España se encuentra en una década decisiva para su sistema energético, y en torno a si la infraestructura está preparada para lo que viene, ha girado el debate de la primera mesa de esta segunda jornada del VI Foro Económico elDiario.es. Los cuatro expertos reunidos, moderados por Serafí del Arco, redactor jefe de economía de elDiario.es, han analizado la presión de una electrificación acelerada, la explosión de las renovables y la llegada masiva de centros de datos. La conclusión es unánime: partimos de una base excelente, pero el sistema necesita una “sincronización perfecta” para no morir de éxito.

La conversación comenzó con un diagnóstico optimista, aunque cauteloso, sobre la robustez de la red actual. María Luisa Castaño, asesora de la dirección general del CIEMAT, defendió el sistema español sin ambages: “Nuestra red es ejemplar, es una red pionera... pero necesitamos que se sincronice y se adapte al siglo XXI”. Castaño subrayó que la “inteligencia de red” es la pieza que falta para que España alcance su autonomía estratégica.

En esta misma línea, Carmen Longas, responsable de acceso a la red de Red Eléctrica, coincidió en que el país cuenta con “buenos mimbres” y profesionales de primer nivel. Sin embargo, introdujo un matiz crucial a la “inteligencia de red” de la que hablaba Castaño: “Yo hablaría de un sistema eléctrico más inteligente, no solo es la red, es la gente que se conecta a la red quien tiene que ser también más inteligente. Pero la verdad es que tenemos muchísimas iniciativas en progreso y en España sabemos por lo menos qué es lo que hay que hacer”.

El debate se intensificó al abordar la competitividad económica. Patxi Calleja, director de regulación de Iberdrola España, recordó que Europa y España carecen de combustibles fósiles, lo que encarece el gas por los costes de transporte y licuefacción. Para Calleja, la electricidad producida ‘en casa’ es la clave: “Cuando hablamos de electricidad hablamos de energía producida en España y el resto es importada. Yo creo que tenemos que empezar a hablar en esos términos, ¿qué energía produzco aquí y qué energía es importada?”.

Calleja destacó también la bajada de precio que supone la generación de electricidad en España y la oportunidad económica e industrial que supone. Pero también quiso lanzar una advertencia severa sobre la falta de inversión frente a otros vecinos europeos: “Francia ha multiplicado sus inversiones en redes por cuatro, Alemania por tres... España puede ser un hub industrial europeo, pero la red eléctrica es el limitante”. Comparó la situación actual con “tener una mina de oro sin carretera”, donde la falta de acceso impide que la ventaja de las renovables llegue realmente a la industria y al empleo.

La intervención de David Blázquez, director de relaciones institucionales en AWS Iberia, fue uno de los momentos más interesantes de la sesión. Blázquez defendió el papel de los centros de datos, no como una carga sino como transformadores de potencia en innovación y utilizó una analogía para explicar los tiempos del sector: “La electrificación es como la educación, ves los frutos en el medio y en el largo plazo”.

El director de relaciones institucionales en AWS Iberia también ofreció la metáfora del día para explicar por qué el acceso a la red no podía seguir siendo gratuito para quienes solo reservan potencia sin ejecutar proyectos. Comparó la capacidad de red con el mercado de rodaballo en Mercamadrid: “Reservar 1 MW era como si reservase 1 kg de rodaballo durante 5 años pagando 0,08 euros... No es que pase de ser gratis a costar dinero, es que ahora te cuesta dinero privar a otros de construir cosas y hacer desarrollo y hacer industria”.

Los centros de datos: ¿aliados o “devoradores” de energía?

Tras ser preguntado sobre cómo puede el sector tecnológico colaborar en la flexibilidad del sistema en lugar de ser visto como una gran carga en la demanda, Blázquez defendió los centros de datos como infraestructuras que transforman la potencia eléctrica en servicios, innovación y capacidad de computación para una sociedad cada vez más digitalizada. “Vosotros no existiríais como periódico sin eso”, ejemplificó. “Los centros de datos no devoran energía, la transforman para una sociedad que demanda muchísima más digitalización”, resumió.

Además, Blázquez argumentó que estas instalaciones son una herramienta de eficiencia, ya que permiten ahorrar hasta un 90% de energía en comparación con los servidores privados tradicionales gracias a las economías de escala. En lugar de verse como una carga, los expertos coincidieron en que deben ser tratados como aliados estratégicos que aportan flexibilidad al sistema y facilitan la descarbonización de otras industrias pesadas, como la cementera o la siderúrgica, al actuar como motores de su digitalización.

El riesgo del apagón y la sombra del 28 de abril

La estabilidad del sistema y los riesgos de apagón también fueron centrales en la discusión, especialmente tras los recientes informes europeos y el incidente del pasado 28 de abril en España. “La estabilidad ya no viene de serie... el mayor riesgo es desacoplar la penetración de red sin un sistema coordinado entre generación, transporte y demanda”, zanjó Castaño, desde el punto de vista científico. Además, alertó de que España solo ha alcanzado el 15% de sus objetivos de almacenamiento en baterías para 2030.

Por su parte, Longas enfatizó que la seguridad de suministro debe ser el pilar inamovible: “Que todo el avance que hagamos en materia de electrificación nunca suponga un perjuicio al consumidor”.

El horizonte de 2030

Para cerrar la mesa, los ponentes lanzaron sus peticiones para el futuro cercano. María Luisa Castaño pidió una “red integral diseñada desde la generación hasta la demanda” que esté plenamente digitalizada. Carmen Longas insistió en no perder de vista la seguridad del consumidor, mientras que David Blázquez pidió que la flexibilidad del sistema no obligue a los usuarios a cambiar sus hábitos digitales de forma perjudicial.

El cierre más contundente lo puso Patxi Calleja, que puso el foco en lo que denominó la paradoja fiscal española: “El tercer producto más gravado de España es la electricidad, después del alcohol y el tabaco... gravamos a la electricidad como si fuese algo dañino cuando es el objetivo que queremos conseguir”. Calleja calificó esta situación como un “arancel inverso” que lastra la competitividad del país frente a las energías importadas.

Ya con el tiempo agotado, la mesa concluyó con una idea clara: España tiene la tecnología, el recurso natural y las empresas, pero necesita una regulación valiente y una inversión ambiciosa para que la red eléctrica deje de ser un freno y se convierta en el motor definitivo de la economía nacional.

La III Jornada de Inteligencia Artificial y Tecnología de elDiario.es ha arrancado este jueves con una premisa clara: España puede ser un país competitivo en la integración de la inteligencia artificial gracias, precisamente, a la manera en la está implantando -con cautela–.

Ignacio Escolar, director de elDiario.es, ha inaugurado el encuentro remontándose a la primera jornada que organizó este medio, hace tres años. “Hablábamos casi con asombro, como si la IA fuera todavía un fenómeno cercano a la ciencia ficción. Hoy la situación es muy distinta”, ha afirmado. “Hoy es una tecnología que está transformando profundamente la sociedad, el tejido empresarial, la educación, la medicina, la movilidad, y de forma muy directa también el ecosistema informativo y la conversación pública”.

En este sentido, ha resumido la convulsión que está sufriendo el ecosistema mediático, que es ya “el cambio más importante para el oficio que se ha vivido desde la llegada de Internet”. Pese a que en muchos medios provocará despidos, ha asegurado que el tipo de periodismo “que importa a la sociedad” va a seguir siendo necesario, imprescindible, insustituible. 

“Nos va a ayudar muchísimo a que nuestro trabajo, el importante, lo podamos hacer mejor aún. Ayer tuvimos un ejemplo fantástico. Nos cayeron de golpe todas las toneladas de PDF del 23F. Esto antes suponía poner a todo el mundo, desde el becario hasta el subdirector, a leer por trozos. Ayer fue completamente diferente. Subimos todo a un motor de IA. Nos ayudó a encontrar palabras clave, contextos, conexiones”, ha explicado.

Y ha dado paso a Alberto Órfão, jefe de Fin de Semana de elDiario.es y moderador de la primera mesa de expertos, tras destacar el contexto actual, enmarcado en el despliegue de la Ley de Inteligencia Artificial de la UE, “el primer intento serio de poner reglas claras a esta tecnología”. “Se trata de impulsar la innovación sin renunciar a la protección de derechos fundamentales, y España tiene un papel importante en este proceso”.

El papel de la ética en la innovación tecnológica

Alberto Gago Fernández, director general de la Agencia Española de Supervisión de Inteligencia Artificial (AESIA) del Ministerio para la Transformación Digital y de la Función Pública, ha explicado que “los derechos de los ciudadanos son un activo para una sociedad mejor, pero también para una oferta comercial mejor de las propias empresas”.

“Y sabemos que sin confianza, una empresa no vende y, si una empresa no vende, el mercado no escala. Con lo cual necesitamos aportar esta seguridad jurídica a las empresas, pero sobre todo basándonos en los derechos de los ciudadanos. El CIS establece que el 93% de los españoles tenían miedo con respecto a la inteligencia artificial. Lo que quiere el gobierno es montar este marco institucional que permita rebajar ese porcentaje de ciudadanos que desconfían de la IA”, ha proseguido.

“Desde la AESIA tenemos que tener un equipo multidisciplinar que pueda entender cómo aterrizar todo esto y sobre todo también acompañar a las empresas en su transición hacia esta IA responsable. Ayer ya anunciamos que íbamos a montar un laboratorio de ideas, la llamamos ‘la inteligencia de la inteligencia artificial’, para entender cuál es el impacto de esta tecnología en diferentes ámbitos que le preocupan a la ciudadanía (mercado laboral, igualdad de género, desinformación, menores, etc.)”.

Beatriz Arias, directora de Transformación Digital de la Asociación Española para la Digitalización (DigitalES) ha enfatizado en que la IA debe ir acompañada de un marco ético desde el diseño, porque no puede modelar valores humanos. 

“La innovación no es ir más rápido. Es incorporar nuevas tecnologías de forma segura y responsable. En este sentido el marco de la UE nos ha ayudado mucho”, ha defendido, por su parte, Ferrán García Rigau, director de Data, IA e Innovación de la aerolínea Iberia. 

España como líder del debate de la IA

España es un país que está liderando todo el debate de la IA, han asegurado los expertos. “Según un informe de la Stanford University, somos el séptimo país en efervescencia de IA, porque tenemos los marcos institucionales adecuados pero también porque tenemos a las empresas que de verdad quieren adoptar esta tecnología, ponerla al servicio de sus clientes, pero siempre respetando como hemos dicho sus derechos. Somos el primer país de la UE en este indicador. Además somos el sexto país del mundo en referencia en cuanto a gobernanza de la IA”, han explicado desde la AESIA.

“Nos han intentado trasladar una narrativa de elegir entre innovación y regulación, porque las dos no son posibles, y España ha demostrado que eso no es así”, han continuado.

España, han afirmado, lo tiene todo para ser un país competitivo y pionero, sobre todo, en infraestructuras de conectividad. Está por encima de la media europea en este sentido.

Desde DigitalES han explicado que los sectores más maduros en este sentido son el tecnológico, el financiero, el sector del márketing digital, el del e-commerce, y el sanitario. “¿Dónde nos queda por poner aún esfuerzos? En introducir la IA en toda la cadena de valor, pero no porque ya lo estén haciendo todos, sino donde tenga sentido y de la manera que tenga sentido”.

Otro reto para nuestro país es el del talento. “Estamos escasos de talento. Así es muy difícil que podamos avanzar y ser más competitivos que otros países. Tenemos que hacer algo para despertar esas vocaciones. Y hace falta invertir en infraestructuras de computación”, han profundizado.

La IA en el día a día de las empresas

García Rigau ha contado cómo están aprovechando la IA en la aerolínea: “En Iberia donde más la utilizamos es en mejorar la experiencia de los clientes y los empleados; en eficientar nuestros procesos; y en ser más sostenibles. Tenemos un caso ‘perfecto’, que toca los tres factores, que es el de cómo llenamos los aviones, porque, cuanto más balanceados estén, menos consumen. Con la IA vemos que en cuestión de segundos podemos optimizar y encontrar la mejor solución a este problema”

Silvia Núñez Rivero, responsable de Transformación Digital de la empresa energética Iberdrola, ha asegurado que es algo que “ya todos esperamos tener en el trabajo. ”A mí me gusta asemejarlo a la calculadora. Cuando se inventó la calculadora, pues tú tenías tu calculadora en casa y no te imaginabas ir al trabajo y tener que usar un ábaco“. 

La IA sí está sustituyendo tareas -sobre todo las repetitivas-, pero no personas: “Pero en todo esto la clave es ver cuál es el trabajo en el que el humano sigue siendo más relevante, que es el trabajo más creativo. Ahí es donde surge la innovación”. Y es ahí donde están las nuevas oportunidades de empleo.

“Lo que tenemos que asegurar es que ponemos los necesarios planes de formación para que aquellos perfiles que puedan ser sustituidos se conviertan en otro tipo de perfiles de transición hacia, por ejemplo, la supervisión humana. Para asegurar que la IA lo haga todo de forma ética”, por ejemplo, han señalado desde Iberia.

Entre los perfiles más demandados, los prompt-engineers, o los expertos en ciberseguridad, aquellos profesionales muy capaces de tener pensamiento crítico, o perfiles multidisciplinares (que puedan responder a los retos sectoriales particulares).

La privacidad como uno de los principales retos

Otro de los aspectos imprescindibles en este nuevo escenario es el de la privacidad. “La tecnología no es per se mala, sino el uso que le vas a dar. En cuanto a privacidad estamos maduros, pero todo lo nuevo que está apareciendo lo estamos incorporando de forma proactiva”, han afirmado desde Iberdrola. “A nivel reputación el daño que sufre una empresa que se ha visto atacada y le han robados datos, por ejemplo de sus clientes es enorme”, han señalado desde DigitalES.

Uno de los retos, han concluido desde la AESIA, es el de aprender a conjugar diferentes reglamentos de manera coordinada y fácil: “El Reglamento General de Protección de Datos está aquí desde hace muchos años, pero hay otros que también tenemos que conjugar, como los de ciberesiliencia o de gobernanza del dato, que te dan la confianza no solo para proteger los datos personales, sino para compartir los datos en confianza y para poder recoger los datos sin sesgos, sin ruido, que permita que la IA sea, de verdad, representativa de la democracia que tenemos”. 

Lluvia de beneficios y de dividendos para Iberdrola. La mayor eléctrica española, registró un beneficio neto de 6.285 millones de euros en 2025, un 12 % más que el año anterior, con lo que la empresa firma un ejercicio récord en el año del gran apagón.

La cifra de negocios de la primera 'utility' de Europa por capitalización bursátil alcanzó en 2025 los 45.546,8 millones de euros, con un aumento del 1,8% frente a 2024. Y destinó a inversiones 14.460 millones de euros a inversiones, incluyendo la adquisición del 30,3% de la participación de Previ en Neoenergia por importe de 1.897 millones de euros.

Según la información enviada este martes a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), el resultado bruto de explotación (Ebitda) reportado se situó en los 16.592,4 millones de euros, con una caída del 1,5%. Excluyendo la plusvalía por la venta de contadores inteligentes en Reino Unido y las del negocio en México en 2024, y el reconocimiento de costes pasados en Estados Unidos, el Ebitda ajustado de 2025 alcanzó los 15.684,4 millones de euros, un 3,1% superior a 2024, gracias al buen desempeño en el negocio de redes.

