman que siguen abiertos a un nuevo paquete de medidas, si bien admiten que el mazazo que ha supuesto el estallido de los casos de corrupción ha ralentizado las negociaciones. Y Junts no parece por la labor de dar ninguna victoria a un Gobierno al que han pedido que convoque elecciones porque “desde hace seis meses no tiene mayoría”... precisamente por la decisión de la formación independentista de retirarle su apoyo parlamentario.

La última de las áreas en las que Sumar ha pedido al PSOE poner el foco es la derogación de la ley mordaza, que lleva más de un año varada en el Congreso por la falta de acuerdo entre los socios del Ejecutivo para su redacción final, pese a que a priori sí hay números suficientes para aprobarla. “Existe una mayoría para democratizar las Fuerzas y Cuerpos de Seguridad del Estado”, planteó a este respecto el martes pasado el diputado Alberto Ibáñez, y exigió al PSOE que “cumpla” con su compromiso electoral de acabar con la norma aprobada en 2015 por el Gobierno de Mariano Rajoy. No obstante, también llamó “al conjunto de los socios a evitar vetos cruzados” y a no dar pie a que el PSOE ponga “más excusas” para poner en marcha una nueva regulación.

El Gobierno empieza a desactivar este lunes el plan anticrisis para afrontar las consecuencias del conflicto en Oriente Medio con el fin de la rebaja del IVA para la luz y el gas, sin aclarar qué medidas se mantendrán más allá del 30 de junio.

El IVA de la electricidad y el del gas natural, briquetas, pellets y leña volverá este 1 de junio al tipo general del 21%, tras un mes y medio a tipo reducido (10%), y también finalizará la rebaja del impuesto especial de electricidad, con lo que pasará del 0,5% al 5% habitual.

El paquete anticrisis aprobado el pasado 20 de marzo incluía una serie de medidas que, en principio, iban a estar en vigor hasta el 30 de junio, pero preveía la desactivación temprana de algunas de ellas si los precios de los suministros se contenían en abril, como ha sucedido para la electricidad y el gas.

Los carburantes, en cambio, mantendrán sus bonificaciones —rebaja del IVA al tipo reducido del 10% y tipos reducidos para el impuesto de hidrocarburos— dado que su inflación en abril se mantuvo muy por encima del umbral del 15% fijado por el Gobierno para su desactivación —los combustibles líquidos subieron un 51,7% y el gasóleo, un 28,2%—.

También continuarán en vigor hasta el 30 de junio otras medidas incluidas en el paquete, como la suspensión del impuesto sobre el valor de la energía eléctrica, las ayudas para agricultores y transportistas o los descuentos adicionales del bono social eléctrico.

Continuidad de las medidas

Esta misma semana el Gobierno ha mantenido una reunión de alto nivel con los agentes sociales para evaluar el impacto de las medidas adoptadas y empezar a “calibrar” qué políticas de apoyo serán necesarias más allá del 30 de junio.

Tras este primer encuentro, CCOO y UGT han reclamado una revisión semestral del salario mínimo interprofesional (SMI) ante la pérdida de poder adquisitivo derivada de la escalada de precios asociada al conflicto, así como el mantenimiento de la rebaja del IVA y una ayuda de 300 euros para las personas con ingresos bajos.

El Gobierno ha defendido que el plan está “está cumpliendo su objetivo” y ha avanzado que se reunirá en las próximas semanas con agentes sociales y sectores económicos para abordar la continuidad o adaptación de las medidas anticrisis.

La inflación podría llegar al 4%

Aunque en los dos últimos meses se ha contenido el índice de precios de consumo (IPC) —en mayo se mantuvo en el 3,2%—, varias instituciones han revisado al alza sus previsiones de inflación para este año, como Funcas, que la sitúa en el 3,4% de media, ocho décimas por encima de las proyecciones anteriores.

El panel de Funcas correspondiente al mes de mayo muestra que también han revisado al alza sus previsiones medias de IPC para 2026 la Cámara de Comercio de España (3,2%), CEOE (3%) y el Instituto de Estudios Económicos (3%), en todos los casos medio punto más que en el panel de marzo.

La inflación podría alcanzar tasas del 4% en verano si se revierten las medidas, advierte Funcas, que en sus últimas previsiones planteó un escenario alternativo más adverso, con el precio del petróleo en 115 dólares, lo que situaría la tasa media de inflación de 2026 en el 4%.

En el caso de los alimentos no elaborados, que en abril se encarecieron un 4,6%, Funcas apunta a que podrían aumentar sus precios en un 7% a partir del verano y en otoño, ya que la subida de los fertilizantes por el conflicto tardará unos seis meses en llegar a los consumidores.

La Comisión Europea ha anunciado este viernes la aprobación de una ayuda de estado de 9.000 millones de euros para que España ponga en marcha el sistema antiapagones que el Ministerio para la Transición Ecológica planteó a principios de 2025 y “garantizar que exista capacidad suficiente para producir, almacenar o consumir electricidad de manera flexible y que la producción de electricidad satisfaga la demanda prevista”. La propuesta permitirá que el Gobierno conceda subvenciones millonarias a las compañías energéticas para garantizar el suministro eléctrico en momentos de desajuste entre oferta y demanda y a la gran industria para que reduzca su consumo energético en momentos de pico de demanda.

