El presidente de Iberdrola, Ignacio Sánchez Galán, ha advertido este viernes de que la inteligencia artificial es una “nueva revolución” y ha augurado un futuro “brillante” y un crecimiento “imparable” para la eléctrica en su 125 aniversario. En la junta de accionistas del grupo, el ejecutivo salmantino se ha referido al conflicto laboral que tiene la compañía en España por la falta de avances en el nuevo convenio colectivo, que ha propiciado la convocatoria de una huelga a nivel nacional en la empresa para el próximo 19 de junio, convocada por los sindicatos UGT y CCOO por el bloqueo en la negociación del IX Convenio, que dura ya más de dieciséis meses.

Durante la junta, y en respuesta a un representante del sindicato ELA (mayoritario en la empresa en Euskadi) que ha reprochado a los gestores de la eléctrica su negativa a garantizarles “ni el IPC” en ese nuevo convenio, cuando se proponen subidas “por encima” de la inflación para la cúpula [“Estamos simplemente pidiendo mantener el poder adquisitivo que teníamos en 2020”, ha dicho el sindicalista], Galán ha señalado que ante una “nueva revolución como es la inteligencia artificial”, estar “en barcos seguros como es Iberdrola no es baladí”.

El ejecutivo ha apelado al “diálogo”, ha subrayado que accionistas, proveedores y trabajadores de Iberdrola son “un uno” que debe trabajar “de manera armónica” y ha recalcado “el alto nivel de satisfacción que reflejan las encuestas” de clima laboral en la empresa. Ha insistido en que la tasa de bajas voluntarias de Iberdrola en España es de apenas el 0,6% y en Euskadi “no llega a la mitad” de ese porcentaje. Ha expuesto que el año pasado dejaron la empresa voluntariamente “5 personas” y “55 en toda España”, mientras se han recibido “más de 8.000 solicitudes de empleo, 1.500 en el País Vasco”.

En su discurso a los accionistas, Galán ha augurado un “futuro brillante” a Iberdrola gracias a su posición de “liderazgo” en la era de la electricidad y al crecimiento de la demanda que vaticinan organismos como la Agencia Internacional de la Energía (AIE).

El ejecutivo ha repasado las cifras del “ambicioso” plan estratégico de Iberdrola, con inversiones por 43.000 millones en los próximos años centradas, principalmente, en crecer en el negocio de redes eléctricas de transporte y distribución, con Reino Unido, Estados Unidos y Brasil “como principales destinos de inversión”, aunque también con el objetivo de crecer en nuevos mercados como Australia y “seguir siendo el primer inversor industrial de España con 7.000 millones en el periodo”.

Todo ello, indicó, permitirá que los activos regulados de redes del grupo alcancen los 70.000 millones, “14 veces más que en el año 2001, de los que 50.000 millones corresponderán a redes de distribución y los 20.000 millones restantes a transporte de electricidad en el Reino Unido, los Estados Unidos, Brasil y Australia”.

El ejecutivo ha deslizado críticas al modelo español que consagra a Red Eléctrica, con la que Iberdrola está enfrentada desde el apagón del 28 de abril de 2025. Ha subrayado que esta empresa semipública tiene “en exclusiva” el monopolio tanto la operación del sistema, un “servicio público”, con otra función “puramente de negocio”, el desarrollo y explotación de las redes de transporte, “situación que no se da en ninguno de los países en los que tenemos redes eléctricas”, pero que es un modelo habitual en Europa.

Galán ha recordado que el nuevo plan estratégico de la multinacional prevé alcanzar un beneficio total acumulado de más de 21.000 millones en el periodo 2026-2028, tras el pago de 30.000 millones en impuestos, lo que permitirá elevar la retribución al accionista de forma histórica, destinando a dividendos “la cantidad récord de más de 15.000 millones”, casi un 50% más que en los últimos tres años.

La Junta ha aprobado todas las propuestas de acuerdo “con una media superior al 97%”, como ha destacado Galán, y ha avalado las cuentas de 2026, con un nuevo récord de beneficios de 6.285 millones y un dividendo también récord de 0,68 euros por acción, además de la renovación de, entre otros consejeros, la exministra popular Isabel García Tejerina, y la ratificación del nombramiento del nuevo consejero delegado, Pedro Azagra.