En concreto, el Ebitda ajustado de Redes creció un 21% gracias a la mayor base de activos regulados, la consolidación de la británica ENW y los ajustes positivos de los marcos regulatorios en Estados Unidos y Brasil, además de la mayor contribución de Iberia.

En cuanto a las inversiones, se situaron en esos 14.460 millones de euros, dos tercios del total correspondieron al negocio de Redes, alcanzando los 8.975 millones de euros –incluyendo ENW– y la base de activos regulados aumentó un 12% hasta los casi 51.000 millones de euros.

Por su parte, las inversiones en el negocio Renovable se situaron en los 5.260 millones de euros, con la instalación, en últimos doce meses, de más de 2.700 megavatios (MW) renovables.

Protesta por los salarios

Iberdrola, que lidera Ignacio Sánchez-Galán, volverá a elevar el dividendo para ‘premiar’ a sus accionistas por la buena marcha de los negocios y lo disparará también un 12%, hasta un total de 0,68 euros por acción, que se traducirá en el reparto de 4.500 millones de euros.

Por otro lado, CCOO, UGT y ELA han convocado a los casi 10.000 empleados asalariados de Iberdrola en España a manifestarse este sábado 28 de febrero en Madrid, según informa El Salto. Se trata de una convocatoria que recoge el impulso que el pasado julio se inició con una huelga, la primera en la historia de la empresa que este 2026 cumple 125 años. Una lucha que empezó en 2015, cuando el poder adquisitivo de los empleados empezó a disminuir, según los sindicatos. 

La Confederación Hidrográfica del Tajo (CHT), organismo autónomo adscrito al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha informado este miércoles de que hay tres presas en la provincia de Toledo que han comenzado a desembalsar agua.

Con motivo de las precipitaciones registradas durante los últimos días, la situación de los embalses y la previsión meteorológica ha dado a conocer los desembalses con aviso amarillo que se están realizando para mantener los resguardos estacionales.

Se trata de las presas de Rosarito y Navalcán en aviso amarillo desde ayer miércoles y que este jueves siguen desembalsando. Ayer, la Confederación Hidrográfica del Tajo anunció que el embalse de Azután, gestionado por Iberdrola, estaba en aviso amarillo y desembalsando, aunque hoy el organismo de cuenca no ha incluido esta presa entre las que se encuentran soltando agua.

Los niveles superiores a los habituales (avisos amarillos) advierten sobre una situación hidrológica que, explica la confederación hidrográfica, “puede derivar en una situación potencialmente peligrosa para todas las actividades humanas que se realicen aguas debajo de la presa, en los cauces y en las márgenes”.

Los avisos por situaciones de emergencia, competencia de Protección Civil

El organismo de cuenca indica que es “importante” tener en cuenta que cuando se declara un aviso por desembalses significativos se da conocimiento puntual y de forma inmediata a las autoridades competentes en protección civil “para que puedan evaluar la situación y puedan tomar e informar sobre las medidas oportunas”.

También recuerda que sobre la emisión de situaciones o estados de emergencia, la administración competente es el servicio de Protección civil de cada una de las comunidades autónomas afectadas. En el caso de Castilla-La Mancha es competencia de la Consejería de Hacienda, Administraciones Públicas y Transformación Digital.

El organismo de cuenca asegura que seguirá pendiente de las predicciones meteorológicas para los próximos días y de los posibles aumentos de caudales.

Se recomienda “seguir atentamente los avisos de la AEMET, las comunicaciones de las autoridades competentes en protección civil, los avisos hidrológicos emitidos en web SAIH Tajo y extremar precauciones en las zonas cercanas a los cauces”.

La presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, ha afirmado este miércoles que la denominada “operación reforzada” del sistema eléctrico, el refuerzo antiapagones que la compañía tiene en marcha desde el histórico cero energético del pasado 28 de abril, va a continuar hasta que no se esclarezca “la causa”de la “oscilación forzada” que, como reveló elDiario.es, provocó media hora antes de ese gravísimo incidente la megaplanta fotovoltaica Núñez de Balboa, de Iberdrola.

Durante una conferencia en el Club Diálogos para la Democracia, y sin citar a esa planta ni a su titular, Corredor ha explicado que “mientras no se acredite, se demuestre y se ponga de manifiesto cuál fue la causa de la oscilación anómala de las 12.03”, Red Eléctrica (REE) seguirá aplicando esa operación reforzada. “Sabemos en qué planta fue, pero no sabemos la causa”. “Lo tiene que acreditar el titular de esa planta”. “Mientras no estemos seguros de que todo el mundo cumple, seguiremos aplicando la operación reforzada”, ha insistido.

elDiario.es reveló en junio que la central fotovoltaica que está en el origen del apagón es esa megaplanta de Iberdrola en Badajoz, cuya oscilación según ha explicado Corredor tuvo un efecto comparable a “una arritmia” que tuvo “repercusiones en el sistema”.

Sin citar a Iberdrola, Corredor dijo en una comparecencia en el Senado que la propietaria de esa planta había realizado “un experimento” con esa instalación un año antes del apagón. La compañía lo interpretó como un ataque a su honor, con la correspondiente amenaza de demanda contra la exministra socialista.

La presidenta de Redeia ha cifrado el coste de esa operación reforzada hasta ahora en 486 millones de euros, “unos cuatro céntimos de euro al día para los consumidores de PVPC”, la tarifa regulada, a la que la propia Corredor está acogida.

“Puede ser una cantidad astronómica para según que consumidor”, pero “ni un solo euro va a la cuenta de resultados de REE, que es independiente del precio de la electricidad”, sino que “va a la cuenta de resultados de las compañías generadoras de electricidad”. Ha defendido que este noviembre el recibo ha sido más barato que el del mismo mes de 2024. Y que los denominados vertidos, la renovable que se desperdicia, están en “apenas el 3,5%”, un porcentaje “sumamente eficiente” y por debajo de otros países europeos.

En noviembre, el mix eléctrico se cubrió en casi un 57% de fuentes renovables y en lo que llevamos de año el porcentaje ha sido del 56%, lo que sitúa a España “a la cabeza de Europa tanto por potencia instalada” (es el segundo país que más tiene) “como en generación” (tercero). “Esto evidentemente tiene una ventaja competitiva para nuestro país”, con “precios sumamente competitivos para la industria”.

La presidenta de REE ha afirmado que “la verdad es una y la verdad en la física es muy tozuda”. “Los datos eléctricos están registrados al milisegundo”, no son “nada manipulables” y “los equipos de REE cumplieron en todo momento, antes durante y después toda la normativa”.

Ha insistido en que la programación del día 28 “fue correcta y ajustada a derecho”, con “más de 40 grupos convencionales acoplados al sistema” y “dos fenómenos anómalos y peligrosos”: esa “oscilación forzada” y otra “natural” que alteraron la tensión y la frecuencia, a lo que siguieron “desconexiones masivas, intempestivas e indebidas en la red de distribución” y “un inadecuado desempeño en las obligaciones de control de tensión” de los grupos convencionales, “especialmente en la zona suroeste y centro”. Fue una concatenación de eventos “inédita en el mundo”.

Corredor ha subrayado que los informes de REE, el Gobierno o la Agencia Internacional de la Energía reflejan que “la tensión era correcta y el comportamiento de los grupos convencionales en Portugal y en España fueron distintos”, con “vaivenes bastante evidentes”. Aunque “evidentemente cada agente del sistema tiene su propio relato”.

Preguntada por el futuro de las nucleares, Corredor ha dicho que REE no tiene “ninguna opinión” sobre el futuro del mix, que forma parte de la política energética. Se ha felicitado por que la Comisión Europea haya incorporado como proyectos de interés comunitario dos nuevos proyectos transpirenaicos a través de Navarra y Aragón.

La interconexión, ha recordado, es “crítica” para España y Europa. La conexión submarina con Francia que se está construyendo a través del Golfo de Vizcaya es una obra “muy compleja” que va a elevar el porcentaje a solo el 5%. “Tampoco vamos a estar muy bien”.

Corredor ha justificado la venta de Hispasat a Indra en que “una de las prioridades de Europa es la defensa y la seguridad” y “tanto Hisdesat como Hispasat tienen experiencia, infraestructura y dispositivos muchos más adecuados a lo que ahora necesita la UE”. Corredor ha sido presentada por el exministro socialista Miguel Sebastián, consejero de Indra en representación de la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (SEPI), primer accionista de Redeia (20%) y de Indra (27%), que ha definido a Corredor como “una persona en la que se puede confiar”.

El histórico empresario de las renovables José María González Vélez, ex presidente de la patronal Appa, ha felicitado a Corredor por su labor y por que no haya “arrojado la toalla a pesar de los ataques”.

El presidente de Gesternova ha apuntado que “a lo mejor” el apagón “no hubiera pasado” si la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) hubiera aprobado antes el procedimiento para permitir a la fotovoltaica controlar tensión que REE pidió al regulador en 2021 y que el regulador anunció en junio, aunque no estará vigente hasta 2026.

El culebrón del cierre de las centrales nucleares va a vivir otro capítulo este jueves en el Congreso de los Diputados, con la votación de una enmienda a la Ley de Movilidad Sostenible aprobada por la mayoría absoluta del PP en el Senado que pretende alargar la vida de las centrales de Almaraz (Extremadura), Ascó (Tarragona) y Cofrentes (Valencia). 

En la enmienda, que el Gobierno no ha vetado por entender que no tiene impacto para las cuentas públicas, la llave la tiene Junts, partidaria de alargar la vida de las nucleares catalanas, y que ya se abstuvo en la votación de esa enmienda en el Senado.

Si sale adelante, esta treta parlamentaria de los populares, una enmienda a una ley que nada tiene que ver con las nucleares, y de cuya aprobación depende la entrega de 10.000 millones de euros en fondos europeos, puede apuntalar las peticiones que llevan meses realizando las eléctricas para revisar el calendario de cierre de las nucleares.

Sin embargo, expertos del sector advierten de que, en la práctica, esa hoja de ruta ya está entredicho con la prórroga que han pedido las empresas para que la central de Almaraz siga operando hasta 2030.

Tras jugar al despiste durante meses con el cierre o la prórroga de la planta extremeña, sus propietarias, Iberdrola (52,7%), Endesa (36%) y Naturgy (11,3%) acordaron en octubre (la propietaria de Almaraz es una comunidad de bienes, que requiere unanimidad de los socios en sus decisiones) solicitar alargar hasta junio de 2030 el permiso de la planta cacereña. Almaraz es la primera que debe cerrar en el calendario pactado en 2019 con la empresa pública Enresa, responsable del desmantelamiento de las centrales y la gestión de los residuos radiactivos.

El plan pactado hace seis años contemplaba un apagón gradual del parque nuclear entre noviembre de 2027 y mayo de 2035, con el cierre del primer reactor de Almaraz como primera parada y la clausura del segundo grupo de la planta extremeña ya en octubre de 2028. Al margen de esta maniobra del PP, el retraso en cadena del calendario de cierre nuclear (que genera el rechazo frontal del socio de Gobierno del PSOE, Sumar) es un escenario que está sobre la mesa si se materializa la prórroga de la planta extremeña.

Retrasar a 2030 el cierre de Almaraz supondría abordar a la vez en un solo ejercicio el cierre de cuatro reactores nucleares: los dos de la planta extremeña y los de Ascó I (octubre de 2030) y Cofrentes (noviembre de 2030). Serían 4 gigavatios (GW) desconectándose en cuestión de meses. En opinión de Pedro Fresco, director general de la patronal valenciana de renovables Avaesen, este escenario “no es gestionable, y por tanto el gobierno que haya en 2030 (o año y medio antes) tendrá la soga al cuello”. 

Según Fresco, de cara a 2030 “las compañías podrán plantear las condiciones que quieran ante su posición de fuerza. Si permites esto de Almaraz, el gobierno pierde el control de la política energética y pasan a dominarla las propietarias de las nucleares”.

Como ha explicado el ex diputado de ICV y ex director del Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE), Joan Herrera, con ese aplazamiento “se consigue para 2030 la tormenta perfecta” y ese año las empresas “pretenderán poner las condiciones para el alargue de la vida de los reactores”, con lo que Herrera ha calificado como “el cuarto rescate nuclear. Así, la política energética podría volver a decidirse ”en un taxi“, como tantas veces en el pasado”.

Por los aires

En un reciente artículo en Agenda Pública, Fresco apuntaba que cerrar casi de golpe esos cuatro reactores en 2030 haría saltar “por los aires cualquier criterio de cierre escalonado y progresivo” y supondría “la detonación de la política energética del país”, porque haría muy difícil instalar los 30.000 megavatios (MW) de renovables que actualmente tienen autorización de construcción y cerca de 5.000 MW proyectos de almacenamiento en baterías que están en tramitación. La explicación es sencilla: no hay hueco para tanto.

En palabras de Fresco, “si mañana el Gobierno de España reabre el melón nuclear seguramente no se construirá prácticamente nada. Deshacer el pacto nuclear destruiría la previsibilidad de nuestra política energética, paralizaría la inversión y dejaría morir miles de proyectos que han estado muchos años en tramitación, tirando a la basura grandes esfuerzos y llevando a la ruina a cientos de empresas”. 

Hay que recordar que el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), cuyos objetivos el Gobierno revisó al alza hace poco más de un año, establece que de aquí a 2030 tendrían que instalarse en España otros 30 GW de fotovoltaica, sumando autoconsumo (ahora hay unos 47 instalados) y otros 37 GW de eólica (ahora hay unos 33). Esto es ya prácticamente inviable con el escenario actual, aun sin prórroga nuclear, con una demanda eléctrica que no despega, lo que reduce drásticamente la rentabilidad de los proyectos renovables. El PNIEC prevé un aumento del consumo de unos 80 TWh entre 2019 y 2030 que no se está materializando ni por asomo.

Una de las claves que explican el giro de las empresas con la nuclear está en el precio del gas. Esta materia prima determina lo que cobran los reactores en el mercado mayorista. Cuando en 2019 se pactó el cierre escalonado del que ahora las eléctricas reniegan, cotizaba por debajo de los 15 euros el megavatio hora (MWh), cuando ahora está en unos 30 euros. 

Y una muestra de cómo ha cambiado la situación es un vistazo a la evolución de las cuentas de la filial nuclear de Iberdrola, que en 2020, meses después de la firma de ese protocolo de intenciones con Enresa, y con los precios del ‘pool’ en mínimos históricos, se anotó unos números rojos récord de 240 millones. Sin embargo, en 2021, con el gas empezando a dispararse, Iberdrola Generación Nuclear puso fin a las pérdidas que venía registrando de forma constante desde su creación en 2012 (casi 1.100 millones).

Y en los últimos cuatro ejercicios se ha anotado un beneficio total de cerca de 1.270 millones, pese a la “asfixiante” presión fiscal que soportan los reactores, según la expresión que utiliza desde hace años el principal lobby del sector, Foro Nuclear, y que ha hecho suya el PP. En el caso de Iberdrola, su filial nuclear ya ha borrado de sobra las pérdidas de la década anterior, cuando la mayor eléctrica española forzó el cierre de la nuclear de Santa María de Garoña (Burgos) en contra de los deseos del Gobierno de Mariano Rajoy.

Las empresas han aprovechado el apagón del 28 de abril para poner sobre la mesa una supuesta capacidad de las nucleares para controlar la tensión eléctrica (clave en ese histórico cero energético) de la que estas plantas carecen, según ha reconocido recientemente la patronal sectorial Aelec. 