Meses antes del histórico apagón generalizado que dejó a la Península Ibérica sin energía el pasado 28 de abril de 2025, Transición Ecológica diseñó la puesta en marcha de un mercado de capacidad en el sistema eléctrico peninsular español para asegurar el suministro eléctrico por unas centrales que puedan inyectar energía cuando quieran, recurrir a electricidad almacenada o reducir el consumo de la gran industria, todo ello bajo pago. Meses después del apagón, que según todos los informes estuvo relacionado con problemas en el control de tensión, Red Eléctrica de España (REE), el operador del sistema eléctrico español, también pidió a la Comisión Nacional de los Mercados de la Competencia (CNMC) cambios “urgentes” en cuatro procedimientos de operación del sistema eléctrico tras detectar “variaciones bruscas de tensión” y “ante el riesgo para la seguridad del suministro”. 

El mecanismo de capacidad que ha aprobado Bruselas estará abierto a proyectos que “abarcan la generación de electricidad, la respuesta de la demanda (partes que reducen su consumo en respuesta a la reducción del suministro) y el almacenamiento (sujeto a criterios de admisibilidad medioambiental)”. El presupuesto de la medida, calculado a partir de las estimaciones de la Comisi´no Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), se estima en unos 900 millones de euros al año, lo que supone un total aproximado de 9.000 millones de euros durante el período de diez años, en función de los resultados de cada subasta de capacidad.

En este nuevo mercado participarán la generación, el almacenamiento y la demanda –consumidores y agregadores–, que percibirán una retribución por aportar firmeza al sistema eléctrico, bien por estar disponibles para inyectar electricidad o bien por reducir el consumo. Su coste recaerá financiará principalmente en la comercialización de electricidad, con mayor peso en las horas de mayor estrés del sistema eléctrico, con el consiguiente traspaso a la factura final.

La Comisión ha evaluado la medida española con arreglo a las normas sobre ayudas estatales de la UE y ha constatado que “es necesaria y adecuada para alcanzar el objetivo perseguido, en consonancia con el Reglamento de la UE sobre la electricidad”.

Además se trata de una medida “proporcionada, ya que su cuantía corresponde a las necesidades de financiación reales” y “se concederá a proyectos seleccionados mediante un procedimiento de licitación transparente y no discriminatorio, con salvaguardias para garantizar una competencia efectiva”.

“Los beneficiarios competirán en función del importe de la ayuda solicitada por MW de capacidad disponible durante una situación de escasez. Como consecuencia de ello, la medida tendrá efectos limitados en la competencia y el comercio entre los Estados miembros. La medida se ajusta a la mayoría de las mejores prácticas en materia de mecanismos de capacidad establecidas en el Marco de ayudas estatales del Pacto por una Industria Limpia”, concluye la institución europea.

En el informe final de ENTSO-E, los expertos de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad, sobre el apagón que sufrió España y Portugal el 28 de abril de 2025 reveló que fue provocado por “un aumento rápido y descontrolado de la tensión del sistema y la consecuente pérdida del control de tensión” y concluye que el apagón fue el resultado de múltiples factores interactuantes y una reacción en cadena. El colapso del sistema fue un fallo sistémico impulsado por una combinación de problemas técnicos, operativos y regulatorios, aunque se confirmó que las compañías eléctricas fallaron en el control de la tensión y en la capacidad de respuesta.

Tras el visto bueno de Bruselas, Transición Ecológica ha agradecido a la Comisión Europea “el intenso trabajo realizado para comprobar que la propuesta de Mercado de Capacidad para el sistema eléctrico es acorde con la normativa europea en materia de ayudas de Estado y del mercado interior de la electricidad”.

El departamento de Sara Aagesen subraya que “con el nuevo mercado se conseguirán dos objetivos: asegurar la cobertura de la demanda y ofrecer señales de inversión para que el almacenamiento y la gestión de la demanda se incorporen definitivamente al sistema y se avance ordenadamente hacia una economía neutra en emisiones de carbono”. El ministerio ha avanzado en la tramitación de la propuesta normativa en paralelo a las conversaciones con la Comisión Europea y espera aprobarla durante las próximas semanas.

La patronal eléctrica aelēc ha valorado “muy positivamente” la aprobación del mecanismo por parte de la Comisión Europea, y confía en que se puedan lanzar “cuanto antes las subastas” de capacidad, “tanto a largo plazo” como las de corto. Este visto bueno “supone un paso decisivo para garantizar la seguridad de suministro eléctrico y avanzar en la descarbonización del sistema energético”. “Ahora es prioritario avanzar con la máxima agilidad en la aprobación y desarrollo normativo del mecanismo en España”.

Según la asociación a la que pertenecen Iberdrola y Endesa, “el mecanismo de capacidad constituye una herramienta imprescindible para garantizar que el sistema eléctrico disponga de los recursos firmes, flexibles y gestionables necesarios para acompañar el despliegue masivo de energías renovables y asegurar el suministro en todo momento”.

Y es “especialmente positivo que España cuente ya con luz verde europea para implantar un esquema de pagos por capacidad alineado con el marco comunitario y con los objetivos de transición energética”. “Ahora es prioritario avanzar con la máxima agilidad en la aprobación y desarrollo normativo del mecanismo en España, de forma que pueda entrar en funcionamiento cuanto antes y aportar señales de inversión claras y estables que aseguren el suministro”.