Galán ha calificado estos 125 años como una historia “de crecimiento y de servicio a la sociedad”, hasta convertir a la compañía en la mayor eléctrica europea y la segunda del mundo por capitalización. En el arranque de la junta, se ha proyectado un vídeo repasando la trayectoria del grupo, en el que se ha recordado cómo la compañía ha multiplicado su valor por once desde que en 2001 nombró ejecutivo a Galán, que el pasado 26 de abril celebró 20 años como presidente de Iberdrola.

Iberdrola ha generado un impacto económico de más de 300 millones de euros en Canarias en los dos últimos años -en torno a 150 millones de euros cada ejercicio-, ha dicho este martes la compañía a través de un comunicado. De este modo, “ratifica su papel como uno de los principales motores económicos de esta comunidad autónoma”. 

Iberdrola presume de ser una de las empresas que más aporta a la región y lo argumenta en que su contribución fiscal “se ha incrementado más de un 3% en 2025, hasta rozar los 125 millones de euros”.

Iberdrola define su proyecto como “un modelo empresarial de largo plazo, que es capaz no solo de conseguir resultados económicos sino de generar progreso y bienestar en nuestro entorno, a través del fomento del tejido empresarial, con compras, inversiones y creación de empleo, y cuyo objetivo es la electrificación de la economía”.

Iberdrola llega a su Junta General de Accionistas, la de su 125 aniversario, que se celebra este viernes 29 de mayo, cerca de máximos históricos de capitalización bursátil con 135.000 millones de euros, lo que la consolida como la mayor eléctrica de Europa y una de las dos mayores del mundo. Este año, además, pone a disposición de sus accionistas múltiples canales para participar a distancia y la posibilidad de asistir de forma telemática, además de la asistencia presencial con reserva de asiento.

Durante la reunión, la compañía someterá a sus accionistas la aprobación de los resultados del ejercicio 2025, en el que invirtió 14.460 millones de euros e incrementó su beneficio neto en un 12% hasta alcanzar los 6.285 millones de euros.  

Iberdrola cuenta con cientos de accionistas en Canarias que este año recibirán un dividendo de 0,68 euros por acción. De hecho, en el orden del día se ha propuesto un dividendo complementario de 0,427 euros por acción, que se suma a los 0,253 euros por acción abonados el 2 de febrero como dividendo a cuenta. De esta manera, se destinarán 4.500 millones a dividendos correspondientes al ejercicio 2025, lo que supone un incremento del 12% respecto a la cuantía distribuida el año pasado.

Adicionalmente, la compañía ha propuesto por cuarto año consecutivo un dividendo de involucración de 0,005 euros brutos por acción (1 euro bruto por cada 200 acciones) que cobrarán todos los accionistas con derecho a participación si se alcanza un quórum de constitución de, al menos, el 70% del capital social. 

En cuanto al mercado local, durante 2025 Iberdrola ha alcanzando una cuota en el mercado eléctrico canario superior al 10%. Además, dispone de una infraestructura de recarga para vehículo eléctrico de 310 puntos distribuidos en 56 ubicaciones repartidas por todas las islas.

En el ámbito de la Administración Pública, ha formalizado contratos de suministro de energía eléctrica con 27 administraciones, reforzando así el posicionamiento de la compañía en el sector institucional.

Generación renovable

Iberdrola ha construido en estos últimos meses el parque eólico Finca San Juan, ubicado en Arico, en Tenerife. Con una potencia de 17,3 MW, produce energía limpia y renovable equivalente al consumo de cerca de 16.000 hogares, lo que supone una población cercana a la de La Orotava. Su producción llega a los 56 GWh/año, evitando 28.000 toneladas de emisiones de C02. 

