El Tribunal de Justicia de la Unión Europea (TJUE) ha avalado este jueves las medidas de la excepción ibérica que planteaba un tope al precio del gas para solventar la crisis inflacionaria que provocó la invasión de Ucrania por Rusia en 2022. Los magistrados han tumbado los recursos de casación presentados por PGI Spain, Berry Superfos Pamplona, Promens Packaging, RPC Envases y Zeller Plastik España contra la decisión de la Comisión Europea de respaldar la medida y la sentencia del Tribunal General de la UE, que desestimó el recurso de las empresas.

La medida aprobada en 2022 por el Gobierno español trataba de fijar un tope al precio máximo del gas con el fin de reducir los precios de la electricidad y de atenuar los efectos de la crisis energética para los consumidores. La Comisión decidió no formular objeciones, pues consideró que la ayuda de Estado notificada era compatible con el mercado interior y que la exención que contenía no confería una ventaja selectiva. Seguidamente, declaró que dicha medida era necesaria, adecuada y proporcionada, además de no infringir ninguna de las disposiciones pertinentes del Derecho de la Unión.

La medida notificada consiste en efectuar pagos a los operadores de centrales eléctricas de combustibles fósiles situadas en la Península Ibérica (centrales de gas, carbón y cogeneración que no se benefician de una tarifa regulada) para cubrir parte de sus costes de combustible. Al reducir los costes de funcionamiento de estas centrales, que son los que más influyen en la fijación del precio mayorista de la electricidad, la medida notificada pretende reducir, en consecuencia, las ofertas que los operadores de estas centrales presentan a las subastas diarias del mercado mayorista de la electricidad y, a su vez, reducir el precio mayorista de la electricidad.

Las empresas recurrentes son sociedades españolas que no adquieren su electricidad directamente en el mercado mayorista de la electricidad, sino a través de un proveedor de electricidad. Con el fin de garantizar la estabilidad del precio del suministro, dichas empresas celebraron acuerdos de compra de electricidad. Respecto de una parte del suministro aprobaron acuerdos que implicaban a una empresa distinta de su proveedor físico de electricidad, basados en pagos compensatorios en función de la diferencia entre el precio de mercado y el precio establecido en el contrato. Las empresas califican este tipo de acuerdo de compra de electricidad financiero. Así alegaban la infracción del Reglamento relativo al mercado interior de la electricidad y de la Directiva sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad.

Sin embargo, el Tribunal de Justicia considera que el Tribunal General obró correctamente cuando no tuvo en cuenta nuevas pruebas que le fueron presentadas el 10 de agosto de 2023, posteriores a la adopción de la Decisión de la Comisión . En efecto, en el contexto de un recurso de anulación, la legalidad de un acto de la Unión debe apreciarse en función de los elementos fácticos y jurídicos existentes en la fecha en que ese acto fue adoptado.

Además, el Tribunal europeo desestima la alegación de las empresas recurrentes que sostenían haber aportado pruebas que demostraban que la Comisión los Estados miembros habían discutido sobre el recurso por parte de los compradores en el mercado minorista a acuerdos de compra de electricidad financieros, señalando que el Tribunal General no se equivocó al considerar que las empresas recurrentes no disponían de acceso al expediente administrativo y que no habían identificado los documentos solicitados ni habían proporcionado un mínimo de elementos que demostraran la utilidad de dichos documentos a efectos del procedimiento. Por otro lado, también se desestima la alegación relativa a la violación del principio de no discriminación por ser premisas “infundadas”.

El Gobierno español tiene muy presente el efecto de los centros de datos en Irlanda. Este país acaba de aprobar un cambio legal que afecta directamente a estas instalaciones, con un enorme peso en su consumo eléctrico, tras detectar un “riesgo inmediato y significativo para la estabilidad de la red y la seguridad del suministro”.

En el Ministerio para la Transición Ecológica circulan varios informes de la Commission for Regulation of Utilities (CRU) irlandesa que sustentan su decisión de obligar a estos centros a mantenerse conectados durante perturbaciones de la red eléctrica.

La obligación entrará en vigor de forma gradual el 27 de octubre y afecta a todas las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte, también las existentes, con nuevas obligaciones técnicas y un régimen transitorio que restringe la demanda de los centros que no cumplan estas especificaciones.

La medida partió del operador del sistema, EirGrid, equivalente a Red Eléctrica de España (REE) y 100% estatal, para reducir el riesgo de desconexiones masivas de la red de transporte de grandes consumidores, en especial, centros de datos.

El dictamen de la CRU, del 22 de septiembre, recuerda que Irlanda no es el único país en esta situación: “Se han registrado casos de una pérdida significativa de carga de demanda de centros de datos a nivel mundial”. “Jurisdicciones como Australia y Texas ya han implementado, o están en proceso de implementar, normas técnicas similares”. 

EirGrid calculó que, en algunos escenarios, con la normativa actual podía llegar a perderse hasta el 90% de la demanda de centros de datos. En junio su consumo alcanzó unos 1.000 megavatios (MW), muy cerca del nivel de 900 MW que EirGrid cree compatible con su límite de seguridad: la cantidad máxima de demanda que su sistema (que incluye a Irlanda del Norte) podría perder de golpe sin poner en peligro su estabilidad.

Ya en julio, la CRU advirtió de que “la desconexión simultánea de un gran volumen de demanda del sistema eléctrico puede crear desequilibrios repentinos entre la oferta y la demanda, que EirGrid gestiona en tiempo real”, lo que supone “un riesgo significativo para la seguridad del sistema”.

Con el sistema actual, ante una perturbación breve de la tensión de la red en Irlanda, muchos centros de datos se desconectan casi instantáneamente y un fallo pequeño puede provocar una pérdida súbita de cientos de MW de demanda, con el consiguiente desequilibrio para la red. Ocurrió el pasado 6 de junio tras un problema en una subestación de 220 kV en Dublín (el área metropolitana de la capital irlandesa concentra el 99% de la capacidad de los data centers irlandeses). Se perdieron unos 480 MW, el 52% de la demanda de los centros de datos en ese momento. 