El Ministerio para la Transición Ecológica ha dejado la decisión sobre Almaraz en manos de lo que determine el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN). La vicepresidenta Sara Aagesen, que este miércoles convocó a los medios para presentar un nuevo paquete de ayudas a la descarbonización y la competitividad en un acto que discurrirá paralelo al debate de este jueves en el Congreso, asegura que no ha cambiado su posición sobre este asunto porque no se han cruzado “las tres líneas rojas” que marcó en mayo el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez: que la prórroga garantice la seguridad del suministro, que no esté en riesgo la seguridad radiológica y que no suponga un extracoste para el contribuyente.

Pragmatismo

El pasado fin de semana, Pedro Sánchez aseguró en una entrevista en El País que el Gobierno “no tiene una posición en absoluto dogmática, sino pragmática” sobre las nucleares. “¿A qué me refiero? A que si las propietarias de las centrales nucleares garantizan la seguridad de los territorios y de la provisión energética, y no nos piden a los españoles que paguemos más impuestos para ellos hacer caja, pues estamos dispuestos a estudiar cuál es su alternativa, cuál es su propuesta. Pero tienen que cumplir con esas tres exigencias que, a mi juicio, son de puro sentido común”.

El pasado lunes, el candidato socialista a la presidencia de la Junta de Extremadura, Miguel Ángel Gallardo, se mostró “seguro” de que el Ejecutivo central “va a prorrogar” la vida útil de Almaraz y afirmó que había un “compromiso” para ello.

Las empresas han pedido la prórroga tras anunciar la presidenta extremeña, María Guardiola, una rebaja progresiva de la ecotasa que cobra la región a la planta, poco antes de anticipar las elecciones autonómicas del próximo diciembre.

Las eléctricas han pedido esa miniprórroga sin poner “ninguna condición”, en palabras de Aagesen, y tras “renunciar a la rebaja fiscal” que exigían al Gobierno central desde hace meses. Una rebaja definida por el anterior presidente de Enresa, José Luis Navarro, como un “rescate” y un “farol” de Iberdrola, el accionista mayoritario de la planta. Según Navarro, en 2019 la eléctrica “quería cerrar a toda costa a los 40 años de operación comercial (en 2023-2024), porque pensaba que en pocos años la energía nuclear dejaría de ser rentable”. 

“Ahora Iberdrola cree que se equivocó, por el incremento de las expectativas de precios futuros de la electricidad a medio plazo (”It’s the economy, stupid“). Y para justificar su giro de 180º, otro más de una larga lista, ha invertido ingentes recursos en campañas mediáticas para trasladar al imaginario colectivo la supuesta asfixia fiscal y las bondades de lo que antes denostaba, marcándose el farol, por si colaba, de exigir condiciones. Afortunadamente, no se ha pagado el rescate”, según Navarro.

En un artículo en Cinco Días, el extremeño ha avisado de que, aun con la subida, en vigor desde el año pasado, de la denominada Enresa, que financia la gestión de los residuos y el almacenamiento (y que pagan los reactores mientras funcionan), “el importe acumulado que Almaraz habrá dedicado a la gestión de sus residuos y a su desmantelamiento, hasta el final de su vida, será muy inferior al de centrales semejantes de Europa y EE. UU.”

Iberdrola, Endesa y Naturgy han acordado este jueves presentar al Gobierno la solicitud formal para aplazar hasta junio de 2030 el cierre de la central nuclear de Almaraz, cuyos dos reactores está previsto que se desconecten en 2027 y 2028, según el calendario que las empresas y el Gobierno pactaron en 2019. La prórroga haría coincidir el cierre de la planta extremeña con los de Ascó I, en Tarragona (octubre de 2030), y Cofrentes, en Valencia (noviembre de 2030).

La junta de administradores y la asamblea de socios de Centrales Nucleares Almaraz-Trillo, A.I.E. (CNAT), donde son socios las tres grandes eléctricas (Iberdrola tiene un 53%, Endesa un 36% y Naturgy un 11%), ha acordado en sesión extraordinaria este jueves solicitar oficialmente al Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico la modificación de la autorización de explotación de los dos grupos de la Central Nuclear de Almaraz “para extender su operación hasta junio del año 2030”, informaron en un comunicado.

CNAT reiteró su compromiso para seguir operando la planta “de forma segura, fiable y eficiente, manteniendo los altos estándares que la sitúan entre las mejores centrales del mundo”. Las eléctricas consuman así la petición que ya avanzaron hace unos días, renunciando por ahora a la exigencia de reducir la fiscalidad de las plantas, una de las líneas rojas que ha planteado el Gobierno para estudiar la ampliación del calendario de cierre de Almaraz.

Transición Ecológica ha confirmado que ha recibido la petición formal y ahora la trasladará al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), “al objeto de que el regulador pueda valorar la solicitud y emitir su preceptivo informe”.

Este mismo jueves, la ministra Sara Aagesen reiteró, en declaraciones a la prensa, que “el Gobierno no abre ni cierra instalaciones” y que “son las empresas las que en el año 2019 dijeron que querían cerrar”, por lo que serán ellas las que tendrán que presentar la solicitud para ampliar esa vida útil. Aagesen insistió en esas “tres condiciones contundentes” marcadas por el Gobierno, que pasan por garantizar la seguridad de los ciudadanos desde una perspectiva radiológica, que no suponga un mayor coste para los ciudadanos y los contribuyentes y que sea conveniente para garantizar la seguridad de suministro.

En su comunicado, CNAT señaló que Almaraz es una “infraestructura esencial” que suministra más del 7% de la electricidad consumida en España, cifra equivalente a cuatro millones de hogares, “gracias al trabajo y compromiso del equipo humano de unas 4.000 personas que trabajan en y para la central nuclear en su zona de influencia (además de las 1.200 personas adicionales que se incorporan en cada recarga)”.

Asimismo, puso en valor que la instalación es “el principal motor socioeconómico de su entorno y una de las mayores industrias de Extremadura”, generando puestos de trabajo de alta cualificación y larga duración, además de tener un efecto tractor sobre otras industrias.

También destacó que, situada en el nivel 1 de excelencia de la industria nuclear, según la Asociación Mundial de Operadores de Centrales Nucleares (WANO), Almaraz cumple con todos los requisitos de la Revisión Periódica de Seguridad aprobada por el CSN en el año 2020, y vigente hasta el año 2030.

“Además, cuenta con un riguroso sistema de control basado en evaluaciones externas y auditorias. Con una inversión anual de 50 millones de euros para la mejora, actualización y modernización de sus equipos, la Central de Almaraz se encuentra en las mejores condiciones técnicas para seguir operando como ya lo hace la Central de North Anna (Virginia, EE. UU.), gemela de Almaraz”, añadió al respecto.

El detonante que ha finalmente ha inclinado a las empresas a pedir la prórroga (al ser una comunidad de bienes, se requiere unanimidad en las decisiones de los socios) ha sido la rebaja gradual de la ecotasa extremeña que anunció hace unas semanas la presidenta regional, María Guardiola, antes de convocar elecciones anticipadas para el próximo 21 de diciembre.

El pasado mes de junio, Endesa e Iberdrola ya presentaron por carta al Ministerio (y al margen de Naturgy) una propuesta para extender la vida útil de las centrales nucleares. El gabinete dirigido por Sara Aagesen trasladó también por carta a ambas compañías la posición del Gobierno, que pasaba por marcar esas líneas rojas para tramitar una petición formal.

A principios de la pasada semana el tema nuclear dio ese nuevo giro, después de que tras la rebaja fiscal gradual anunciada por Guardiola, Iberdrola, Endesa y Naturgy acordaran trabajar en la gobernanza para presentar “cuanto antes”, al Ministerio la solicitud formal de continuidad para Almaraz, con carácter previo a la entrega de documentación al CSN.

Tanto Iberdrola como Endesa han puesto claramente sobre la mesa la ampliación de la vida útil de las centrales nucleares, siempre que se den las condiciones propicias para ello, defendiendo la ventaja económica para los consumidores, la seguridad de suministro y la garantía estratégica de autonomía del país.

También Naturgy ha respaldado en varias ocasiones una ampliación de la vida útil de Almaraz hasta 2030 para, posteriormente, repensar el futuro de la nuclear en España.

El beneficio conjunto de Iberdrola, Endesa y Naturgy ha alcanzado los 8.686 millones de euros hasta septiembre de este año, lo que supone un aumento del 2,7% frente a los 8.455 millones del mismo periodo de 2024, en un ejercicio en el que, según las presentaciones de resultados que acaban de comunicar las tres compañías, se disponen a superar ampliamente los 10.000 millones de beneficio anual, frente a los cerca de 9.400 millones de ganancias que obtuvieron en todo 2024.

De esos 8.686 millones ganados hasta septiembre, 5.307 millones corresponden a Iberdrola, otros 1.711 millones a Endesa, y 1.668 millones a Naturgy. En el caso de Iberdrola, presentó sus resultados el martes, con un descenso de los beneficios del 3% en los nueve primeros meses de este año, por las menores plusvalías de este ejercicio.

La primera eléctrica española, cuyo presidente, Ignacio Sánchez Galán, confirmó el martes que la solicitud de prórroga de la central nuclear de Almaraz (cuya propiedad Iberdrola comparte con Endesa y Naturgy) se extenderá hasta 2030, ha mejorado sus previsiones para 2025, con un crecimiento de dos dígitos en el beneficio neto ajustado, hasta el entorno de los 6.600 millones, mientras que el resultado neto de Iberdrola superará al cierre del año los 6.200 millones, sin contar con 389 millones ya cobrados por costes pasados de redes en los Estados Unidos.

Por su parte, Endesa ha anunciado este miércoles un beneficio de 1.711 millones hasta septiembre, un 21,9% más, y ha ratificado sus objetivos para el ejercicio 2025, en el que apunta a un beneficio neto ordinario de unos 2.000 millones y un beneficio bruto de explotación (Ebitda) de entre 5.400 y 5.600 millones.

Hasta septiembre, los ingresos de Endesa crecieron un 1,2%, hasta 15.948 millones, y el Ebitda fue de 4.224 millones, un 8,8% más, impulsado, entre otros factores, por la desaparición del impuesto extraordinario al sector del 1,2% que se puso en marcha en la crisis energética tras la invasión de Ucrania.

El resultado neto ordinario de Endesa alcanzó hasta septiembre los 1.735 millones, un 26,1% más. Las inversiones brutas fueron de 1.358 millones, un 0,9% más, y la deuda neta creció un 11% respecto al cierre de 2024, hasta 10.300 millones, como consecuencia del pago de unos 1.500 millones en dividendos y la ejecución del segundo tramo del plan de recompra de acciones -unos 450 millones-. La ratio de apalancamiento de la filial de la italiana Enel se mantiene en 1,8 veces a finales del periodo.

En una conferencia con analistas, el consejero delegado de Endesa, José Bogas, cifró en 17 euros de promedio los costes asociados a la operación reforzada que está aplicando Red Eléctrica (REE) tras el histórico apagón del pasado 28 de abril, por el que ninguna empresa ha dotado provisiones (tampoco Redeia, matriz de REE, que también este miércoles ha anunciado un beneficio de 390 millones hasta septiembre, un 4,6% menos).

Una operación reforzada cuyo impacto Iberdrola ha cifrado en 180 millones y que Endesa calcula en unos 150 millones en el conjunto de 2025, y que según Bogas “no está claro” cuánto tiempo seguirá vigente. Las empresas ya están trasladando ese coste de forma paulatina a los clientes en mercado liberalizado, a medida que vencen sus contratos, aunque no de forma inmediata. 

Bogas aseguró a los analistas que la nueva propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) para retribuir la red de distribución entre 2026 y 2031 contiene algunas mejoras pero “desincentiva” la inversión y no facilita la consecución de los objetivos de la política energética del país. Y puso como ejemplo la retribución que acaba de proponer el regulador portugués, ERSE, que cifró en una rentabilidad del 7,2%, frente al 6,46% que ha propuesto el regulador español.

Endesa pide “un marco retributivo justo y razonable acorde al desafío” que se afronta y reclama que la la tasa de retribución del sector resuelva “con urgencia las asimetrías con otros países europeos y con otros sectores regulados en España”.

Bogas ha asegurado que este año Endesa ha tenido que rechazar un “significativo” número de peticiones de acceso a la red por la saturación de los nudos. A la pregunta de si es “realista” pensar que se vayan a instalar las decenas de miles de MW de proyectos de centros de datos que hay solicitados, el director Financiero de Endesa, Marco Patuano, ha dicho que parte de esa demanda es de “muchos pequeños empresarios”, sin capacidad para ponerlos en marcha, pero que piden cantidades de capacidad “pequeñas”, y los proyectos “relevantes” son de grandes nombres del sector.

Más de 2.000 millones

Por su parte, Naturgy ha anunciado también este miércoles que ganó 1.668 millones en los nueve primeros meses del año, un 5,6% más, y ha confirmado su objetivo de superar la cifra récord de 2.000 millones de ganancias en 2025 y alcanzar un Ebitda superior a los 5.300 millones.

El Ebitda del grupo, primera gasista y tercera eléctrica de España, alcanzó hasta septiembre los 4.214 millones, un 1,8% menos, en un periodo marcado por unos precios del gas y la electricidad más altos, en un contexto de tensiones geopolíticas e incertidumbre macroeconómica. Estos factores contribuyeron a un desacoplamiento entre los índices de precios del gas y del petróleo, con precios del petróleo inferiores a los de 2024. El grupo disparó el Ebitda de su negocio de generación térmica en España un 83,1%, hasta 304 millones, gracias a “una mayor demanda y producción en los mercados de servicios de ajuste”, que corresponde a esa operación reforzada de Red Eléctrica.

Así, la energética destacó que este “sólido desempeño refleja la diversificación y resiliencia de la compañía, con una combinación equilibrada de riesgos, actividades y geografías”.

Durante los nueve primeros meses del año, el grupo presidido por Francisco Reynés invirtió 1.389 millones, principalmente en redes de distribución y desarrollos renovables selectivos.

Naturgy cerró septiembre con 3,87 clientes de luz en España, un 0,6% más, frente a los 11,6 millones de Iberdrola (un 0,9% más) y los 9,71 millones de Endesa, que ha perdido casi medio millón de clientes desde enero (un 4,9% menos).

La deuda neta de Naturgy a septiembre alcanzó 12.913 millones, un 5,8% más que al cierre del año anterior. El consejo de administración de la compañía ha aprobado el pago de un segundo dividendo de 0,6 euros por acción el próximo 5 de noviembre que, junto al abonado el pasado mes de julio, totaliza 1,2 euros por acción hasta el momento. El plan estratégico de Naturgy contempla una remuneración mínima de 1,7 euros para sus accionistas, sujeta al mantenimiento del rating 'BBB'.

El presidente de Iberdrola, Ignacio Sánchez Galán, ha confirmado este martes que las propietarias de la central nuclear de Almaraz (Cáceres) pedirán la prórroga de la planta hasta 2030 y ha dejado en manos del Gobierno el futuro de sus dos reactores, que “podrían funcionar hasta 2030 sin tener que pedir ningún tipo de licencia nacional”. 

“Los tres propietarios [Iberdrola, Endesa y Naturgy] hemos pedido al Gobierno la continuidad”, ha dicho Galán a los analistas en la presentación de los resultados de la eléctrica hasta septiembre, preguntado por el futuro de la planta extremeña, cuyo cierre entre 2027 y 2028 pactaron las eléctricas en 2019. Previsiblemente, las tres compañías formalizarán su solicitud al Ministerio para la Transición Ecológica el próximo jueves.