También en Tenerife, Iberdrola España opera el parque eólico de Chimiche. Desarrollado con una agrupación de pequeños empresarios locales, cuenta con una potencia de 18,3 megavatios (MW). Actualmente, el parque abastece de energía limpia a una población equivalente a 15.000 hogares, evitando la emisión de 33.000 toneladas de CO2 al año. Además, cuenta con su primera planta fotovoltaica en Canarias desde 2023. Con 7 MW, Llanos Pelos III, en Fuerteventura, permite abastecer de energía limpia a más de 4.000 hogares. La planta ha recibido el Sello de Sostenibilidad de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) por todas las medidas ambientales emprendidas en el proyecto, relata la compañía en un comunicado.

Los sindicatos con representación en Iberdrola celebrarán el 125 aniversario de la eléctrica con huelgas y movilizaciones. Mientras la empresa que dirige Ignacio Sánchez Galán anuncia conciertos y diversas actividades para conmemorar su fundación, las centrales calientan motores para movilizar a la plantilla a partir de la próxima semana con dos días clave, que serán jornadas de paro. Son el 29 de mayo, cuando se celebra la junta de accionistas de la empresa en Bilbao, y está convocada huelga en Euskadi, Navarra y Galicia, y el 19 de junio, coincidiendo con actos de celebración del cumpleaños empresarial, con una huelga en todo el Estado. Los sindicatos buscan con los paros elevar la presión a la empresa en unas negociaciones de convenio que siguen sin avances desde enero de 2025 y que ya el año pasado llevaron a los trabajadores a convocar la primera huelga en la historia de Iberdrola.

Aunque los objetivos son comunes, la negociación del convenio, los sindicatos van separados en las convocatorias. El primer día de paro, el 29 de mayo, la convocatoria la realiza ELA en Euskadi Navarra y la CIG en Galicia. Estos sindicatos acompañarán la jornada de paros con diversas concentraciones en los centros de Larraskitu y ante la Torre Iberdrola, donde se celebrará la junta de accionistas, y con columnas de manifestaciones por Bilbao. Estos dos sindicatos son minoría en la representación del comité estatal. ELA sólo tiene un representante de los 13 asientos del comité donde UGT -cuatro representantes- y CCOO -tres delegados- son mayoría, y la CIG ni siquiera tiene presencia, pero ambas centrales han considerado “esencial la convocatoria del paro coincidiendo con la reunión de la junta de accionistas”. “Nos hubiera gustado ir en unidad de acción, también aquí en Euskadi, pero no ha sido posible”, señala Mikel Cubeiro, delegado sindical de ELA. UGT y CCOO han preferido dejar la convocatoria de huelga para el 19 de junio a nivel estatal -que también secundará ELA y CIG- aunque arrancarán una semana de concentraciones diarias frente a la Torre Iberdrola a partir del próximo lunes para culminar el viernes día de la junta, con una gran movilización de delegados.

Todos los sindicatos reclaman que la empresa, que acumula “enormes beneficios”, traslade esos buenos resultados a la plantilla. Lejos de ello, denuncian que los trabajadores pierden poder adquisitivo año tras año. Aseguran que en los últimos cinco años se ha perdido más de un 19% de poder adquisitivo por parte de los trabajadores. Exigen, por un lado, recuperar lo que se ha perdido y que sus subidas salariales se liguen al IPC.

Según los cálculos que realizan desde ELA, el coste de la subida salarial del IPC sería 10 millones y 67 millones la recuperación del 19% de poder adquisitivo de estos años, frente a unos beneficios de 6.285 millones de euros durante el año pasado. “Ha pasado más de un año desde el inicio de la negociación del convenio y la dirección de Iberdrola niega a su plantilla las legítimas reivindicaciones que ésta lleva demandando más de cinco años, que son mantener el poder adquisitivo y subidas garantizadas mínimas del IPC. Pese al aumento de los Beneficios empresariales, la aprobación de una mayor retribución al accionista y la presentación del Plan Estratégico para los próximos cuatro años, en el que se prevé aumentar el beneficio un 47%, la retribución al accionista un 65% y 400 millones de bonus para directivos, Iberdrola niega a la plantilla, que es la que hace posible llegar a esas cifras, el acuerdo mínimo exigible para la firma de un convenio justo”, denuncian desde ELA.