Para paliarlo, el operador irlandés lleva meses reduciendo exportaciones de electricidad, entre otras actuaciones, lo que puede encarecer la electricidad y agravar el desperdicio de energía renovable (los llamados vertidos). El objetivo con estas medidas es que, a medida que se adapten las instalaciones, EirGrid pueda retirar esas restricciones. La isla, una potencia eólica, cubrió con renovables en 2025 cerca del 42% de su consumo bruto de electricidad, según Eurostat.

Este país aprobó a principios de año el plan LEAP (Large Energy User Action Plan), para compatibilizar la expansión de los centros de datos y otras industrias de gran consumo energético con la capacidad de la red y el despliegue de renovables. El plan les obliga a aportar generación gestionable o almacenamiento y cubrir al menos el 80% del consumo anual con nuevas renovables, como acaba de plantear el Gobierno español, aunque les da un plazo de adaptación de seis años.

Sin parangón

Los principales centros de datos en Irlanda pertenecen, sobre todo, a grandes tecnológicas estadounidenses (Amazon, Microsoft, Meta y Google) y a operadores especializados que alquilan espacio, capacidad eléctrica y conectividad a terceros. Su situación no es comparable a España. Aquí tienen todavía un consumo residual, aunque ya empieza a notarse en la demanda de los grandes consumidores, según los indicadores que maneja REE, y no hay una normativa específica, aunque existen requisitos técnicos y permisos de consumo flexible.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ya reclamó en enero de 2025, antes del histórico apagón del 28 de abril, que los data centers “dispongan de las características técnicas necesarias con respecto a capacidades de soportar huecos de tensión, de seguimiento de rampas u obligaciones de observabilidad y gestionabilidad, acordes a las necesidades actuales de la operación del sistema”.

Irlanda, que ejerce la presidencia de turno de la UE y en abril firmó con España un protocolo para explorar una futura interconexión eléctrica, está también en el foco del regulador español. En su informe sobre el borrador de decreto del Ejecutivo para regular los centros de datos, Competencia recuerda que en Irlanda estas instalaciones han pasado “del 4% del consumo total en 2015 al 28% en 2026, y se proyecta que alcance el 35% en 2035”.

Esto ha llevado “a introducir medidas para ordenar el desarrollo de este tipo de proyectos”, como modificar los códigos de red “para así gestionar mejor la conexión, fomentar el autoconsumo o la autogeneración y garantizar un acceso no discriminatorio que evite moratorias o retrasos en el desarrollo urbano”, recordó la CNMC.

El peso de los centros de datos en el consumo de Irlanda este año “podría alcanzar el 32%”, advertía hace unas semanas en Bloomberg Pedro Sánchez, en un artículo para defender la pertinencia de ese decreto urgente, planteado en agosto y que puede aprobarse con las Cortes disueltas, al no requerir del visto bueno del Parlamento.

Según El Periódico, la patronal del sector, que agrupa a gigantes tecnológicos pero también a ACS, las grandes energéticas o incluso al gigante sanitario Quirón, confía en que el decreto tenga que pasar el filtro de la Comisión Europea por sus exigencias sobre soberanía digital, con lo que no se aprobaría antes de las elecciones del 29 de noviembre.

Pero la parte mollar del borrador no es esa, sino los exigentes requisitos de consumo de renovables que La CNMC ha pedido flexibiliza, al igual que la patronal de los centros de datos, que asegura que hay en riesgo 9.000 millones de inversión.

El Gobierno propuso que los centros de datos con potencia igual o superior a 1 MW respalden hora a hora al menos el 80% de su consumo eléctrico con nueva generación renovable, hasta que la generación limpia supere el 90% del mix eléctrico. El borrador, que también incorpora nuevas exigencias de eficiencia energética e hídrica, suscita también el rechazo de los gobiernos autonómicos del PP, como el de Aragón, donde se han anunciado inversiones multimillonarias. Su consejera de Economía es Eva Valle, esposa del gurú económico de Alberto Núñez Feijóo, Alberto Nadal.

En paralelo a este decreto y a dos para impulsar el autoconsumo y las comunidades energéticas que el Gobierno ha reactivado ahora, el último Consejo de Ministros acordó la tramitación urgente de otra norma que permitirá ampliar la capacidad de la red eléctrica al establecer requisitos sobre las demandas de centros de datos y otras instalaciones que se conectan con electrónica de potencia.

Por la aplicación del criterio de acceso dinámico de la CNMC, los requisitos actuales drenan capacidad en aquellos nudos con los que comparte zona, que pueden estar a muchos kilómetros de distancia. Es decir, además de aprovechar la capacidad que necesiten para operar, impiden que otras demandas se conecten a su alrededor. Y la norma persigue aflorar capacidad disponible en las redes y reforzar la estabilidad del sistema frente a perturbaciones.

Ante la burbuja de peticiones de acceso a la red de proyectos de centros de datos sin nada detrás, el primer decreto por la guerra de Irán ya introdujo incentivos para permitir a los promotores renunciar formalmente a sus permisos recuperando los avales y sin ejecutar las garantías depositadas y atajar la especulación. También implantó exigencias como la vinculación del permiso a una actividad económica concreta, la prestación económica por reserva de capacidad, la caducidad de los permisos de acceso y conexión ante incumplimientos de determinados hitos y la priorización de determinados proyectos considerados estratégicos.

Según la CNMC, tras ese decreto en el caso de los centros de datos ya habrían renunciado permisos equivalentes a 1.600 MW. El secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, dijo hace unos días que las medidas para evitar el acaparamiento de permisos ya han liberado más de 1.000 MW en la red de transporte y 1.700 MW en distribución.

Los alargadores eléctricos permiten conectar aparatos cuando el enchufe más cercano queda lejos o cuando una habitación dispone de pocas tomas de corriente. Son habituales junto a escritorios, televisores y otros espacios de la vivienda donde coinciden varios dispositivos. Algunos tienen una única salida, mientras que las regletas permiten conectar varios equipos desde un mismo punto. En cualquiera de los dos casos, la seguridad depende de respetar la carga admitida y las condiciones de uso indicadas por el fabricante.