Galán, que ha subrayado que las nucleares “son seguras y son necesarias” y “se necesitan mucho más que antes para poder evitar posibles apagones o posibles problemas”, ha asegurado que la causa del histórico apagón peninsular del pasado 28 de abril “fue claramente la falta de energía síncrona”. 

La prueba, a su juicio, es que Red Eléctrica “ha modificado la operación y está trabajando más con energía síncrona”, con la llamada operación reforzada, más dependiente del gas y con un coste para Iberdrola que la compañía cifra en 180 millones. Estos costes “por supuesto” se están trasladando de forma paulatina a los clientes en sus contratos a medida que renuevan. Iberdrola confía en que el 70% se haya repercutido a los clientes en 2026 y que en 2028 se alcance el 90%.

La eléctrica ha anunciado este martes unos beneficios de 5.307 millones hasta septiembre, un 3% menos, por las menores plusvalías de este ejercicio. La eléctrica ha mejorado sus previsiones para 2025, con un crecimiento de dos dígitos en el beneficio neto ajustado, hasta el entorno de los 6.600 millones, mientras que el resultado neto superará los 6.200 millones, sin contar con 389 millones ya cobrados por costes pasados de redes en los Estados Unidos.

El grupo ha anunciado un dividendo a cuenta récord de 0,25 euros por acción, un 8,2% más que en 2024, al que se sumará el complementario, que deberá ser aprobado en la próxima junta general de accionistas y será abonado en el tercer trimestre de 2026.

Hasta septiembre, el beneficio neto ajustado de Iberdrola creció un 16,6%, hasta 5.116,1 millones, si se excluyen las plusvalías por la venta de activos de generación térmica en el primer trimestre de 2024 y la contribución de la venta de contadores inteligentes en Reino Unido en el tercer trimestre de este año (381 millones de plusvalías), y ajustando el impacto del 'capital allowance' en Reino Unido.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) alcanzó 12.438,2 millones, un 4,4% más. El resultado operativo de Redes creció un 26% por mejores resultados en el Reino Unido y los Estados Unidos. El de Producción Renovable y Clientes cayó un 11% excluyendo plusvalías, debido a la menor contribución de México tras las desinversiones y el aumento de costes de servicios complementarios en la Península Ibérica, con esos costes que Iberdrola cifra en 180 millones y que “estamos incorporando en las tarifas”, ha dicho Galán a los analistas.

El Ebitda ajustado de los primeros nueve meses fue de 12.057 millones, un 4,4% más, impulsado por el negocio de Redes.

Inversiones récord

El grupo realizó unas inversiones récord de casi 9.000 millones entre enero y septiembre, un 4% más, de las que más del 60% tuvieron por destino Reino Unido y Estados Unidos. El 55% fue al negocio de Redes. Las inversiones en el negocio Renovable fueron de 3.442,4 millones, de las que más del 60% fue a Reino Unido y Estados Unidos. Las inversiones en Reino Unido crecieron un 45% gracias a los activos eólicos marinos en construcción.

El presidente de Iberdrola, Ignacio Sánchez Galán, destacó que, gracias a las mayores inversiones en el Reino Unido y los Estados Unidos, las Redes aumentan su resultado operativo y su generación caja, lo que permite al grupo “mejorar la previsión de fin de año a 6.600 millones de euros, con un incremento de dos dígitos, y repartir un dividendo a cuenta de 0,25 euros, mientras seguimos aumentando nuestra solidez financiera”.

Los responsables de la eléctrica han explicado a los analistas que la deuda neta del grupo se situará al cierre de 2025 en 51.000 millones de euros para finales del año, “por debajo del cierre de 2024”, y excluyendo el cobro “potencial” de la desinversión de activos en México, aún pendiente del visto bueno de las autoridades del país.

Iberdrola, Endesa y Naturgy han acordado este martes que van a presentar “cuanto antes” al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico la solicitud formal de continuidad para la central nuclear de Almaraz (Cácerez), antes de entregar la documentación correspondiente al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN). Fuentes conocedoras de la reunión que han mantenido las empresas explican que han renunciado por ahora a exigir al Gobierno la rebaja de impuestos al sector, como venían reclamando en los últimos meses.

Iberdrola, máximo accionista de la planta extremeña (53%), ha reafirmado “su compromiso con la extensión de vida de la central de Almaraz, al igual que han venido haciendo públicamente Endesa y Naturgy” tras la reunión, este martes, de la junta de administradores de Centrales Nucleares de Almaraz y Trillo (CNAT), en la que también participan Endesa (36%) y Naturgy (11%). 

La eléctrica vasca, que es la que lidera las reuniones y las propuestas relativas a la planta extremeña, ha explicado que en la reunión se han analizado las operaciones de la central nuclear de Almaraz, donde se trabaja en el escenario de continuidad, manteniendo la instalación “en perfectas condiciones técnicas”, como ha reconocido recientemente la Asociación Mundial de Operadores Nucleares (WANO, por sus siglas en inglés), al otorgar el nivel de “excelencia” a la planta. 

Ahora cada una de las empresas que forman parte de CNAT tienen que aprobar la petición de prórroga, que en principio alcanzaría hasta 2030. En el sector no descartan que pueda volver a ponerse sobre la mesa el asunto de los impuestos en los próximos días. Esa prórroga no implicaría grandes inversiones adicionales como cuando se afronta una renovación de explotación por un periodo de diez años. Y no está condicionada al futuro de otras instalaciones nucleares.

Tanto Iberdrola como Endesa han puesto claramente sobre la mesa en los últimos meses la ampliación de la vida útil de las centrales nucleares, siempre que se den las condiciones propicias para ello, defendiendo la ventaja económica para los consumidores, la seguridad de suministro y la garantía estratégica de autonomía del país.

También Naturgy ha respaldado en varias ocasiones una ampliación de la vida útil de Almaraz hasta 2030 para, posteriormente, repensar el futuro de la nuclear en España. Este lunes, el presidente de esta compañía, Francisco Reynés, instó a “volver a hacer los números”, ya que “las cosas que han pasado por medio nos pueden hacer cambiar de opinión” sobre el cierre de las nucleares que las empresas y la empresa pública Enresa pactaron en 2019.

La fiscalidad ha sido uno de los grandes asuntos que las compañías propietarias han pedido poner sobre la mesa en los últimos meses a la hora de abordar esta extensión. La Junta de Extremadura, gobernada por el PP, propuso recientemente rebajar la ecotasa autonómica de manera gradual para asegurar la continuidad de la central.

La propiedad de Almaraz debe facilitar al CSN antes de finales de este mes la información necesaria para iniciar los trabajos de estudio del desmantelamiento del primero de los reactores.

Ese calendario que pactaron las eléctricas y el Gobierno estipula que tras el cierre del primer grupo de Almaraz, en noviembre de 2027, en octubre de 2028 llegaría el cese de explotación del grupo II de la planta extremeña. Los siguientes ceses de explotación serían los de Ascó I, en Tarragona (octubre de 2030), Cofrentes, en Valencia (noviembre de 2030); Ascó II (septiembre de 2032), Vandellós II (febrero de 2035) y Trillo (mayo de 2035)

La propietaria de la central lleva meses advirtiendo de que el cese de la explotación supondría “la pérdida de cerca de 4.000 puestos de trabajo directos e indirectos, además del enorme impacto que arrastrará al Campo Arañuelo en materia económica y de despoblación”.

En junio, Endesa e Iberdrola presentaron por carta al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico una propuesta para extender la vida útil de las centrales. El departamento de Sara Aagesen reiteró entonces que las líneas rojas para tramitar una petición formal son que haya seguridad para el público, que se garantice la seguridad de suministro y que no suponga un mayor coste para los ciudadanos.

La carta de junio que proponía una prolongación de la vida útil de varias centrales nucleares de Endesa e Iberdrola no la suscribían Naturgy ni la portuguesa EDP, las otras dos compañías firmantes del protocolo de cierre que alcanzaron en 2019 las propietarias con Enresa y que fija un calendario para clausurar el parque nuclear entre 2027 y 2035.

En varias centrales, entre ellas Almaraz, que según el calendario sería la primera en echar el cierre a su primer reactor en 2027 y el segundo en 2028, hay una comunidad de bienes que obliga a la unanimidad de los partícipes, con independencia de su porcentaje de participación.

Iberdrola emprenderá acciones legales contra la presidenta de Redeia -matriz de Red Eléctrica de España (REE)-, Beatriz Corredor, por atacar la reputación de la eléctrica en sus acusaciones sobre el apagón del pasado 28 de abril, según ha adelantado este lunes el diario 'El Mundo'.

La energética presidida por Ignacio Sánchez Galán ha iniciado ya el trámite legal previo a la presentación de una denuncia contra Corredor, después de que la exministra socialista acusase en el Senado a la compañía de gestionar mal una de sus fotovoltaicas, la de 'Núñez de Balboa' en Badajoz, convirtiéndola en el epicentro del apagón.

Fuentes jurídicas indicaron a Europa Press que Iberdrola considera que las declaraciones de Corredor representan un ataque a la reputación de la compañía. Así, pedirán a Corredor que se retracte de sus manifestaciones públicas.

El pasado 11 de septiembre, en su comparecencia en la Comisión de investigación sobre el apagón abierta por el Senado, Corredor volvió a señalar a las empresas eléctricas como las culpables del cero eléctrico por su “mala gestión”, y apuntó que una de ellas reconoció que en 2024 estuvo haciendo un “experimento” en la gestión de una planta fotovoltaica de Badajoz-, justo donde estima que se desencadenó el cero energético.

Corredor afirmó en el Senado que Red Eléctrica sabía que todo el proceso del apagón se inició a las 12.03 horas en una planta fotovoltaica de una empresa privada de Badajoz porque hay “constancia física”.

“Podemos demostrar que la oscilación extraordinaria que empezó a las 12.03, de 0,6 Hz, provino de la mala gestión y de mal control de una planta fotovoltaica de alta intensidad instalada en la provincia de Badajoz, que se comportó de forma indebida y que provocó que el sistema se sintiera mucho más vulnerable como consecuencia de esa doble oscilación”, subrayó.

La presidenta de Redeia apostilló que esa misma planta había tenido un fallo semejante “acreditado y documentado” el año anterior y que los propios responsables de esa planta dijeron que habían estado haciendo un “experimento” en cuanto a la forma de gestionar esa planta.

El pasado 20 de junio, elDiario.es avanzó que la planta que, según el informe del Gobierno sobre el apagón, tuvo “un comportamiento oscilatorio anómalo en el output de potencia activa y reactiva” a las 12.03 del pasado 28 de abril, media hora antes del apagón, fue la Núñez de Balboa. El informe “factual” de los expertos europeos sobre el apagón publicado hace unos días hace también especial hincapié en esa oscilación, aunque sin citar a la Núñez de Balboa (ni a ninguna otra instalación).

El informe final de la red europea ENTSO-E incluirá un “análisis detallado” de las “causas raíz”, del “control de tensión” realizado en la red durante ese día por los generadores, “el comportamiento de diferentes actores durante el incidente” y algunos comentarios “adicionales”. Entre ellos, sobre las causas de esa “oscilación local” que fue un fenómeno “inusual”, como señaló el experto austriaco que ha coliderado el panel, Klaus Kaschnitz.

El pasado mes de mayo, Iberdrola presentó también ante el Tribunal Supremo una acción por la que solicitaba una explicación normativa sobre la creación por el Gobierno del Comité para el análisis de las circunstancias que concurrieron en la crisis de electricidad del 28 de abril, que llevó al cero eléctrico a la Península Ibérica, con el objetivo de conocer su garantía jurídica.

El informe que publicó el Gobierno sobre el apagón ya apuntó a “un comportamiento oscilatorio anómalo en el output de potencia activa y reactiva” de esta central de Iberdrola. “En pocos segundos, la generación de la planta oscila con una amplitud pico-pico de en torno al 70% de la producción que tenía inmediatamente antes de la oscilación. Este comportamiento contrasta con el de otras plantas de la misma tecnología conectadas en el mismo nudo o nudos cercanos”, decía ese dictamen, que afirmaba que esa oscilación es “más propia de las tecnologías síncronas”, como la nuclear o el gas, que “modifican su factor de potencia para mantener la tensión constante”, que de una planta fotovoltaica, “que está sujeta a un factor de potencia fijo” y en la que “el valor de potencia de salida, especialmente la activa, debería ser constante”.

Según el dictamen del comité, “durante esta perturbación se producen fuertes oscilaciones de tensión, no únicamente de frecuencia y potencia, principalmente en la zona sur y oeste de la península ibérica. A diferencia de las variabilidades de tensión anteriores detectadas esa misma mañana o en días anteriores, en este caso se trata de oscilaciones repetitivas de subida y bajada de tensión en el espacio de segundos, que siguen un patrón concreto coincidente con la oscilación en la frecuencia, a modo de vaivén”.

“Durante este periodo se reportan algunas llamadas por parte de agentes al Operador del Sistema a propósito de las oscilaciones” y “se detecta una caída brusca del amortiguamiento del sistema”, que “se hace más vulnerable”. La misma oscilación se reproduce a las 12.16 horas. Un minuto antes, la planta Núñez de Balboa ha “cambiado su producción” de los citados 250 MW a 350 MW.

Según el informe que publicó justo después REE, “no se observan fluctuaciones de la potencia activa de la planta”, pero sí “en la potencia reactiva”, la que necesitan para operar las redes eléctricas. REE apuntó a un mal funcionamiento de Núñez de Balboa como explicación a ese comportamiento anómalo: “Se han analizado las condiciones de la red en el punto de conexión, potencia de cortocircuito y nivel de tensión, y ambas eran correctas, por lo que es probable que la oscilación fuese causada por un mal funcionamiento de un control interno o por una anomalía interna de la planta, que deberá aclarar el propietario de la misma”.

“Se ha revisado la otra planta que evacúa a la red de transporte a través de la misma instalación de enlace así como otras que evacúan en subestaciones próximas, y la única que oscilaba era la indicada”, decía ese informe, que pidió una “investigación de la causa de la aparición de la oscilación forzada originada en la planta fotovoltaica de la provincia de Badajoz e implementar las acciones correctivas para evitar su repetición”.

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico planea reclamar a Iberdrola el lucro cesante de la concesión de la central hidroeléctrica de Villalcampo (Zamora), la mayor caducada en los últimos años en España, que expiró hace un año y la multinacional sigue explotando tras torpedear en los tribunales su reversión al Estado. La eléctrica se aferra a un decreto aprobado en 1926 por la dictadura de Miguel Primo de Rivera para intentar que dure 99 años, hasta 2048, y no 75, como defiende el ministerio.

El Gobierno planteó reclamar “los beneficios económicos tras la resolución de extinción concesional” de la presa, con 217 megavatios (MW) de potencia, el año pasado, cuando la concesión estaba cerca de expirar, según la documentación del expediente de extinción a la que ha tenido acceso elDiario.es tras una solicitud al amparo de la Ley de Transparencia.

La propuesta de resolución de la extinción del derecho de aprovechamiento que técnicos del ministerio elevaron el 29 de julio de 2024 dice que “la administración hidráulica podrá valorar cualquier beneficio económico de una posible explotación por parte de la concesionaria desde el día siguiente a la fecha de finalización del plazo concesional hasta la fecha de reversión efectiva al Estado de los bienes y elementos de la central”.