La mayor discrepancia en la negociación, que de momento no se retomará hasta el 16 de junio, está en que la empresa no quiere ligar la subida salarial al IPC: “La empresa propone para sus trabajadores y trabajadoras en España una 'fórmula de incremento salarial' basada en parámetros empresariales y en el cumplimiento de la previsión de Ebitda para España, marcada de forma unilateral por la alta dirección”, señalan desde UGT. El Ebitda es un indicador en el que al beneficio neto se le suman los gastos por intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones. “Es una propuesta que en ningún caso garantiza el poder adquisitivo de los trabajadores”, señalan. “La propuesta de la empresa es una vergüenza para la que presume de ser un líder energético global y una de las mayores compañías eléctricas por capitalización bursátil del mundo”.

Recuerdan desde los sindicatos que durante la vigencia del actual convenio, es decir desde 2021, “el beneficio neto se ha incrementado un 12% pasando de 4.803 millones de euros a 6.285 millones, acumulando desde 2021 un beneficio neto total de 24.924 millones de euros. El presidente de la compañía ha incrementado su remuneración en un 6,45% pasando de 13,2 millones de euros a 14,11 millones” denuncian. Aseguran que el negocio en España ha aportado en 2025 el 46% del beneficio neto a nivel mundial y que la plantilla de España supone el 23% del total a nivel mundial. Sin embargo, pese a las grandes cifras de beneficios, “la plantilla de Iberdrola en España ha tenido un incremento salarial desde 2021 del 2,8%, acumulando una pérdida de poder adquisitivo del 16%”, denuncian.

Desde UGT recuerdan además la “conflictividad sin precedentes” que se está produciendo en la empresa “por la actitud de la dirección”. Señalan que en los dos últimos años, la Audiencia Nacional “ha condenado a Iberdrola en cuatro ocasiones, obligándola a revalorizar las prestaciones de riesgo del Plan de Pensiones en base al IPC, declarando ilícita la implantación del voto telemático en las elecciones sindicales, anulando la subida de más del 25% pactada con SIE, ATYPE y USO en la cuota de uno de los beneficios sociales de la plantilla y obligándola a subir un 10% el sueldo a los nuevos ingresos por declararse ilegal la doble escala salarial implantada en el convenio de 2021 firmado por SIE, ATYPE y USO”. “A estos juicios se suman otros tantos acuerdos prejudiciales de ámbito nacional en distintas materias: penalización de absentismo, permisos de hospitalización, restricciones a la tarifa empleado y un buen número de demandas a nivel local con asuntos de diversa índole”.

Festival con Juanes y Antonio Orozco

Desde elDiario.es/Euskadi se ha intentado recabar la opinión de la empresa sobre las huelgas y el estado de la negociación del convenio, pero sin éxito. La compañía está inmersa en la preparación de la junta y de los distintos festejos para la celebración de su aniversario, que en el caso de Euskadi tendrá lugar el 12 de junio con un festival gratuito y de acceso libre en el parque de Doña Casilda de Bilbao en el que actuarán Juanes, Antonio Orozco, Rigoberta Bandini y Süne. A continuación, tendrá lugar un espectáculo con 1.500 drones que se podrá ver desde gran parte de la capital vizcaína.

La jornada forma parte de un programa más amplio con el que la compañía conmemora, bajo el lema “125 años luz”, su aniversario a través de iniciativas dirigidas a empleados, clientes, accionistas y al público en general. Entre sus principales citas destacan el festival de música del 27 de junio en Madrid, con Lenny Kravitz, Manuel Carrasco, Ana Mena y Álvaro de Luna, y el concierto de Estopa y Mafalda Cardenal el 28 de noviembre en Valencia. El pasado martes la empresa realizó un acto en la Torre Iberdrola de Bilbao para dar arranque a los festejos al que asistió el lehendakari Imanol Pradales entre otras autoridades.