Aunque su funcionamiento es sencillo, un mal uso puede provocar problemas. Superar la carga admitida, exponerlos al agua o seguir usando un cable deteriorado puede favorecer el sobrecalentamiento y los cortocircuitos. A estos peligros se suman otros más cotidianos, como las caídas provocadas por dejar el cable atravesando una zona de paso.

Antes de conectar uno de estos accesorios, es recomendable tener en cuenta qué equipos se van a utilizar, dónde estarán colocados y durante cuánto tiempo permanecerán enchufados. También merece la pena revisar las clavijas, las tomas y el aislamiento, sobre todo si el alargador lleva años en casa o se mueve con frecuencia de una habitación a otra. Estas comprobaciones ayudan a detectar problemas antes de que aparezcan señales más evidentes de deterioro.

Comprobar la potencia máxima para evitar sobrecargas

Cada alargador admite una carga máxima que debe aparecer en las indicaciones del fabricante. Cuando dispone de varias tomas, ese límite corresponde al conjunto de los aparatos conectados y no a cada enchufe por separado. Que todavía queden huecos libres en una regleta no significa, por tanto, que puedan añadirse más equipos sin tener en cuenta su consumo.

Superar esa capacidad puede hacer que los componentes alcancen temperaturas demasiado altas, se deterioren e incluso lleguen a provocar un incendio. Para evitarlo, es preferible conectar solo los dispositivos que se necesiten y controlar la potencia total que soporta el conjunto.

Hay que prestar especial atención a determinados electrodomésticos que consumen mucha energía, sobre todo aquellos que generan calor. Su tamaño no indica necesariamente cuánto demandan. Cuando se trata de aparatos con un consumo elevado, suele ser más adecuado conectarlos directamente a una toma de pared.

No encadenar regletas ni prolongadores

Conectar una regleta a otra puede parecer una forma rápida de conseguir más enchufes, pero no aumenta la capacidad eléctrica de la toma original. Todos los aparatos continúan alimentándose desde el mismo punto y la carga termina concentrándose en una cadena de accesorios. Esto puede favorecer el sobrecalentamiento aunque aparentemente todo siga funcionando con normalidad.

La misma precaución se aplica al unir varios prolongadores para llegar hasta un punto más alejado. Además de añadir conexiones intermedias, esta práctica puede hacer más difícil controlar cuánto está soportando realmente cada parte del conjunto.

Si en una zona de la vivienda hace falta alimentar numerosos aparatos de forma habitual, encadenar adaptadores no soluciona la falta de enchufes. En esos casos puede ser más práctico reorganizar los equipos o valorar la instalación de nuevas tomas de corriente con ayuda de un profesional cualificado.

Elegir una ubicación que no dificulte el paso

La posición del cable también influye en la seguridad. Es mejor mantenerlo alejado de puertas, pasillos y otras zonas por las que se camina con frecuencia, ya que alguien podría tropezar o tirar de él accidentalmente. Esta precaución es especialmente importante en viviendas con niños o personas mayores.

Tampoco debería quedar tenso, atrapado debajo de muebles o sometido continuamente a presión. Cubrirlo con alfombras u otros objetos no es recomendable, porque puede dificultar la salida del calor y hacer más complicado detectar a simple vista cualquier deterioro.

En los alargadores enrollables, el cable debe desplegarse por completo antes de usarlo cuando así lo indique el fabricante. Mantenerlo recogido mientras soporta una carga elevada puede favorecer la acumulación de temperatura.

Mantener las conexiones alejadas de la humedad

No todos los alargadores están preparados para utilizarse en exteriores. Un modelo pensado para interiores nunca debería colocarse en jardines, terrazas u otros lugares donde pueda entrar en contacto con agua, salvo que sus características indiquen expresamente que puede emplearse en esas condiciones.

La humedad puede afectar a los componentes eléctricos y aumentar la posibilidad de que se produzca un cortocircuito. Antes de usar uno fuera de casa, es importante revisar para qué tipo de entorno está diseñado y si dispone de la protección adecuada.

Dentro de la vivienda hay que mantener la misma precaución en lugares donde puedan producirse salpicaduras. Las clavijas y conexiones deben permanecer secas y no deben manipularse con las manos mojadas. Además, el cable tiene que llegar hasta el aparato sin quedar excesivamente tenso ni forzar la clavija.

Revisar el estado y cuidar su conservación

El uso frecuente, los movimientos y los tirones pueden ir deteriorando un alargador. Por eso, antes de conectarlo merece la pena revisar el aislamiento, las clavijas y las tomas para detectar zonas peladas, piezas sueltas, deformaciones o marcas de quemaduras.

Si aparece alguno de estos desperfectos, lo más seguro es dejar de usarlo y sustituirlo. Cubrir un cable dañado con cinta o recurrir a reparaciones improvisadas no garantiza que vuelva a quedar en buenas condiciones.

Cuando no se necesite, es recomendable guardarlo en un lugar seco y protegido de temperaturas extremas. También ayuda evitar dobleces muy marcados y no desenchufarlo tirando del cable, sino sujetando la clavija. Son cuidados sencillos que permiten alargar su vida útil y, sobre todo, detectar a tiempo cuándo ha dejado de ser seguro para seguir utilizándolo.

La reforma que el Gobierno de Pedro Sánchez aprobó en 2023 para hacer menos volátil el precio voluntario al pequeño consumidor (PVPC), la tarifa regulada de la luz, y reducir su dependencia de las oscilaciones horarias del mercado mayorista de electricidad, está mitigando parte del impacto de los costes disparados del denominado pool, impulsados por el fuerte encarecimiento del gas en los mercados internacionales a causa del enquistamiento del conflicto en Irán.

El fuerte incremento del recibo que están sufriendo los consumidores en PVPC, unos 8 millones de suministros, acabará trasladándose a los consumidores en mercado libre, cuyas tarifas suelen revisarse anualmente, y que a la larga suele ser más caro. En la tarifa regulada, el golpe podría haber sido aún peor de no ser por el impacto del denominado “término de ajuste de Mercados a Plazo”, que está funcionando como un descuento para los consumidores en PVPC gracias a esa reforma, que dio mayor peso a los contratos a futuro.