Esa reversión se hará “gratis, libre de cargas y gravámenes y en estado de explotación, reservándose la Administración cualquier acción que proceda, así como, aquellas medidas tendentes a garantizar que el titular concesional entregue los bienes objeto de reversión en perfectas condiciones”.

El documento se apoya en dos dictámenes del Consejo de Estado de 2017 y 2015 e insiste en que, extinguida la concesión, la Administración “podrá reclamar el beneficio económico de una posible explotación por parte de la concesionaria desde el día siguiente a la fecha de finalización del plazo concesional, dícese, el 11 de octubre de 2024, hasta la fecha de reversión efectiva”.

Se desconoce cuál sería esa ganancia dejada de obtener por la Administración (lo que se conoce como lucro cesante) desde que caducó la concesión de esta central, a la que un informe de Red Eléctrica de 1997 señalaba entre las diez hidroeléctricas con mayor producción en ese ejercicio, con 741 GWh, el 2,2% del total de esa fuente.

La propuesta de resolución del ministerio indica que, pese a que “el porcentaje de horas de funcionamiento no llega al 100%”, la producción del complejo de Villalcampo “es elevada” y “relevante”, de unos 537 gigavatios hora (GWh) anuales. Y “las infraestructuras a revertir se encuentran libres de cargas y gravámenes por lo que no deberían suponer coste de amortización alguno”, dice el documento.

Teniendo en cuenta el precio medio del mercado mayorista de la electricidad del año pasado en España (63 euros/MWh), esa producción equivaldría a unos ingresos anuales de unos 38 millones de euros. Esta puede considerarse una estimación conservadora, ya que la hidroeléctrica suele producir cuando los precios son más elevados y este año se han alcanzado puntas de 240 euros/MWh, según datos del Operador del Mercado Ibérico de Electricidad (Omie).

Esos 537 GWh son una estimación que la Confederación Hidrográfica del Duero (CHD) realizó al analizar el funcionamiento de la central entre 2017 y mayo de 2021, con datos horarios de Red Eléctrica. Concluyó que el grupo de Villalcampo II (110 MW de potencia) operó con un porcentaje de funcionamiento de “entre el 20% y el 55% con casi 5.000 horas de funcionamiento en el periodo”, y una producción media de 222,7 GWh/año. Mientras, los grupos 1, 2 y 3 de Villalcampo I, con 96 MW, aportaron 314,3 GWh y “operaron con un porcentaje de horas de funcionamiento inferior al 25% todos los años completos con un total de horas inferior a 1.800 horas/año”.

El procedimiento de extinción de la concesión que Transición Ecológica inició en octubre de 2021 caducó en enero de este año, como reveló La Opinión de Zamora. En junio, el ministerio sacó a consulta en el BOE el procedimiento. No es seguro que esta sea la vencida porque Iberdrola ha llevado el asunto a los tribunales. El anuncio de Transición Ecológica insiste en que la concesión del aprovechamiento “ha concluido el 10 de octubre de 2024”, tras los citados 75 años.

En mayo, tras la petición de información de este medio, y al ser parte interesada, la eléctrica pidió al ministerio denegar “acceso a la totalidad de los expedientes” o, “cuando menos”, a decenas de documentos y “en todo caso”, a esta propuesta de resolución, que señala que las reclamaciones a Iberdrola “se limitarían únicamente al beneficio obtenido de una posible explotación más allá de la fecha de extinción del título de derecho hasta la fecha de reversión de los bienes al Estado, dado que la concesionaria está pendiente de ejecutar una serie de actuaciones” que “permitan revertir en condiciones de explotación”.

Esas actuaciones se identificaron en una visita de técnicos del ministerio a Villalcampo en noviembre de 2023. No encontraron “restricciones operativas significativas” en los equipos de la presa, pero sí una serie de “reparaciones” pendientes (tratamiento anticorrosión de los elementos metálicos, instalación de alumbrado de emergencia en galerías, reacondicionamiento de la instalación eléctrica, reparación de válvulas…) que la concesionaria debía realizar “con antelación a la reversión del aprovechamiento hidroeléctrico, todo ello con independencia de que, del resultado definitivo del cumplimiento de la normativa de seguridad de presas, que actualmente se encuentra en evaluación, se desprenda la necesidad de otras reparaciones”.

Reclamación de la Junta

La cuestión de los beneficios de la concesión salió a colación en el proceso de alegaciones al procedimiento de extinción iniciado en octubre de 2021. En abril de 2022, la Junta de Castilla y León expuso al ministerio la necesidad de seguir explotando Villalcampo I y II, ya que “forman parte de los aprovechamientos estratégicos de la red eléctrica nacional” y dada “la actual situación energética mundial”, muy complicada tras la invasión rusa de Ucrania dos meses antes. El Gobierno del popular Alfonso Fernández Mañueco pidió participar en los beneficios de la futura concesión.

“En todo caso, este nuevo aprovechamiento hidroeléctrico y posterior concesión deberá asegurar, asimismo, una adecuada reversión de beneficios en la Comunidad Autónoma y en los municipios afectados por las infraestructuras y embalsamiento de aguas a fin de compensar las servidumbres y riesgos derivados de estas infraestructuras hidroeléctricas, y su afección al medio natural, con repercusiones directas sobre la actividad socioeconómica de la zona”, dice el informe de la delegación territorial en Zamora de la Junta.

Varios alegantes, como la asociación de Entidades Locales Afectadas por Centrales y Embalses de Producción Hidroeléctrica de Zamora, fueron mucho más allá. “Afirman que la actual concesión de la central hidroeléctrica de 1926 no puede ser prorrogada, y que por ello deben incoarse los trámites para realizar una nueva adjudicación mediante el oportuno concurso público y/o subasta pública”. Y pidieron que los pliegos obligaran a la adjudicataria a tener sede en Zamora o que “abone a los municipios en los que esté construido el embalse y la central hidroeléctrica un canon anual o renta de 5000 euros por MW instalado año”, revisable anualmente con el IPC.

También reclamaron una exención del impuesto eléctrico a las personas físicas y jurídicas de los municipios afectados por la presa, “aguas arriba del embalse y aguas abajo”, como Moral de Sayago, Pereruela o Villaseco. O incluir dos condiciones ya contempladas en la concesión de 1926: “La obligación de la adjudicataria de contratar a personas de la provincia de Zamora con preferencia a otras zonas, y que se prohíba la exportación a terceros países”, salvo “autorización previa del Consejo de Ministros”.

“Consideran que también debería incluirse la condición de que salvo por cuestiones técnicas, no pueda bajarse el nivel del embalse por debajo de 50% en ninguna época del año”.

Recurso judicial

El procedimiento de extinción caducó tras interponer Iberdrola recurso contencioso-administrativo ante el Tribunal Superior de Justicia (TSJ) de Euskadi contra la decisión del ministerio de mantener esos 75 años, y no en 99, como pretende la eléctrica amparándose en ese decreto dictado hace casi un siglo.

La multinacional no comenta los planes del Gobierno de pedir ese lucro cesante. Destaca que “aunque el día 10 de octubre de 2024 concluyó el plazo concesional de 75 años de la presa y centrales de Villalcampo, Iberdrola continúa desempeñando sus labores de explotación conforme a la concesión otorgada a la espera de que la Administración instruya el correspondiente expediente de extinción”.

La compañía “está esperando” la resolución del TSJ vasco sobre la continuidad de la concesión y “estima que se han cumplido las inversiones que permiten ampliar el plazo, conforme al título concesional”. Destaca que “ha llevado a cabo un trabajo excepcional en la explotación de estas infraestructuras y también en el control de las avenidas por el Duero; en 1977 se amplió la central con la puesta en servicio de Villalcampo II, mejorando las capacidades de gestión de avenidas por el río. Asimismo, Iberdrola mantiene once empleados de la comarca y de la provincia de Zamora en el centro de trabajo para realizar las operaciones de esta infraestructura hidroeléctrica”. 

“Iberdrola quiere seguir manteniendo el pulso y el contacto con la provincia zamorana y con todas las partes implicadas y para ello apuesta por retener y atraer el talento joven”. Destaca que las instalaciones que han albergado durante décadas el Laboratorio de Hidráulica de Iberdrola, “referencia mundial en el campo de la ingeniería junto a la presa de Ricobayo”, se han transformado en un centro de innovación y formación “por el que pasarán anualmente al menos 800 futuros profesionales de todos los rincones de España”.

“Iberdrola va a seguir realizando un importante esfuerzo inversor en esta tierra, para continuar ofreciendo, a sus casi 130.000 clientes zamoranos una calidad de servicio cada vez mejor. Para ello, tiene previsto invertir en la provincia 36 millones de euros en redes eléctricas durante los próximos cuatro años, otros 40 millones se destinarán a la ampliación de parques eólicos, 4,7 millones a infraestructuras hidroeléctricas durante los dos últimos años y una aportación fiscal recurrente de más de 13 millones de euros anuales de impuestos provinciales”.

La empresa subraya que mantiene 17 instalaciones en la provincia zamorana con una potencia instalada de 976 MW, cuatro infraestructuras eólicas y 13 centrales hidroeléctricas, “una energía limpia y flexible que crea empleo y apuesta por la formación de profesionales en un sector en auge que ofrece trabajo a los jóvenes”. “Además, de la mano de la Fundación Rei Afonso Henriques forman a jóvenes de centros escolares zamoranos sobre los riesgos del cambio climático”.  

Los expertos europeos de la asociación de transportistas de electricidad ENTSO-E que, conforme a la normativa comunitaria, han presentado este viernes su “informe factual” sobre el histórico apagón del pasado 28 de abril, no han señalado por ahora responsables del incidente y han presentado una secuencia de hechos similar a la del informe que elaboró en su momento el Gobierno español, y que apuntó que fue un evento “multifactorial”.

El informe de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad, de la que forma parte Red Eléctrica (REE), a la que las eléctricas culpan del apagón, se da un plazo de unos “cuatro meses” desde la publicación de este “informe factual” para publicar un “informe final” en el primer trimestre de 2026. Porque todavía falta información.

El informe apunta que, 158 días después del gravísimo incidente que dejó a oscuras toda la Península Ibérica, “todavía faltan algunos datos, particularmente relacionados con algunas de las pérdidas de generación que ocurrieron antes el apagón”.

“Aunque Red Eléctrica (el TSO español) obtuvo el consentimiento de 33 empresas de generación y DSO (en referencia a las empresas distribuidoras, fundamentalmente Iberdrola, Endesa y Naturgy) para compartir datos relevantes, otras ocho no dieron su consentimiento”.

Durante la presentación del informe, los responsables de ENTSO-E han indicado que han encontrado “significativas dificultades” para obtener la información de varias compañías generadoras en España, en expresión de Kaschnitz. Hay que recordar que en junio el Gobierno mandó cartas al sector expresando su “preocupación” por la “ralentización” en el envío de los datos para la elaboración del informe que entonces estaba elaborando una comisión interministerial.

Ese informe final de ENTSO-E incluirá un “análisis detallado” de las “causas raíz”, del “control de tensión” realizado en la red durante ese día por los generadores, “el comportamiento de diferentes actores durante el incidente” y algunos comentarios “adicionales”. 

Entre ellos, sobre las causas de la “oscilación local” que, como reveló elDiario.es, está en el origen del apagón y provocó la megaplanta fotovoltaica Núñez de Balboa, de Iberdrola, a las 12.03 de esa mañana (a la que el informe no cita). Esa oscilación fue un fenómeno “inusual”, como ha señalado el experto austriaco que ha coliderado el panel, Klaus Kaschnitz.

Los expertos van a seguir analizando esa oscilación “para aclarar si algún mal funcionamiento local podría generar un fenómeno oscilatorio forzado”, aunque “por el momento, ningún generador ha reportado fallas significativas en la regulación de la potencia reactiva, por lo que se realizarán investigaciones adicionales en la próxima fase de análisis para confirmar la hipótesis de la oscilación forzada”.

El informe apunta que el apagón, un evento único en el mundo, se debió a una “cascada de sobretensión” iniciada en el sur de España que en minutos se expandió por toda la península. “El problema aquí no es que hubiera renovables sino que necesitamos generación que tenga control de tensión. La buena noticia es que se puede hacer del mismo modo que en la generación clásica”, explicó el presidente de Entso-E, Damián Cortinas, preguntado por la responsabilidad de las fuentes de generación verde.

El informe de ENTSO-E explica que la mañana del 28 de abril de 2025 se caracterizó por “una creciente generación de renovables”, lo que provocó “una disminución de los precios en el mercado diario y un aumento de las exportaciones de España” hasta un total de cinco gigavatios. Desde las 9:00 de la mañana, la variabilidad de la tensión en España comenzó a aumentar hasta poco después de las 10:30 , “cuando la tensión en una parte de la red de transmisión de 400 kV se acercó brevemente, pero sin superar, los 435 kV”, dentro de los valores admitidos.

El experto austriaco que ha coordinado el informe ha explicado que el 28 de abril era un “típico día de primavera”, con alta penetración de fotovoltaica, y a partir de las 10.30 horas empezaron variaciones “significativas” de la tensión en España pero dentro de los valores admitidos. También que la víspera del apagón, una unidad de generación que debía prestar control de tensión se declara indisponible y REE decide sustituirla por otra pero finalmente opta por no utilizarla.

El informe confirma que no hubo “oscilaciones significativas” en la red hasta las 12:03, cuando empieza esa primera oscilación que los informes del Gobierno y REE atribuyeron (sin citarla expresamente) a la megaplanta Núñez de Balboa.

Se trata de una primera oscilación que tuvo “carácter local” precedida de una segunda más amplia, de tipo interárea, correspondiente a la zona Este-Centro-Oeste del sistema eléctrico europeo. Las medidas adoptadas por los operadores del sistema de España, Portugal y Francia (incluyendo un descenso del flujo de energía entre España y Francia) mitigaron esas oscilaciones, pero llevaron a un aumento de la tensión en el sistema ibérico, aunque todavía “dentro de los valores operacionales”. 

Posteriormente, y una vez empezaron a desconectarse instalaciones, “dado que algunas unidades de generación consumían potencia reactiva”, lo contrario de lo que supuestamente debían hacer, “con el efecto de reducir la tensión, las desconexiones de estas unidades sin una compensación adecuada de la pérdida de potencia reactiva por otros recursos del sistema con capacidad para inyectar/absorber potencia reactiva supusieron un aumento de las tensiones en el sistema, no solo en España, sino también en Portugal”.

A partir de las 12.32, en un lapso de 57 segundos, se desconectan 208 MW eólicos y solares en el norte y sur de España, que corresponden a la red de distribución. y se observa un aumento de la carga neta de las redes de distribución de unos 317 MW, que “podría” deberse a la desconexión de pequeñas instalaciones de autoconsumo, aunque “se desconocen” las razones. La tensión empieza a aumentar “realmente rápido”, ha explicado el experto austriaco. 

A partir de las 12.32.57 horas llegan grandes desconexiones de potencia en Granada, Badajoz, Sevilla, Huelva y Cáceres. Se pierden “al menos” 2 gigavatios, milisegundos después del disparo de las protecciones de un transformador en Granada que conecta varias instalaciones de generación allí y estaba inyectando en ese momento 355 MW. 

Motivos que “se desconocen”

A continuación se pierden otros 725 MW de fotovoltaica y termosolar en Badajoz; y desconexiones de eólica y solar en Segovia, Huelva, Badajoz, Sevilla y Cáceres por otros 1.200 MW. “Algunas de estas desconexiones se produjeron debido a la protección contra sobretensión”, pero los motivos en “la mayoría de ellas se desconocen”, dice el documento.

Entre las 12:33:18 y las 12:33:21, el voltaje de la zona sur de España aumentó bruscamente y, en consecuencia, también en Portugal. La sobretensión provocó una cascada de pérdidas de generación que causó una disminución de la frecuencia del sistema eléctrico español y portugués. A las 12:33:19, los sistemas eléctricos de España y Portugal comenzaron a perder sincronismo con el resto del sistema europeo, saltan las interconexiones con Marruecos y Francia y se produce el cero absoluto.

A este informe se sumará el que está elaborando el regulador español, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que también ha participado en este panel de expertos.

Como ha explicado el presidente de ENTSO-E, este “informe factual” no pretende cargar “ninguna responsabilidad” sobre ningún agente del sector, sino trazar una “secuencia” de los hechos.

Preguntado por el papel de las energías renovables en el apagón, Cortinas ha señalado que “la cuestión no es si hay renovables o no”, sino cómo se realizó ese día el control de tensión en la red, que ha citado como uno de los asuntos clave que explicaría el histórico apagón. Según el informe que elaboró REE, hubo “incumplimientos” de las generadoras en ese control de tensión. Pero el Gobierno también apuntó a una “insuficiente” programación de REE en la víspera en la selección de centrales que debían controlar tensión (y cobrar por ello).

El informe ha sido elaborado por un panel de expertos de 45 miembros, el mayor que se ha formado hasta ahora, tanto de los operadores del sistema (17) como de los reguladores nacionales de toda Europa, y lo han liderado dos expertos de Austria y Hungría. Tras cinco meses de “intenso trabajo”, será la base de las recomendaciones que se llevarán a cabo próximamente.

Tras la publicación de este documento, REE ha asegurado en una nota que el informe confirma la secuencia de hechos que recogía en su análisis del 18 junio del apagón del sistema eléctrico peninsular. Destaca que el informe, “que se centra en una relación de hechos probados”, acredita que a partir de las 12.03 horas se registraron dos oscilaciones fuertes en el sistema, la primera de carácter local y la segunda típica de alcance europeo, denominada interárea, y que los TSO español y francés “resolvieron exitosamente estas situaciones mediante la aplicación de medidas de mitigación que se encuentran protocolizadas”. Y que las primeras desconexiones de generación se dieron en la red de distribución.

Iberdrola se aferra a un decreto aprobado en 1926 por la dictadura de Miguel Primo de Rivera para intentar alargar hasta 2048 la concesión de la presa hidroeléctrica de Villalcampo I y II (Zamora), la mayor caducada en los últimos años en España.

La concesión del aprovechamiento, en el sistema de los Saltos del Duero y con 217 megavatios (MW) de potencia, caducó el 10 de octubre de 2024, a los 75 años de ponerse en marcha en plena dictadura franquista. En junio, el Ministerio para la Transición Ecológica sacó a información pública la extinción del aprovechamiento, especificando que “se establece un plazo máximo de 75 años contados desde el 10/10/1949” para esta concesión.

A día de hoy, Iberdrola sigue explotándola tras recurrir en 2023 ante la sala de lo Contencioso del Tribunal Superior de Justicia de Euskadi (TSJE), donde tiene su sede fiscal, la decisión del ministerio de desestimar en 2022 su solicitud de ampliar ese plazo a casi un siglo. La documentación a la que ha tenido acceso elDiario.es tras una solicitud al amparo de la Ley de Transparencia recoge los argumentos de la primera eléctrica española para no perder la concesión, incluidos en ese recurso ante el TSJE, que se admitió a trámite en julio de 2023 y se presentó cuando el procedimiento estaba ya en “situación muy avanzada de tramitación”, como indica el ministerio.

Iberdrola esgrime que ese decreto dictatorial confiere “un derecho preexistente del concesionario, otorgado en el propio título concesional, al disfrute y explotación del citado aprovechamiento” durante esos casi 100 años: hasta el 10 de octubre de 2048. “Ese plazo de 99 años constituye un derecho originario otorgado en el propio título de concesión”, insiste.

Se ampara en un decreto de hace casi un siglo, cuando el entonces ministro de Obras Públicas, Rafael Benjumea y Burín, conde de Guadalhorce, ingeniero de caminos y creador de las Confederaciones Hidrográficas, concedió a lo que hoy es Iberdrola, la Sociedad Hispano-Portuguesa de Transportes Eléctricos Saltos del Duero, S.A., entre otros, el aprovechamiento hidroeléctrico del río Duero en la parte española del proyecto llamado “Ugarte”. 

El decreto indicaba que el plazo de concesión sería ampliable a 99 años si “en el conjunto de los saltos que componen esta concesión, sumados a los de Trechón y Santiago, ya concedidos a la misma Empresa, se consigue la regularización de todas estas corrientes en el grado de intensidad que exige” otro decreto de noviembre de 1922. 

En junio de 1921 se estableció que las concesiones durarían 75 años y “revertirán al Estado todas las obras, maquinarias, líneas de transporte y demás elementos de su dotación”. Pero poco después otro decreto amplió el plazo a 99 años cuando “resulte beneficiado el interés general”, o “bien porque exijan la construcción de embalses reguladores suficientes para anular los efectos de las grandes avenidas”, como sostiene ahora Iberdrola.

La eléctrica defendió durante la tramitación del expediente de extinción que “ha cumplido dicha condición al haber llevado a cabo, en el conjunto de los aprovechamientos referidos en el Real Decreto-ley de 23 de agosto de 1926, obras de regulación que han permitido anular los efectos de las grandes avenidas en las respectivas corrientes en que se establecen”. 

Por el contrario, Transición Ecológica expone que Iberdrola aceptó esos 75 años “desde la Orden Ministerial de 16 de julio de 1957” que documentó el Acta de recepción de las obras y “determina tal plazo de duración hasta las sucesivas modificaciones de los años 1972, 1974 y 1978 que redundan en la misma duración temporal e, incluso, la ratifican expresamente como condicionante en el caso de la modificación de 1974 y como compensación al mayor caudal y potencia acordados entonces”.

El 9 de septiembre de 2022 la Dirección General del Agua concluyó que Iberdrola “no ha justificado el cumplimiento de las condiciones exigidas para poder acceder al plazo de 99 años” y esa es la decisión que la multinacional llevó al TSJ vasco.

El ministerio expuso que la Ley de Aguas de 1985 derogó “la posibilidad de acreditar el cumplimiento de las condiciones establecidas para poder ampliar el plazo concesional de 75 a 99 años” y solo permite una única prórroga de diez años si son necesarias “obras que no podrán ser amortizadas en el plazo que resta”, un “supuesto diferente al que nos ocupa”.

El ministerio reprochó a la eléctrica falta de “coherencia” con sus propios actos “a lo largo de la vida del aprovechamiento”. En noviembre de 1969, cuando todavía se llamaba Iberduero, pidió alargar el plazo a 99 años y el régimen franquista lo denegó en 1972, pero dejó una puerta abierta “si, tras los trámites pertinentes, mediante concesión administrativa vinculada a la actual, construyera otro embalse en la cuenca del río Duero, aguas arriba del tramo aprovechado con la actual concesión, que procure una regulación interanual suficiente en el mismo, o bien se comprometiese a amortizar totalmente el coste de las obras del embalse de San Esteban de Gormaz, cuando lo construya el Estado”.

Según Transición Ecológica, Iberdrola “no ha desarrollado” estas actuaciones, al contrario: en junio de 1970, presenta anteproyecto de ampliación, la central de Villalcampo II, que autoriza la dictadura en junio de 1974. Y “optó por solicitar una ampliación de potencia del aprovechamiento hidroeléctrico y pasar a una explotación del mismo en puntas (funcionamiento opuesto a la regularización de corrientes)”, de forma que “si bien se mantiene la lámina de agua alta por necesidades de la explotación, el caudal durante gran parte del día es nulo”. 

En junio de 2024, la Abogacía del Estado informó de que ese plazo de 99 años “es manifiestamente contrario no sólo al título concesional, sino a la Ley misma”. Son “absolutamente carentes de todo fundamento las pretensiones de Iberdrola Generación tendentes a cuestionar, interpretar y revisar en el momento presente la Concesión”.

Según la Abogacía, “no es admisible” que la empresa “ahora pretenda” beneficiarse de un plazo diferente al que aceptó en su momento “sólo en la parte que le perjudica”. “Si tales modificaciones le beneficiaron para el recrecimiento de la presa, cambio de sus características e, incluso, construcción de una nueva Central no pueden, en rigor, ser cuestionadas en lo relativo al plazo de duración que en esas fases de cambio no sólo fue aceptado, sino que sirvió como instrumento de negociación”.

Cuatro años

El expediente de extinción original se inició hace cuatro años, en octubre de 2021, con un plazo de 18 meses que se amplió en noviembre de 2022 en otros 18 meses ante la complejidad del procedimiento, las características del aprovechamiento, el número de comparecientes personados, la extensión de las alegaciones, la documentación necesaria o los ensayos para una visita de campo de técnicos del ministerio en noviembre de 2023 para comprobar in situ el estado de la presa.

Notas internas del ministerio reflejan trabajos preparatorios para un contrato de servicios “para la continuación de la explotación” una vez caducada. “Se solicita informe acerca de los requisitos o condicionamientos necesarios para la intervención en el mercado de la energía con la central de Villalcampo”.

En su trasiego de recursos, Iberdrola presentó un informe pericial de un catedrático de Ingeniería Hidráulica que exponía de forma “absolutamente reveladora e inequívoca” que cumplía las condiciones para extender ese plazo a 99 años. Expuso que su intento de 1969 “tenía un fundamento distinto” y que había hecho “otras actuaciones que, de forma alternativa, permiten tener por cumplida la condición con arreglo al título concesional”.

En enero de 2024, pidió suspender todo el procedimiento “en tanto no recaiga sentencia firme”. El ministerio lo rechazó porque “dados los plazos seguidos en procedimiento judicial, ello puede conllevar, casi con toda seguridad”, que la fecha en la que estaba previsto que caducara la concesión “se verá sobrepasada” y “con ello logrará la concesionaria evadir dicha fecha límite”. Poco después la Confederación Hidrográfica del Duero (CHD) propone revertir “la extinción de la concesión y la continuidad del aprovechamiento hidroeléctrico”.

La representación legal de Iberdrola insistió en marzo de 2024 con un recurso de reposición que alegaba riesgo de “un perjuicio irreparable”, “una evidente situación de prejudicialidad contencioso-administrativa”, vulneración de su derecho de defensa y a una tutela judicial efectiva, apoyándose en dictámenes del Consejo de Estado. El ministerio lo rechazó semanas después.

elDiario.es ha accedido a parte de la documentación del caso. Al “afectar a derechos o intereses de terceros”, los de Iberdrola, Transición Ecológica remitió en abril copia de la documentación a la empresa, que en mayo pidió denegar “acceso a la totalidad de los expedientes” o, “cuando menos”, a decenas de documentos, incluyendo “en todo caso la propuesta de resolución de extinción del derecho de aprovechamiento”, fechada el 29 de julio de 2024. 

La eléctrica adujo razones de “seguridad pública” por “el carácter estratégico para la seguridad de suministro y para el sistema eléctrico de la central hidroeléctrica de Villalcampo”, apoyándose en un informe de REE que la incluyó entre las infraestructuras críticas para el sistema.

A preguntas sobre este asunto, la multinacional indica que “aunque el día 10 de octubre de 2024 concluyó el plazo concesional de 75 años de la presa y centrales de Villalcampo, Iberdrola continúa desempeñando sus labores de explotación conforme a la concesión otorgada a la espera de que la Administración instruya el correspondiente expediente de extinción”.

Iberdrola recuerda que las hidroeléctricas zamoranas de Ricobayo (donde ha inaugurado recientemente un centro de innovación de formación en renovables) y Castro ya “se ampliaron a lo largo de su vida operativa”, y “está esperando” la decisión del TSJE, “dado que estima que se han cumplido las inversiones que permiten ampliar el plazo, conforme al título concesional”.

“La compañía ha llevado a cabo un trabajo excepcional en la explotación de estas infraestructuras y también en el control de las avenidas por el Duero; en 1977 se amplió la central con la puesta en servicio de Villalcampo II, mejorando las capacidades de gestión de avenidas por el río”. La empresa mantiene once empleados de la comarca y la provincia de Zamora para operar la infraestructura.

Iberdrola cuenta con 17 instalaciones en Zamora con 976 MW, cuatro infraestructuras eólicas y 13 centrales hidroeléctricas, “una energía limpia y flexible que crea empleo y apuesta por la formación de profesionales en un sector en auge que ofrece trabajo a los jóvenes. Además, de la mano de la Fundación Rei Afonso Henriques forman a jóvenes de centros escolares zamoranos sobre los riesgos del cambio climático”.

Tres veces

La CHD tuvo que pedir tres veces a la Dirección General de Energía del ministerio (al que está adscrita), en enero y octubre de 2023 y en abril de 2024, “informe sobre lo que estimara conveniente acerca de las materias que considerara relevantes en atención a su competencia” sobre este asunto y la “importancia estratégica” del complejo “para la operación del sistema eléctrico, por su contribución a la garantía de suministro y su participación en la regulación del sistema”. 

“Consideramos especialmente relevante que la DG de Política Energética y Minas, se pronuncie sobre este aspecto, puesto que el carácter estratégico, defendido por la CHD en su propuesta, para justificar la continuidad del aprovechamiento hidroeléctrico, ha sido muy cuestionado por varios alegantes, que proponen su demolición”, decía el escrito, que preguntaba a Energía sobre “consecuencias de la interrupción temporal o permanente de la explotación” y, “en caso de continuidad”, “condiciones a exigir al futuro concesionario que debieran considerarse en la licitación del pliego de concurso público y posterior otorgamiento concesional. Dada la posibilidad de que la explotación futura pudiera otorgarse a un productor distinto del actual, y en caso afirmativo, prescripciones a considerar”.

El director general de Política Energética, Manuel García Hernandez, contestó el 25 de abril de 2024 que respecto a la futura concesión “se deberá garantizar a largo plazo la disponibilidad y la correcta operación y mantenimiento” de la central, atendiendo los requerimientos del operador del sistema. Respecto a su importancia estratégica, “no corresponde a esta Dirección general emitir juicio”, sino a REE, pero mantener y aumentar la energía hidráulica es “crucial” para cumplir el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) “y para la estabilidad del sistema”.

“Es muy importante señalar que, dentro de las diversas tecnologías de almacenamiento disponibles, en este momento el hidráulico aporta ventajas significativas frente a otros, ya que es una tecnología madura que presenta unos ratios energía/potencia mucho más elevados que otras tecnologías disponibles por lo que aporta una flexibilidad al sistema eléctrico en horizontes temporales superiores al diario, lo que le convierte en una pieza crucial para logar los ambiciosos objetivos del PNIEC”, dijo el director general.

Iberdrola ha anunciado este miércoles que invertirá 58.000 millones de euros, un 30% más, hasta 2028, en el marco de la actualización de su Plan Estratégico hasta 2028, con el 65% de la inversión centrada en Reino Unido, principal destino (20.000 millones, 35% del total), y Estados Unidos (16.000 millones: el 30%) y el negocio regulado de las redes eléctricas como prioridad. El programa prevé “15.000 nuevas incorporaciones” a la plantilla de la multinacional.