El ajuste se determina hora a hora a partir de la diferencia entre el pool y el precio de una cesta de futuros de OMIP. Es positivo (el consumidor paga más) si el precio de los futuros supera al del pool eléctrico, y negativo cuando es inferior, como viene ocurriendo desde el verano. En los últimos meses, la cotización del gas y, en consecuencia, el mercado mayorista de la luz, se ha disparado a medida que el pasado verano se desvanecieron las expectativas de una resolución del conflicto iniciado por Estados Unidos e Israel que permitiera reabrir el tránsito de petróleo y gas por el estrecho de Ormuz.

En septiembre, ese ajuste en el PVPC ya tuvo un impacto relevante en la tarifa regulada y en lo que llevamos de octubre está marcando niveles récord, en un momento en el que el mercado mayorista de electricidad ha superado los 200 euros/MWh por primera vez desde junio de 2022 (ocurrió el pasado lunes). Mientras, los precios futuros de la electricidad ya están en niveles superiores a los 90 euros por megavatio hora (MWh) también para el año 2027.

Según estimaciones de elDiario.es a partir de los datos horarios que publica Red Eléctrica de España (REE), desde septiembre ese ajuste horario en el PVPC se ha situado en una media de -54 euros/MWh. El mes pasado fue, de media, de -51 euros (el día 28 llegó a superar un récord de -102 euros/MWh) y en lo que llevamos de octubre alcanza ya los -68 euros/MWh. El ahorro horario obtenido en el coste de la energía con este ajuste desde septiembre ha sido de cerca del 29%. En octubre supera el 30%.

Ese mecanismo explica que en septiembre, por primera vez en la historia, y en momentos muy puntuales de algunos fines de semana (cuando la demanda de electricidad es mucho menor, y en horas solares con precios mayoristas muy bajos), el término de facturación de energía activa del PVPC (el coste de la energía) llegase a ser negativo. Eso equivale a que al consumidor encender la luz le saliera a devolver, aunque al coste de la energía se le suman otros conceptos, como los peajes y cargos (que pagan el coste de las redes o las primas de las renovables más antiguas) y los impuestos. El mes pasado, ese coste fue negativo en momentos puntuales (17 horas) los días 5, 6, 26 y 27 de septiembre.

Como explicaba recientemente en un post en su LinkedIn el experto en electricidad José Luis Sancha, profesor de la Universidad de Comillas, ese ajuste negativo en el PVPC ha sido “creciente” desde febrero. La tendencia ha culminado en agosto, septiembre y octubre, con valores negativos en todas las horas del día, y cada vez más elevados.

Pese a ello, y de acuerdo con las estimaciones de Facua, la factura promedio de un usuario tipo en PVPC —con una potencia contratada de 4,4 kilovatios (kW) y un consumo de 366 kilovatios hora (kWh) mensuales— se disparó en septiembre un 28% interanual, hasta 104,31 euros, la más alta en cuatro años. La subida habría sido mayor sin esa reforma para hacer esta tarifa menos volátil. El contexto actual, resume Javier Colón, fundador de la consultora Neuro Energía, “está parando un poco la sangría”, pero tiene doble filo: “Como ahora están subiendo los futuros, cuando empiece a bajar el pool pasará al revés”, advierte.

Esta modificación del PVPC dio carpetazo al sistema de precios horarios totalmente dependientes del pool que se implantó en 2014, que como señal de precio era imbatible, pero dejaba al consumidor acogido a esta tarifa (la que tienen que contratar los vulnerables con el bono social) plenamente expuesto a los vaivenes diarios del mercado mayorista, en un sistema único en Europa.

Ese esquema lo implantó el Gobierno de Mariano Rajoy, con Alberto Nadal, actual gurú económico de Alberto Núñez Feijóo, como secretario de Estado de Energía, tras fulminar la antigua Tarifa de Último Recurso (TUR) de la luz, que se calculaba con unas subastas trimestrales (Cesur), anuladas a finales de 2013 por sospechas de manipulación de este mercado.

La reforma del PVPC que el Gobierno de Sánchez aprobó en junio de 2023 introdujo de forma paulatina (a partir de 2024) esas referencias a futuro y está plenamente en vigor desde enero. Ahora los mercados a plazo tienen un peso del 55% en esta tarifa y el mercado diario, del 45% restante. En esa cesta de referencias a largo plazo, los futuros anuales tienen un peso del 54%; los trimestrales, del 36% y los mensuales, del 10%.

La reforma fue una exigencia de la Comisión Europea a cambio de autorizar la denominada excepción ibérica, que España y Portugal consiguieron aplicar tras la invasión de Ucrania para evitar el contagio al recibo de la luz de los disparatados precios de esa materia prima, que en marzo de 2022 llegaron a superar ampliamente los 500 euros/MWh. Calificada de “timo” por el PP, y aprobada pese a la fuerte contestación de las eléctricas, la solución ibérica ahorró más de 5.000 millones a los consumidores españoles, el equivalente a unos 209 euros por hogar, y con un efecto redistributivo para las rentas más bajas.

Gas disparado

El mayor peso de los futuros en el PVPC está mitigando en parte el impacto de la fuerte subida del gas en el mercado mayorista eléctrico, que se contagia del precio de esa materia prima cuando no hay suficiente producción renovable para cubrir todo el consumo. En septiembre, con las reservas de gas en Europa todavía en el 71,54%, casi 11 puntos menos que un año antes, la cotización del gas en la UE alcanzó máximos desde finales de 2022. La referencia ibérica Mibgas se situó en 77,56 euros por megavatio hora (MWh), un 25,4% más que el mes anterior y un 143,5% por encima de septiembre de 2025.

Los almacenamientos europeos de gas, con capacidad para unos cuatro meses de consumo, están todavía en el 72,6%, según datos de Gas Infraestructure Europe. Siguen lejos del objetivo de 80% de llenado al comienzo de la temporada invernal. El escenario que se atisba es que Europa tendrá que competir con Asia para traer gas natural licuado (GNL) en barco y pasar el invierno sin agotar reservas, con España mejor preparada que ningún otro país de la UE gracias a su red de regasificadoras.

Como consecuencia de la subida del gas, el mercado mayorista eléctrico marcó en septiembre la media mensual más alta desde junio de 2022, con 143,26 euros/megavatio hora (MWh), un 21,1% más que en agosto y un 134,7% por encima de septiembre de 2025. En octubre, la media ya supera los 152 euros.