Iberdrola prevé destinar el 65% de esta inversión a redes eléctricas reguladas, con rentabilidades garantizadas por las distintas administraciones. El 85% del total irá “a países con rating A con marcos regulatorios estables, predecibles y atractivos”. El objetivo es que el 75% del beneficio bruto operativo (Ebitda) sea “independiente” de los precios de la energía, a la baja por el boom de las renovables.

El presidente ejecutivo de Iberdrola, Ignacio Sánchez Galán, ha justificado esta apuesta por las redes en que “nadie duda de que las renovables ofrecen una solución energética”, pero son una fuente distribuida, y hay que “trasladar” esa energía a los centros de consumo cuando muchas redes “se diseñaron hace cien años” y requieren de ingentes inversiones para digitalizarlas.

El grupo con sede en Bilbao mantiene su apuesta por Estados Unidos, aunque deja de ser su primer destino inversor, tras sus avisos sobre la incertidumbre regulatoria que supone el regreso de Donald Trump, que está intentando bloquear los megaproyectos eólicos de Iberdrola en la costa de Massachusetts. De los 16.000 milllones de inversión previstos para este país hasta 2028, 12.000 millones irán a redes y 4.000 millones, al área de generación y clientes.

El programa contempla 9.000 millones de inversión en la Península Ibérica (15% del total), 7.000 millones en Brasil (12%) y 5.000 millones para otros países de la UE y Australia. Más del 70% de la inversión se destinará al crecimiento.

El plan que presenta este miércoles en Londres la segunda utility de Europa por capitalización bursátil “transforma el perfil de Iberdrola hacia una empresa más regulada y más centrada en el Reino Unido y los Estados Unidos”, indica el grupo en una nota. “El objetivo es impulsar el crecimiento con más estabilidad, predictibilidad, rentabilidad y seguridad”.

La inversión en redes va a crecer un 50% respecto a los últimos cuatro años, hasta 37.000 millones. La actividad de Distribución va a recibir 25.000 millones “para alcanzar una base de activos de 50.000 millones en 2028”, el doble que en 2020. Otros 12.000 millones irán para el Transporte (el 95% en Reino Unido y Estados Unidos), para alcanzar una base de activos de 20.000 millones al final del plan, frente a los 6.000 millones de 2020.

De esos 37.000 millones en redes, el 70% irá a parar a Reino Unido (38% del total) y Estados Unidos (32%), un 18% irá a Brasil y el 12%, a España. En distribución, un “pequeño” porcentaje, 4.000 millones, será para España, ha indicado a los analistas el nuevo consejero delegado de Iberdrola, Pedro Azagra, que no obstante ha advertido de que esta inversión “podría variar más o menos en 1.000 millones en función de las condiciones finales aprobadas” por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) para esta actividad.

“Si las condiciones no son buenas, nos iríamos a otros países”, ha dicho luego Galán, que ha confiado en que el regulador “tome nota” de cuál es la política de redes que está “intentado crear” el Gobierno español. A finales del año pasado el Ministerio para la Transición Ecológica dio unas inusuales directrices a Competencia sobre cuál debe ser la tasa de retribución financiera de las distribuidoras. La CNMC ha propuesto elevarla este verano al 6,46%, cifra que el sector considera insuficiente.

Muy “conservador”, en palabras de Azagra, va a ser el perfil de Iberdrola en generación para los próximos años. El grupo prevé destinar 21.000 millones al área de Renovables y Clientes, “el 75% en proyectos ya en construcción”. Un 38% se dedicará a eólica marina (donde tiene en la actualidad cinco proyectos en marcha), un 24% a eólica terrestre, un 10% a solar fotovoltaica y el 10% a almacenamiento.

En España, el área de generación de clientes recibirá 5.000 millones, de los que el 60% irá a generación renovable, de forma que la capacidad instalada al final del periodo en nuestro país será de 32.300 megavatios (MW), un aumento de 500 MW respecto a 2024.

El plan no contempla cambios en el calendario de cierre de la central nuclear pactado en 2019, que contempla la clausura de los reactores de la central de Almaraz en 2027 y 2028, “según el protocolo firmado” con el Gobierno, que en los últimos meses el sector ha pedido revisar.

Preguntado por los analistas, Galán ha descartado embarcarse en la construcción de nuevas centrales nucleares pero ha insistido en que “lo realista” es alargar la vida de los reactores, como están haciendo “muchos países”, con “un coste adicional pequeño”, para “producir energía de manera segura y competitiva”.

7.600 millones de beneficio

La mayor eléctrica española prevé un crecimiento de la demanda eléctrica en España del 2,1% en el periodo 2024-2028, el mismo que en Reino Unido y por debajo de los de EEUU (2,4%) y Brasil (3,4%). Galán ha dicho a los analistas que “en la mayoría de los países” la demanda latente por la electrificación y nuevos usos como los centros de datos es “enorme”. Ha puesto el ejemplo de España, donde hay una demanda “latente” de 60.000 megavatios (MW) que quieren conectarse a la red. Aunque, ha admitido, la mitad tiene un componente “especulativo”, hay unos 30.000 MW sobre los que el ejecutivo se ha dicho “optimista” de que puedan tener acceso en el enorme atasco de peticiones a la red.

La multinacional espera alcanzar un beneficio neto ajustado de 7.600 millones en 2028, con un incremento de 2.000 millones respecto a 2024, y repartir “cerca de 20.000 millones en dividendos entre 2025 y 2028”. La remuneración al accionista “seguirá creciendo en línea con los resultados” y “se destinará a dividendos entre el 65% y el 75% del beneficio por acción, con un mínimo de 0,64 euros por acción”. Objetivos que Galán ha confiado en poder “superar”.

La multinacional quiere mantener una “sólida posición financiera” alineada con un rating “BBB+” y prevé una generación de 52.000 millones de euros de flujo de caja en el período, impulsada por las nuevas inversiones, con una deuda neta que pasaría de los 52.000 millones de 2024 a 64.000 millones en 2028 y una ratio de apalancamiento que se situaría en el 47% en 2028, frente al 45,4% de 2024. También contempla 13.000 millones en ingresos por rotación de activos y alianzas, de los que ha completado el 75%.

De cara a 2028, y desde el punto de vista de las perspectivas macroeconómicas, Iberdrola considera que “la incertidumbre comercial persiste a pesar de los acuerdos recientes” y advierte de que “el aumento de los déficits fiscales podría provocar una inflación persistente, menor crecimiento y tipos de interés más altos”. El escenario que anticipa es el de tipos de interés en aumento para los próximos años, que en Europa se explicaría por la incertidumbre sobre la sostenibilidad de las cuentas públicas y el mayor gasto en defensa.

A más largo plazo, desde 2029 hasta 2031, el grupo anticipa unas inversiones de más de 45.000 millones, lo que elevaría la inversión hasta ese año a unos 103.000 millones, con el objetivo de seguir incrementando los resultados en al menos un dígito medio/alto y seguir elevando los beneficios sin perder la solidez financiera.

El parque eólico de Labraza, el primero que se pondrá en marcha en Euskadi desde 2006, se encuentra ya solo a la espera de contar con las licencias de obras para arrancar los trabajos. Aixeindar, la sociedad promotora en la que participan a partes iguales Iberdrola y el Gobierno vasco a través del EVE, ha informado este martes de que la instalación cuenta ya con todos los permisos, y se han solicitado las licencias de obras en Aguilar de Codés (Navarra) y Oyón (Álava) para iniciar su ejecución con el objeto de arrancar en el último trimestre de este año, lo que permitiría al parque entrar en funcionamiento un año después del inicio de las obras. Es decir, si todo va según lo previsto a finales del año 2027. Esto supone ya un retraso de dos años según el calendario que estaba previsto cuando se anunció por parte del Gobierno vasco este parque y el de Azaceta, que pertenece a la misma empresa, que estará también en Álava y cuya tramitación está bastante avanzada.

El parque de Labraza, ubicado en Álava, en los concejos de Labraza y Barriobusto (Oyón), tendrá una potencia global de 40MW, lo que supone incrementar la potencia eólica instalada actual de Euskadi en un 26%, y pasar de los 155 MW actuales en sus cuatro parques eólicos de Euskadi, Oiz, Elgea, Urkilla y Badaia, y la pequeña instalación de Punta Lucero, a 193 MW. Según ha señalado Aixeindar, una vez en funcionamiento, producirá anualmente 99.679 MWh que abastecerán mediante energía renovable a 30.000 hogares y evitará la emisión a la atmósfera de 16.300 toneladas de CO2.

La inversión para llevar a cabo la instalación será 59 millones de euros, y sus componentes se nutren de la “cadena de suministro de la industria eólica vasca, sector en el que Euskadi es líder en el mercado”. En este sentido. Aixeindar ha señalado que las obras se han adjudicado a la firma navarra Ecay y los aerogeneradores a Siemens-Gamesa, que construirá los ocho aerogeneradores del modelo SG 5.0-145 (2.0) de 5 MW cada uno perteneciente a la plataforma 4X. Las multiplicadoras de este modelo se fabricarán en las instalaciones de Asteasu (Gipuzkoa), y la subestación está a cargo de EDS Ingeniería y Montaje, ubicado en Galdakao (Bizkaia). El proyecto no requiere línea de evacuación ya que se utiliza una ya existente que conecta con Red Eléctrica (REE) en Laguardia, por lo que no es necesario construir nuevas infraestructuras eléctricas.

Cuando empiecen las obras, el traslado de las palas, de gran tamaño, hasta la zona de instalaciones supondrá complicaciones por “las curvas angostas del tránsito”. Para ello, se utilizará la tecnología Blade Lifter, pionera en Europa, que facilita la inclinación de la pala para hacer su transporte más sencillo. A través de un elevador hidráulico, la pala se eleva, alcanzando una inclinación de unos 65 grados o incluso puede girarse, todo ello para evitar el efecto vela del viento, facilitando así circular por carreteras estrechas, con curvas cerradas. El transporte se llevará a cabo utilizando un tráiler con al menos una decena de ejes.

Detrás de la cabeza tractora se incorpora este mecanismo que permite tanto el giro de la pala como la elevación en el plano vertical, siempre fijando la base de esta. “Este sistema de inclinación de las palas durante el transporte reduce el impacto medioambiental, evitando modificaciones en el trazado de carreteras. Las obras del proyecto tendrán acceso de materiales y equipos desde la carretera de Campezo (Álava) a Genevilla, accediendo por los viales del parque eólico existente en Aguilar de Codés (Navarra). No se circulará en ningún caso pasando por Labraza”, han puntualizado desde Aixeindar.

La Central Nuclear de Cofrentes que gestiona Iberdrola se suma a la lista de entidades o administraciones que tomaron medidas de prevención antes de la llegada de la dana del 29 de octubre del pasado año que dejó 229 fallecidos en la provincia de Valencia.

Como la Universitat de València, que suspendió su actividad un día antes, o administraciones como la Diputación de Valencia o el Ayuntamiento de Torrent, que hicieron lo propio el mismo día 29 a mediodía, anticipándose a la tardía reacción del servicio de Emergencias de la Generalitat Valenciana, también en la Central Nuclear se activaron protocolos un día de antes de la riada y además se tomaron medidas de forma rápida para evitar un apagón generalizado que podía haberse prolongado varios días.

Así se desprende de un informe remitido por la compañía a la comisión de investigación de la dana en las Corts al que ha tenido acceso elDiario.es, según el cual el 28 de octubre a las 8.00 horas “tras consultar los datos de la Agencia Estatal de Meteorología (Aemet) y herramientas informáticas internas de Iberdrola de predicción meteorológica, se preparan las acciones procedimentadas ante previsión de importantes lluvias en el emplazamiento (revisión de bajantes en terrazas y arquetas del sistema de recogida de aguas pluviales)”. La previsión de lluvia “a las 10.00 del 28 de octubre de 2024 facilitada por el software interno de Iberdrola indicaban una previsión de 100 litros por metro cuadrado entre las 18.00 y las 19.00h del día 29”, dice el documento.

Ya el 29 de octubre, a las 06.42 horas de la mañana, “debido a las condiciones climatológicas adversas en la zona se producen transitorios eléctricos en la red de 400 kilovoltios que provocan el arranque del osciloscopio del grupo; se consulta al Despacho Central de Operaciones (DCO), quien confirma disparos en la Central Hidráulica de Millares y de un grupo bombeo en La Muela”.

A las 08.30 horas de la mañana se toman medidas preventivas ante situaciones meteorológicas adversas, entre ellas las siguientes: “Se comprobó que los servicios auxiliares de la central estaban alimentados por 400 kilovoltios, dada la sensibilidad de 138 kilovoltios ante las tormentas eléctricas en la zona; se comprobó el inventario de gasoil para los generadores eléctricos diésel de planta; se realizó una comprobación para detectar filtraciones en cubiertas de los edificios, así como posibles obstrucciones en sumideros y colectores de pluviales, sin detectar nada reseñable; se comprobaron vacíos y limpios los cubetos de los depósitos ubicados en exteriores; se comprobaron vacías y limpias las zanjas de exteriores y se verificó la disponibilidad de bombas de achique en las zonas de vertidos y captación”.

Así se evitó “un apagón que hubiera tardado días en restablecerse”

El informe de Iberdrola expone las actuaciones llevadas a cabo por el personal y las instalaciones de Iberdrola Energía Sostenible, que resultaron “críticas para mantener el servicio eléctrico el 29 de octubre de 2024 y que sirvieron para mitigar el caos absoluto de esos días”.

A continuación recuerda el documento que “en todo momento debe existir un equilibrio dinámico entre la generación y la demanda, es decir, ni parte del sistema se puede quedar sin generación, ni puede haber más generación que demanda” y precisa que Red Eléctrica Española (REE) es la responsable de supervisar y monitorizar la frecuencia de la red en España durante las 24 horas del día, 365 días al año“

Partiendo de esta premisa, la informe refleja que “cuando se desató la dana y comenzó a llover torrencialmente, ocho líneas de transporte quedaron inutilizadas” La subestación de Catadau (Valencia), propiedad de REE, sufrió “serios incidentes eléctricos ante los que se protegió, quedando inutilizada para evitar un cortocircuito”. Esta subestación es “crítica”, actuando como cabecera “para repartir los flujos de electricidad hacia otras subestaciones y garantizar el suministro en la región”. Como consecuencia, “Valencia perdió la mitad de su capacidad de interconexión, y estuvo muy cerca de quedar aislada desde el punto de vista eléctrico”, lo que se conoce como una “situación de isla”, revela el documento.

La Jefa de Turno contactó con “el Despacho Central de Operaciones para lograr estabilizar la situación y decidió bajar carga, ganando margen sobre la actuación de estas protecciones automáticas, asegurando así la producción eléctrica de la instalación; estas acciones se tomaron antes de conocer lo que estaba ocurriendo en la provincia de Valencia por el temporal”, pero resultaron clave.

Al bajar la carga en la Central Nuclear de Cofrentes, “el sistema valenciano tiene menos electricidad disponible”, y esto activó el siguiente paso: “El arranque de la Central Hidroeléctrica de Bombeo de La Muela, que actúa como una gigabatería para el almacenamiento de energía. REE dio orden a La Muela para que empezara a bombear al percibir una caída de demanda en el sistema. En menos de tres minutos la central pasó de estar parada a operar a pleno rendimiento”.