En septiembre, la demanda eléctrica “real” aumentó un 14,46% y se situó un 12,89% por encima del promedio de los últimos cinco años, según estimaciones del grupo ASE, que en su último informe mensual destaca que la generación de los ciclos combinados (gas natural) creció un 33,8% interanual, mientras que la eólica cayó un 17,7%.

A esa fuerte subida del pool se suman los denominados costes del sistema, que ASE cifra provisionalmente en 25,37 euros/MWh en septiembre (ligeramente por debajo de agosto) y que incluyen los denominados servicios de ajuste para resolver congestiones de la red y la llamada operación reforzada que Red Eléctrica aplica desde el apagón peninsular del 28 de abril de 2025.

REE cifra el coste de esa operación reforzada en “menos de 275 millones de euros en los primeros nueve meses de 2026, lo que supone 2 céntimos al día para un usuario sujeto a PVPC con un consumo medio mensual de 300 kWh”.

¿Es necesario arrebatar a Red Eléctrica de España (REE) el monopolio del transporte de electricidad para garantizar la separación de esta función y la de operador del sistema eléctrico? El asunto lleva tiempo intentando introducirlo en el debate Iberdrola y ha cobrado brío tras el histórico apagón del 28 de abril de 2025.

Este “viejo debate”, como lo ha definido la presidenta de la patronal eléctrica Aelec, Marina Serrano, tiene como trasfondo un posible troceo de REE: separar completamente esas dos actividades y acabar con el modelo vigente en la mayoría de países europeos, reservado en España a Redeia, cotizada cuyo mayor accionista es el Estado a través de la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI).

El asunto lo ha dejado caer en los últimos meses en el Congreso el PNV y, con menos ímpetu y más recientemente, el PP.

“¿Va a tomar la decisión de separar orgánicamente la dirección de Red Eléctrica de la del operador del sistema para que no haya conflictos de intereses, ejerciendo la potestad que tiene del 20% de control de Red Eléctrica y Redeia a través de la SEPI?”, preguntó atropelladamente hace unos días en la Comisión de Investigación del apagón el diputado del PP Juan Diego Requena al secretario de Estado de Energía, Joan Groizard.

En su réplica, la víspera de que el Gobierno anunciara 17.000 millones de inversión en la planificación de la red de alta tensión hasta 2030, Groizard no pudo completar su argumentación (el diputado popular le interrumpió enseguida), pero tuvo tiempo de señalar que “es un debate interesante” que “surge de vez en cuando”. En 2009, el entonces ministro de Industria, Miguel Sebastián, llegó a plantear separar los operadores del sistema eléctrico y gasista (Enagás, también participado por SEPI) para integrarlos en un único ente que dependiera directamente del Gobierno (el plan no prosperó).

La idea de abandonar el modelo europeo de lo que se denomina TSO (Transmission System Operator) circula desde hace tiempo en Europa, con el despliegue de redes como uno de los grandes cuellos de botella para la electrificación que debe permitir descarbonizar la economía.

El 10 de septiembre, la Comisión de Industria, Investigación y Energía del Parlamento Europeo aprobó la posición del Europarlamento sobre la revisión del Reglamento de redes transeuropeas (TEN-E), que forma parte del denominado Grid Package.

Ese órgano reclamó la apertura a la creación de un “planificador europeo independiente del propietario de la red”. No es lo que reclama Iberdrola y no sería una decisión inmediata. Pero supondría alejarse del modelo vigente hasta ahora en la UE, en el que los transportistas de las redes de alta tensión comparten la función de operador del sistema y planifican las infraestructuras en esas redes en periodos de seis años. 

La idea ya se baraja en Portugal, que acaba de comprar a Amancio Ortega su 13,6% de la homóloga lusa de REE, operador y dueño de las redes de transporte de luz y gas, cuyo primer accionista es el Estado chino.

Por su parte, Reino Unido tomó el control estatal de su operador eléctrico (ESO) en septiembre de 2024 al comprarlo a National Grid (privatizada en los años 90). Y acaba de anunciar la puesta en marcha de GB Grid, una empresa pública de distribución integrada con Great British Energy (creada en 2025) que prevé destinar miles de millones para liderar proyectos de transmisión y energías limpias.

Este es uno de los principales mercados de Iberdrola, que en España fue una de las empresas que se vio obligada a vender sus activos de transporte (líneas de alta tensión de 220 kV) a REE en el proceso paulatino de concentración de esta actividad culminado en 2007. La segunda eléctrica del planeta se ha volcado en los últimos años en el negocio de las redes, reduciendo su exposición a la puesta en marcha de nuevas renovables, en una tendencia común al sector.

En junio de 2024, su consejero delegado en España, Mario Ruiz-Tagle, ya propuso abandonar el monopolio natural de REE y abrir la red de alta tensión en España a la iniciativa privada, a través de concesiones a 30 años, para avanzar en la construcción de nuevas redes y conectar nueva industria, como los centros de datos,

Tras la guerra abierta con Redeia por el apagón del 28 de abril de 2025, Iberdrola ha insistido en esta petición, citando como modelo a Reino Unido, Estados Unidos o Brasil, donde la multinacional vasca tiene una presencia destacada.

Su primer ejecutivo, Ignacio Sánchez Galán, ha criticado abiertamente el monopolio de REE, que ha relacionado con un recorte de las inversiones en España de la multinacional. En la última conferencia de resultados con analistas, en julio, preguntado por el apagón, se dijo “convencido” de que si esas dos actividades “no hubieran estado unificadas, probablemente la situación que estamos comentando sería muy distinta”.

Ruiz-Tagle, que en junio dijo que la “razonable” idea de abrir a la competencia el negocio de REE “no es ir contra nadie”, reclamó el viernes en el Foro La Toja “redes, redes y más redes”. Aseguró que España está en un “círculo virtuoso” para aprovechar la “brutal” oportunidad de la electrificación y que “el gran desafío es la inversión en redes y generar confianza”. Preguntado por qué pide a los Gobiernos, con la posible convocatoria electoral flotando en el aire, se limitó a señalar: “Que nos dejen hacer”.

Endesa y Aelec no han sacado a colación en público esa separación de REE. La presidenta de la patronal dijo hace unos meses en el Congreso que este “viejo debate”, con “ventajas” e “inconvenientes”, es “una opción” que debe decidir el legislador.

Según fuentes del sector, ese posible conflicto de interés de Redeia está en las conversaciones de Aelec con el Gobierno. Sobre todo, con líneas de 220 kV que alimentan a grandes consumidores y el sector entiende que no son de transporte. Hasta ahora reservadas a un puñado de agentes, como grandes siderúrgicas, se van a multiplicar con el desarrollo del bombeo, los centros de datos o el hidrógeno.

“Interés general”

El PNV, que suele defender en el Parlamento las posiciones de Iberdrola, ha ido más allá que el PP. En abril, también en la Comisión del apagón, su diputada Idoia Sagastizábal pidió a la entonces presidenta de la CNMC, Cani Fernández, “evaluar si la concentración en un mismo agente” de las funciones de operador del sistema y transportista, “incluyendo la planificación de inversiones, sigue siendo el modelo más eficiente y alineado con el interés general”. 

La diputada jeltzale fue más allá en mayo, en la despedida de Fernández como presidenta de la CNMC en el Congreso. Criticó que REE “actúa como juez y parte en un negocio que además está regulado”, porque opera la red y “a su vez es el transportista, el dueño de la red de transporte, o sea, que la construye, la mantiene, opera en ella, la planifica y decide las inversiones”.

Fernández dejó claro que una posible decisión de separación “sería de ámbito legislativo”. Horas después, la Sala de Regulación de Competencia aprobó un informe que, como hizo en 2024, advertía del potencial conflicto entre las funciones de operación del sistema y transporte, por los incentivos para maximizar su base de activos regulados construyendo red.

Competencia dio por cumplidas muchas de sus recomendaciones sobre esta materia. Pero advirtió de que esa separación no es completa, porque esas dos áreas aún comparten servicios estratégicos del grupo, incluidos jurídicos, de regulación y control, y el responsable de vigilar la separación sigue sin ser un tercero independiente.

Además, la CNMC pidió que los responsables del operador del sistema no reciban acciones de Redeia como remuneración variable a largo plazo, algo a lo que finalmente accedió la compañía que preside la exministra Beatriz Corredor. Galán dijo en julio que con ese informe “el regulador ya está hablando de este conflicto entre el dueño de la red de transmisión y el operador del sistema, que son dos cosas distintas”.

España, pionera

España fue pionera en el modelo de TSO al crear hace más de 40 años REE. El esquema es similar en el mercado del gas con Enagás (5% de SEPI) como operador del sistema y dueño de la red de gasoductos y de la mayoría de regasificadoras. Pero el debate en España se ha centrado sobre todo en REE, especialmente tras el mayor apagón de la historia reciente de Europa.

Para los responsables de la Fundación Renovables, trocear REE no iría en la buena dirección. “Probablemente, se pierda toda la transparencia” sobre los permisos de acceso concedidos, advertía hace unos días su responsable de Políticas Climáticas, Ismael Morales, quien consideró “bastante negativo que todas las limitaciones de la distribución pasasen al transporte”.

En su opinión, “es normal que presionen” para participar en este negocio: “Es la gallina de los huevos de oro”, al tratarse de una actividad retribuida por el BOE que tiene “menor riesgo” que las liberalizadas.

La fundación acaba de señalar en un informe a las redes de distribución como uno de los principales cuellos de botella para electrificar y aumentar la integración de renovables en España. El documento cifra la saturación de los puntos de conexión en esta red en el 94%, lo que impide conectar nueva demanda en muchas zonas del país, cuando el factor de utilización es menos del 16%, lo que apunta a “un atasco que no es físico, sino de gestión”.

La entidad aboga por “aumentar la transparencia” y “auditar y revisar el cumplimiento de los planes de inversión anuales” de la distribución, un oligopolio con el 95% de la red de media y baja tensión en manos de cuatro empresas (Endesa, Iberdrola, Naturgy y EdP). El informe sostiene que al problema de ejecución de esas inversiones se suma que hay muchos permisos de acceso concedidos a proyectos inmaduros, que bloquean capacidad que podría destinarse a nueva demanda. Y plantea actuar sobre la gobernanza de esta red, en la que ve una oportunidad de “recuperar progresivamente la propiedad pública”.

Una niña de 12 años de edad ha sufrido quemaduras graves al electrocutarse tras subirse a una torreta eléctrica de la calle número 10 de la urbanización Río Cedena, en la localidad toledana de Navahermosa.

Desde el Servicio de Atención y Coordinación de Urgencias y Emergencias 112 de Castilla-La Mancha han informado a Europa Press que el suceso tuvo lugar a las 18.46 horas de este pasado lunes, y que la menor, tras ser rescatada por bomberos desplazados desde Talavera de la Reina, fue trasladada al hospital La Paz de Madrid.

En el operativo movilizado también participaron agentes de la Guardia Civil, médico de urgencias, dos ambulancias, una UVI, helicóptero medicalizado y la Agrupación Protección Civil de Navahermosa.

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha elevado hasta un récord de más de 17.000 millones de euros la inversión prevista en la nueva Planificación eléctrica 2025-2030, y va a publicar este jueves en el BOE de la orden ministerial por la que se crea un mercado de capacidad en el sistema eléctrico español, el denominado sistema antiapagones anunciado en enero del año pasado. 

Así lo ha anunciado este miércoles la vicepresidenta y ministra, Sara Aagesen. La propuesta de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica con horizonte 2030, actualmente en tramitación, supondrá una inversión de “más de 17.000 millones, un 30% más que lo planteado inicialmente”, un 144% por encima de la vigente y “la mayor inversión en redes de la historia”, ha anunciado Aagesen, que ha señalado que la medida “más importante” tras el histórico apagón del 28 de abril de 2025 es “mejorar la supervisión del sistema”

La Propuesta de planificación sometida a audiencia pública hace un año contemplaba una inversión de 13.600 millones para cubrir las necesidades del país y cumplir los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2023-2030. Tras analizar las 2.566 alegaciones recibidas, ese volumen de inversión ha crecido hasta superar los 17.000 millones. El Gobierno confía en aprobarla antes de que acabe 2026, según dijo el martes en el Congreso el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard.