Sin embargo, “el sistema seguía al borde del colapso”, continuaba habiendo una brecha importante entre oferta y demanda, y por ello, REE dio la orden de activar la Central de Ciclo Combinado de Castellón (CC Castellón), que se encontraba parada, al no haber resultado necesaria su operación hasta ese momento“. Una central de ciclo combinado, que ”usa gas natural como combustible, puede arrancar en pocos minutos si ya está en marcha, pero cuando está en frío, su arranque se ralentiza hasta seis horas“. El sistema seguía ”al borde de un apagón, y por ello, REE llama persistentemente a Iberdrola para que la central arrancara“. Finalmente, ”el CC Castellón entró en operación en tres horas, la mitad del tiempo estimado“.

Con estas actuaciones se consiguió “evitar un apagón que hubiera tardado días en restablecerse, pues la lluvia provocó importantes daños en las carreteras y caminos necesarios para acceder a los sitios donde se necesitaba reparar las infraestructuras eléctricas”.

Organización del personal con motivo de la previsión de lluvias

Según el informe, el 28 de octubre a las 08.00 horas de la mañana, “tras consultar datos de la Aemet y herramientas informáticas internas de Iberdrola de predicción meteorológica, se inicia el análisis de acuerdo con procedimiento, para garantizar la rotación del personal indispensable para la operación segura y fiable de la planta, en caso de problemas en carretera” y destaca que “el potencial impacto se detecta únicamente en el eje con Requena, quedando por tanto libre el acceso desde Almansa al emplazamiento”.

La mayoría de los trabajadores de la Central Nuclear de Cofrentes viven en poblaciones situadas en el eje Cofrentes-Requena y en el eje Cofrentes-Almansa, con trayectorias de acceso independientes hasta la llegada a la central.

Dichos trabajadores disponen de “un servicio de autobús para el desplazamiento al trabajo, desde cualquier población ubicada en el recorrido de Requena-Almansa; el horario de entrada de dichos autobuses es a las 7.30, con salida a las 15.06 horas”. Durante la situación de la dana el día 29 de octubre de 2024, “las carreteras del eje Cofrentes Requena quedaron impedidas en la zona de la pedanía del Pontón, y hubo que gestionar una ruta alternativa”.

Según la secuencia de actuaciones, decisiones y comunicaciones con organismos oficiales reflejada en el informe, a las 13.17 horas del 29 de octubre “se habla con la empresa de autobuses, para retrasar la salida de los autobuses en dirección Requena hasta confirmar con la Guardia Civil que no implica ningún riesgo; a las 14.30 se informa a los trabajadores mediante email, teléfono móvil, y aplicación de notificación masiva destinada para estos casos”.

A las 15.06 horas, “los autobuses y vehículos particulares de personal, con salida dirección Almansa, abandonan el emplazamiento; quedan en el emplazamiento 150 personas con destino Requena; se realizan los cambios pertinentes para que el personal esencial para la operación de la planta, así como el personal necesario en situación de retén preparado para acudir a central en caso de activación, provengan de la ruta de Almansa”.

A las 10.30 horas del 30 de octubre, “los autobuses con personal no esencial en la Central Nuclear de Cofrentes, salen dirección Requena (150 personas), escoltados por Guardia Civil de Cofrentes”.

La jueza de la dana ha pedido a Iberdrola que le remita un informe con sus “protocolos de actuación ante el anuncio de lluvias intensas e inundaciones” y que le diga las “razones” por las que la empresa estableció la víspera de la dana del pasado 29 de octubre la “situación de alerta” en contraste con la lenta reacción de la Generalitat. Iberdrola, tal como informó este diario, se anticipó de largo al Gobierno de Carlos Mazón en la respuesta a la catástrofe, según detalló el CEO de la compañía, Mario Ruiz-Tagle. La magistrada instructora, en una providencia dictada este lunes, ha aceptado la petición de diligencias de la acusación popular que ejerce Acció Cultural del País Valencià y quiere que la empresa aporte “documentación acreditativa” del aviso a la Generalitat de que la firma estratégica estaba en alerta ante la dana ya el 28 de octubre.

Por otro lado, la jueza también ha aceptado las diligencias propuestas por la misma acusación popular en relación con la instrucción técnica del uso del Es-Alert del Centro de Coordinación de Emergencias. Se trata de un documento que Emergencias reconoció en un reciente informe que no tenía hecho.

La instructora también está a la espera de la contestación de À Punt al requerimiento efectuado en el auto del pasado 12 de septiembre sobre las imágenes de recurso que la cadena autonómica tomó de momentos clave de la reunión del Centro de Coordinación operativa Integrado (Cecopi) y que no ha emitido en estos diez meses desde la catástrofe.

Además de las circulares sobre prevención de inundaciones de los años 2023 y 2024, la jueza también acuerda que se pida a la Confederación Hidrográfica del Júcar (CHJ) y a la Aemet los datos de lluvias en “zonas de influencia” de la cuenca del Poyo “en los días previos” y también los barrancos de Horteta, Pozalet, Gallego y Pelos.

Por otro lado, también pide al fiscal que se pronuncie sobre la posibilidad de que Emergencias especifique el “número de entradas o visitas” desde sus ordenadores a las páginas web del Sistema Automático de Información Hidrológica (SAIH) de la CHJ, de la Aemet y de Puertos del Estado entre el 28 y el 30 de octubre.

La providencia también requiere a la delegación valenciana de la empresa pública Tragsa que informe sobre la solicitud por parte de Emergencias (a las 16.24 del 29 de octubre) para que sus efectivos se mantuvieran “en preventivo de recursos y personal de guardia”. La resolución pide que se especifique la utilización por parte de la Generalitat de esos recursos y del personal de guardia de Tragsa.

El Consistorio de La Estrella, municipio situado en la toledana comarca de La Jara que aglutina a cerca de 270 habitantes, ha arremetido contra las grandes compañías como Movistar e Iberdrola, que tienen “abandono” a los habitantes de estos pequeños pueblos, asegurando que “su desinterés y pasividad ponen en riesgo la seguridad y la calidad de vida” de su población.

La alcaldesa del Ayuntamiento de La Estrella y Fuentes, Mónica González, ha denunciado, respecto a Movistar, que el municipio lleva años padeciendo cortes de cobertura, cada vez que llueve.

“Estos fallos no se resuelven en cuestión de horas, sino que hemos llegado a permanecer hasta semanas completas incomunicados, sin teléfono ni Internet. Todo ello por la negativa de la compañía a instalar un simple dispositivo, cuyo coste no alcanza los 600 euros, que permitiría que el sistema se rearmase de manera automática”.

En lugar de ello, prosigue la regidora, son los propios vecinos y vecinas quienes deben subir a la infraestructura, exponiéndose a riesgos innecesarios para restablecer el servicio.

“La seguridad de nuestros ciudadanos y ciudadanas no puede depender de la dejadez de una empresa que se lucra con nuestros contratos”, ha condenado.

Dicho esto, ha indicado que este pasado miércoles, a las 04.41 horas de la madrugada, se originó un incendio en el término municipal debido a que una garduña quedó electrocutada en un dispositivo de la red eléctrica de Iberdrola.

“El animal ha permanecido allí hasta la mañana de este jueves momento en que ha sido retirado, pero los trabajos de reparación continúan incompletos. La falta de diligencia y de prevención por parte de Iberdrola supone un riesgo real de que se vuelva a producir un incendio, en una zona que ya ha sufrido las terribles consecuencias de las llamas en años recientes”, denuncia la primera edil.

Dicho esto, ha recordado que durante el incendio del 6 de agosto de 2025 en Navalmoralejo, La Estrella permaneció 13 horas sin suministro eléctrico, “sin que Iberdrola reaccionase con la urgencia que la situación exigía”.

“Solo cuando la compañía decidió enviar transformadores de apoyo se restableció la luz, después de casi un día completo de oscuridad en plena emergencia. En un contexto de confinamiento, miedo y riesgo extremo para la población, esta demora fue inaceptable y dejó aún más patente el abandono al que estamos sometidos”, ha lamentado.

Pese a ser consciente de que La Estrella es un pequeño municipio, su alcaldesa defiende que esta circunstsancia “no puede justificar que se nos trate como ciudadanos de segunda”.

“Exigimos el mismo respeto y las mismas garantías que cualquier otro lugar de nuestro país. No se trata de favores, sino de derechos básicos: el derecho a la comunicación, a la seguridad y a la igualdad de trato”.

“La Estrella no puede seguir siendo el pueblo olvidado por las grandes empresas. Queremos soluciones inmediatas, porque la paciencia de nuestros vecinos y vecinas se ha agotado”, concluye.

Iberdrola ha denunciado ante un tribunal internacional de arbitraje al gigante estadounidense GE Vernova, una de las escisiones de la histórica multinacional General Electric, para reclamarle una indemnización millonaria por los “relevantes daños y perjuicios” que le ocasionó un fallo en un interruptor suministrado por esa empresa en 2021 que obligó a parar durante un mes la central nuclear de Cofrentes (Valencia) en 2022, en plena crisis de precios de la luz.

La avería de ese interruptor y la consiguiente parada de Cofrentes, la única central nuclear que es 100% propiedad de Iberdrola, se produjo el 12 de marzo de 2022, en plena crisis de precios de la luz. Una semana antes, el precio medio horario de la electricidad en el mercado mayorista español había batido un récord histórico, con 544,98 euros el megavatio/hora (MWh), tras la invasión rusa de Ucrania unas semanas antes.

El componente de GE que falló fue un interruptor de generación de la central que había sido sustituido solo unos meses antes, en la parada por recarga de noviembre de 2021. Este dispositivo permite alimentar la planta desde la red eléctrica exterior de forma inmediata cuando se produce la parada automática (lo que se conoce como disparo) del generador del reactor.

Tras la parada por el fallo de ese dispositivo suministrado por GE, la planta de Cofrentes no pudo volver a conectarse a la red eléctrica hasta un mes después, el 12 de abril de 2022, en un periodo en el que el precio medio diario del conocido como 'pool' rozó los 230 euros/MWh, el triple de lo normal hasta esa crisis energética.

Fuentes de Iberdrola no precisan el importe de la indemnización que reclaman en este litigio. “El procedimiento de arbitraje está sujeto a confidencialidad, por lo que no podemos relevar los datos económicos de la reclamación, ni los fundamentos o motivos de la reclamación”, indicó un portavoz de la primera eléctrica española.

En documentación oficial, Iberdrola asegura que el fallo de ese interruptor le ocasionó “relevantes daños y perjuicios” y que “una vez agotada la vía de negociación amistosa”, inició el 9 de febrero de 2023 un arbitraje ante la Corte Internacional de la Cámara de Comercio Internacional (CCI), cuya sede central está en París, frente al suministrador de ese componente, GE Grid Solutions SA, “reclamando el importe de los daños”.

GE Grid Solutions SA es una empresa especializada en equipos y soluciones para redes eléctricas de alta tensión que General Electric creó tras comprar una filial de la francesa Alstom en 2015. Actualmente, esa empresa española cuelga de GE Vernova, formada en abril de 2024 a partir de la escisión del negocio de electrificación y descarbonización de General Electric.

GE Vernova es un gigante cotizado en la bolsa estadounidense. Tiene un valor bursátil de cerca de 170.000 millones de dólares, ingresos de unos 35.000 millones de dólares en 2024, una cartera de pedidos de 119.000 millones de dólares, presencia en más de un centenar de países y unos 75.000 empleados en todo el mundo (de ellos, 2.700 en España, donde cuenta con seis centros productivos y cinco centros de servicios).

Con una argentino-española en su cúpula (Maví Zingoni, ex directiva de Repsol y actual consejera delegada del negocio energético de GE Vernova), actualmente la tecnología de la compañía estadounidense está presente en la generación del 25% de la electricidad de todo el mundo y cerca del 30% en Europa. Últimamente GE Vernova ha puesto el ojo en los centros de datos y en el desarrollo de reactores nucleares de pequeño tamaño (SMR, por sus siglas en inglés).

General Electric ha sido un proveedor histórico de Iberdrola, como suministrador de turbinas de gas o de componentes de eólica marina. Es el caso de su emblemático proyecto de eólica offshore Vineyard Wind 1, en Estados Unidos.

En este caso también se produjo recientemente el fallo de un componente suministrado por GE Vernova: en julio de 2024, la pala de un aerogenerador acabó cayendo al océano y llegó a la costa. El incidente propició que la Oficina de Seguridad y Cumplimiento Ambiental de Estados Unidos (BSEE) ordenara paralizar de forma inmediata la producción de energía del parque y la instalación de nuevas turbinas eólicas en el emplazamiento, a la espera de una investigación. La suspensión estuvo vigente hasta el pasado 17 de enero, tal y como explica GE Vernova en sus últimas cuentas.

Por su parte, la española GE Grid Solutions SA incluye en sus últimas cuentas remitidas al Registro Mercantil (2023), disponibles a través de Insight View, una referencia a un “proceso litigioso” iniciado por un cliente en España, al que no identifica, “por defectos en la realización de trabajos”. Su auditor, Deloitte, considera que la provisión incluida para cubrirse de ese riesgo es insuficiente y ha incluido por ello una salvedad en su auditoría.

En sus cuentas de 2022, la filial nuclear de Iberdrola ya explicó que a causa del fallo de ese interruptor (cuya sustitución en 2021 tuvo un coste de 3,6 millones), tuvo que abonar a otra filial del grupo, Iberdrola Clientes, 97,6 millones “en concepto de penalización por el periodo que la planta de Cofrentes estuvo parada”.

Permiso del CSN

Para poder volver a poner la planta en marcha, fue necesario que el pleno del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) aprobara una modificación de diseño de las especificaciones técnicas de funcionamiento de la central de Cofrentes.

En concreto, el regulador nuclear acordó en abril de 2022 permitir a la nuclear valenciana volver a arrancar sin tener operativo ese interruptor, pero durante un tiempo “limitado”: hasta que pudiera volver a disponer de uno nuevo, algo que entonces se estimó que tardaría entre 12 y 18 meses. En concreto, hasta la siguiente parada por recarga de combustible, que Cofrentes inició en octubre de 2023, cuando pudo por fin sustituir ese componente.

Las cuentas de Iberdrola Generación Nuclear reflejan que en 2024 volvió a anotarse importantes beneficios: 277 millones de euros de ganancias. Esta filial ha declarado entre 2021 y 2024 unos beneficios conjuntos de cerca de 1.270 millones. Su mejor año fue 2021, cuando el precio de la luz comenzó a dispararse y el beneficio de esta filial alcanzó los 574 millones en un solo ejercicio.

La filial puso fin ese año a las pérdidas que venía registrando de forma constante desde su creación a finales de 2012, con unos números rojos acumulados de 1.094 millones en casi una década. Un quebranto que ya ha borrado de sobra con todo lo ganado en los últimos cuatro ejercicios.

Su peor año fue 2020. Con los precios del 'pool' en mínimos históricos a causa del coronavirus, la gran reclusión y la caída a plomo de la demanda eléctrica, Iberdrola Generación Nuclear registró ese año un quebranto de 240 millones.

Esas pérdidas históricas se sellaron solo unos meses después del acuerdo que las eléctricas alcanzaron en 2019 con el Gobierno para el calendario de cierre progresivo de las nucleares a partir de 2027, que ahora las compañías pretenden revisar, aunque exigen una rebaja de impuestos y tasas al sector a la que el Gobierno se niega.