La demanda es la gran protagonista en esta planificación, a direrencia de las anteriores. Aglutina el 41% de las propuestas recibidas, seguidas por la generación, con el 40%, y el almacenamiento, con el 19%. En el nuevo texto, tras la fase de alegaciones, las posiciones de la red de transporte para atender nuevas demandas en la red de distribución crecen un 52% respecto a la propuesta original, hasta 300, y las posiciones para consumo directo en transporte han crecido un 12%, hasta 162. “Se han incrementado un 75% las posiciones previstas para ejes ferroviarios y electrificación de puertos, hasta alcanzar las 59”, explica el ministerio.

Tras la audiencia pública también ha aumentado el número de subestaciones un 17%, hasta 193, así como la longitud de las líneas eléctricas previstas: un 11% más, hasta 6.706 kilómetros. A esto se añade un incremento del 6% de las redes existentes repotenciadas, hasta 8.164 kilómetros.

Subastas de capacidad

Además de la nueva planificación, el ministerio ultima la puesta en marcha del mercado de capacidad, planteado meses antes del histórico cero energético de 2025 con la idea de que entrara en vigor en el primer semestre del año pasado. Este instrumento, finalmente aprobado por la Comisión Europea en mayo, busca preservar la seguridad de suministro, con 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”, explica el ministerio.

El mecanismo se activa tras la reforma de la normativa comunitaria para eliminar la condición temporal de este tipo de mecanismos –lograda durante la Presidencia Española de la UE– y la conformidad del modelo español con las reglas relativas a las Ayudas de Estado, obtenida a finales de mayo. Ese visto bueno cifró las ayudas del esquema en 9.000 millones. Ahora, se lanza tras confirmarse la prórroga hasta 2030 de la central nuclear de Almaraz.

Este miércoles, durante la sesión de control en el Congreso, el diputado del PP Guillermo Mariscal le ha reprochado al Gobierno que prorrogar Almaraz supone una rectificación de su política energética. La vicepresidenta Aagesen ha reiterado que “este gobierno es pragmático” con esta extensión “limitada”, que justifica por la crisis energética por la guerra en Irán.

Y ha arremetido contra quienes hablan “de política irresponsable y errónea” cuando durante siete años de gobierno “no instalaron prácticamente un megavatio renovable” y aprobaron el impuesto al sol, con una factura “en diferido” en forma de laudos de inversores internacionales por los recortes retroactivos a las renovables. Según Aagesen, en España “la factura energética es un 24% más baja que la de Alemana y casi un 50% más baja que la de Italia”.

Fuentes del ministerio recuerdan que Italia, Francia o Bélgica están desarrollando mecanismos de capacidad como este. Alemania ha sido el último en obtener la aprobación de la Comisión Europea este mes.

Las instalaciones de generación y almacenamiento, así como la demanda –los consumidores y los agregadores– podrán participar en este mercado, de ámbito peninsular. Percibirán una retribución por aportar firmeza y flexibilidad al sistema eléctrico, bien por estar disponibles para inyectar electricidad en las redes o bien por reducir el consumo, siempre a requerimiento del Operador del Sistema, Red Eléctrica de España (REE). 

La prestación del servicio se adjudicará con subastas tecnológicamente neutras de potencia firme (MW) y precio (€/MW/año), en las que se otorgará el precio ofertado (sistema conocido como pay-as-bid). Las centrales de generación no podrán emitir más de 550 gr/CO2/kWh, tendrán que cumplir los requisitos de firmeza y flexibilidad que fije cada subasta, y no cobrarán ningún tipo de retribución regulada. 

Para incentivar la incorporación de tecnologías no fósiles, cuando se participe en las subastas con proyectos futuros –nuevas inversiones–, éstos solo podrán ser de renovables, almacenamiento o demanda.

Tres subastas

Se organizarán tres tipos de subastas, cuyo volumen y periodicidad dependerá de las previsiones de demanda y las necesidades de potencia firme identificadas con los correspondientes análisis de cobertura a cinco años vista.

En primer lugar, habrá una subasta principal en la que podrán participar las instalaciones existentes y los nuevos proyectos de renovables, almacenamiento o demanda que vayan a prestar servicio a partir de la fecha que fije la convocatoria, hasta cinco años después de la adjudicación. Así se garantizan ingresos a futuros proyectos, facilitando su viabilidad y abaratando su financiación. 

El periodo de prestación del servicio será distinto en función del tipo de instalación (existente o nueva inversión) y del tipo de tecnología. Con carácter general, estas subastas se celebrarán anualmente, siempre que se hayan detectado necesidades de firmeza. La duración del servicio será de un año para instalaciones existentes, hasta 15 años para nuevas inversiones, y entre uno y 10 años para nuevas demandas. 

En segundo lugar, habrá una subasta “de ajuste anual” en la que sólo podrán participar instalaciones ya operativas, que prestarán el servicio durante 12 meses. Diseñadas para resolver situaciones coyunturales, deberían otorgar menos capacidad firme que las subastas principales, con las que convivirán.

Y habrá también una subasta “transitoria” que garantizará la firmeza del sistema eléctrico hasta el año de inicio de la prestación del servicio otorgado con la subasta principal. Se celebrará todos los ejercicios hasta entonces y podrán participar instalaciones existentes y nuevas inversiones, con un plazo de prestación anual.

El nuevo mercado de capacidad lo financiarán los consumidores de electricidad por medio de precios unitarios diferenciados por segmentos tarifarios y períodos horarios coincidentes con los peajes de transporte y distribución. Así, el sistema lo sufragarán en mayor medida los consumos de las horas con más estrés del sistema, que no podrán exceder el 10% del cómputo anual, y “se darán señales para flexibilizar y desplazar la demanda a otras franjas horarias, aplanar la curva de carga y facilitar la gestión del sistema”, explica el ministerio.

Por otro lado, para dar más liquidez al nuevo mecanismo, se prevé la existencia de un mercado secundario de los derechos y las obligaciones adjudicados en las subastas, bien por cambio de titularidad de las instalaciones, bien por traspaso a otras instalaciones que cumplan los requisitos.

El Operador del Sistema y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) se encargarán de la verificación y la inspección de la prestación del servicio de capacidad.

La directora general de Operación de Red Eléctrica de España (REE), Concepción Sánchez, ha cifrado este lunes en el Congreso en 783 millones de euros el coste de la denominada operación reforzada, con más uso del gas natural, que la compañía aplica desde el histórico apagón del 28 de abril de 2025.

En su comparecencia en la comisión de investigación sobre el apagón, Sánchez ha señalado que ese importe, que REE cifraba hasta marzo en 666 millones, “se está reduciendo de forma muy significativa”, con “267 millones” este 2026, pero no ha precisado cuándo va a finalizar porque “el criterio de variabilidad de tensión” todavía “no ha sido trasladado a la normativa nacional”.

Este importe, ha explicado, supone “menos del 10% del coste total de los servicios de ajuste del sistema”, las denominadas restricciones técnicas para resolver congestiones puntuales de la ley, cuyo coste ha crecido exponencialmente en los últimos años. Si el año pasado la operación reforzada supuso el 15% del total de esas restricciones técnicas, este año suponen el 8,6% “y creemos que va a seguir reduciéndose”.

Sánchez ha recordado que esas restricciones técnicas han pasado de 724 millones de 2021 a 1.104 millones en 2022; en 2023 fueron 1.751 millones; en 2024, 2.057 millones, y 3.347 millones en 2025, como consecuencia del “acompañamiento de la evolución del sistema”. Hasta agosto de este año, según REE, los denominados servicios de ajuste alcanzan ya 3.375 millones, un 34,5% más que en el mismo periodo del año pasado, si bien esta cifra “supone un 2% de los costes totales del sistema en 2026”, ha subrayado Sánchez, que ha recalcado que “no hay ninguna relación” entre las políticas energéticas y la prestación del servicio SRAD (de cortes puntuales pactados con la gran industria), cuyo coste se incluye en las restricciones técnicas, y que se ha activado hasta seis veces este verano, con un coste de 286 millones, según REE.

“Inédito” y “no previsible”

La directiva de REE ha insistido en que el apagón fue un incidente “inédito” y “no previsible, en el que concurrieron múltiples factores”. “Algunas de las circunstancias que se produjeron probablemente por sí solas no fueran causantes únicas”, pero “se produjeron al mismo tiempo toda una serie de factores que llevaron a ello”. 

Ha asegurado que REE “ha cumplido siempre toda la normativa que le aplicaba” y “no falló” en ese día. A preguntas del portavoz del PP, Guillermo Mariscal, ha afirmado que la central nuclear de Almaraz tiene una capacidad “limitada” para proporcionar control de tensión y ha recordado que ese día tenía uno de sus dos grupos indisponibles. Sobre el dictamen de los expertos europeos, tras afirmar el popular que es “muy difícil considerar técnico un informe que ustedes firman” y que ese dictamen lo elaboró “la patronal” europea, le ha recordado que el panel lo “define la normativa europea” y no solo lo integraba la asociación europea de transportistas y operadores (TSO), como REE, sino también “prácticamente” todos los reguladores europeos, entre ellos la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). 

Sánchez ha explicado que 275 plantas que no tenían posibilidad de proporcionar el servicio de control de tensión en el momento del apagón por el retraso en la aprobación de un procedimiento específico de la CNMC ya lo están prestando “ahora mismo”, con un total de 13.380 MW. También lo hacen otras 60 plantas de generación convencional, con 16.312 MW prestando ese servicio de control de tensión con arreglo al nuevo procedimiento que se aprobó en junio del año pasado y que se ha modificado otras dos veces este año. El cumplimiento de las obligaciones de control de tensión está siendo “muy bueno”.

Según la directiva de REE, antes del colapso de 2025 en ningún momento en REE detectaron “incumplimientos de la magnitud” ni tan “numerosos” como los que incurrió la generación convencional en el día del apagón. 

Preguntada por el portavoz socialista por las ventajas del modelo TSO, ha dicho que “no solamente es español”, sino que es “el modelo establecido prácticamente en la totalidad de los sistemas eléctricos de la UE”. “Asegura coordinación en la operación y el mantenimiento de la red de transporte”.

Sánchez ha restado importancia a que un grupo de gas natural que inicialmente se había programado no se sustituyera el día del apagón porque las circunstancias fueron cambiando y no fue necesario reprogramarlo. “Y eso se puede demostrar mediante simulaciones”, tanto las de REE como las del panel de expertos “dan ese resultado”. “Que hubiera un grupo más no hubiera cambiado las cosas”. “El número de grupos no es un parámetro que se utilice en la operación”, a diferencia de la frecuencia, las cargas y que las tensiones estén en rangos “admisibles”.

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

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

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

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

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

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

Aumenta el consumo de energía eléctrica

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Contagio a la luz

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

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

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

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

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

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

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

Hipotecas más caras

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

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

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

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

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

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

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

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

- Avenida Cervera: números 74, 78 y 80.

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

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

- Calle Manuel Rubio Herguido: números 2 y 15.

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

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

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

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

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

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

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

Datos nacionales

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Decretos ley

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Comunidades energéticas de vecinos

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

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

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

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

Cómo se reparte la energía generada

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

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

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

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

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

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

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

Un estudio convirtió viejas balas en material para paneles solares

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

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

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

Las perovskitas dependen de un compuesto con gran nivel de pureza

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

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

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

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

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

Los residuos de plomo podrían volver al ciclo productivo

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

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

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

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

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

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

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

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

El PSOE pide más transparencia y seguridad

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Qué ocurre con la energía sobrante

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

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

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

Una instalación con garantías

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Muy buenas noticias. Crucemos los dedos

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

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

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

Hasta 10.200 millones en distribución y 7.700 millones en transporte

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

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

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

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

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

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

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

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

Más control sobre las inversiones de las distribuidoras

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

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

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

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

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

La diferencia de potencial decide si existe peligro

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

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

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

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

El peligro aparece al conectar puntos con distinto potencial eléctrico

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

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

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

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

Las aves de gran tamaño sufren muchas más electrocuciones

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

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

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

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