El Ente Vasco de la Energía (EVE), sociedad pública del Gobierno vasco, e Iberdrola han encontrado en 24 horas el interés de 51 pequeños inversores para cubrir, mediante la fórmula de “crowdlending”, el 60% de los 3 millones previstos para inyectar financiación al parque eólico de Labraza, en la localidad riojanoalavesa de Oyón. Es la primera instalación de renovables que se inagurará en Euskadi en dos décadas y, además de ofrecer reducciones en la factura eléctrica, los promotores están probando otras formas “innovadoras” de “crear beneficio” para las personas que viven en las localidades afectadas.

“Como experimento o novedad, parece que va bien”, se ha felicitado el consejero de Industria, Transición Energética y Sostenibilidad, Mikel Jauregi, del PNV, al dar los primeros datos desde la puesta en marcha de la iniciativa este lunes. Ha dado por hecho que el cupo de 3 millones de euros se llenará al haber sido ya reservados 1,8 en poco tiempo y ha explicado que, después, se dará prioridad a los vecinos del entorno directo del parque, los de Labraza, Barriobusto y todo el término de Oyón. Eso sí, está abierto a cualquier persona de la Rioja Alavesa y de toda la provincia de Álava.

Según los promotores, se pueden meter entre 1.000 y 100.000 euros y se prometen rentabilidades del 7%. “La plataforma Fundeen realiza el proceso inversor con rentabilidad garantizada”, se puede leer en la web del organismo público EVE. Este martes hay una reunión informativa en Labastida y las habrá, igualmente, en Oyón y Laguardia.

No sin oposición social y con controversia política en un municipio gobernado por EH Bildu, las obras de Labraza ya han arrancado. Se habla de una inversión total de 59 millones de euros, por lo que la parte de “crowlending” apenas supera el 5%. Por el momento, según el EVE, “se han adjudicado las obras a la firma navarra ECAY, los aerogeneradores a Siemens-Gamesa y la ampliación de la subestación de evacuación a la ingeniería EDS”. Se trata de una planta de 40 MW y supondrá un salto del 26% en la capacidad de generación eólica actual de la comunidad autónoma.

El consejero Jauregi ha explicado que los proyectos en marcha permitirán pasar de una producción renovable actual que apenas supone el 7,9% del 'mix' total a un 15% en cinco años. Eso implica ganar 450 MW con parques eólicos o solares, mas también otros 300 MW en “autoconsumo”. El EVE tiene un presupuesto total de 80 millones de euros. La ley autonómica de 2024 obliga a que Euskadi alcance un 32% de renovables en 2030 y el último dato es del 21,4%. Son dos indicadores diferentes, ya que en el segundo entra también la energía verde importada, no solamente la producida.

Iberdrola obtuvo un beneficio neto de 1.711,3 millones de euros en el primer trimestre del año, lo que representa una caída del 14,6% con respecto a los 2.004,3 millones de hace un año, informó la compañía. La compañía dirigida por Ignacio Sánchez Galán ha mejorado sus previsiones para 2026 y prevé un crecimiento de más del 8% en el beneficio neto ajustado, excluyendo plusvalías por rotación de activos.

Ajustando por efectos derivados de ajustes de la transacción de México en 2024 (+65,9 millones) y por el impacto del 'capital allowance' en Reino Unido (+87,8 millones) el beneficio neto ajustado de la eléctrica entre enero y marzo crecería un 11,4%, hasta 1.865 millones.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) de la eléctrica entre enero y marzo alcanzó los 4.067,1 millones, un 9,7% menos. El Ebitda ajustado ajustado creció un 2,4%, con el negocio de redes como principal motor. El aumento del 8,6% del Ebitda de Redes ajustado, hasta 2.047,5 millones, se debió a la mayor base de activos regulados, con un aumento del 8%, y las mayores tarifas, al fuerte crecimiento en Reino Unido, impulsado por el aumento de las inversiones y la consolidación de ENW (Reino Unido), así como al desempeño positivo en el resto de geografías.

Por otro lado, la contribución del negocio de Generación Renovable y Clientes cayó un 3,2%, hasta los 2.022,3 millones, debido a que la fuerte producción en Reino Unido (+41%) y en Europa continental (+26%) no compensan el impacto no recurrente por los mayores costes por servicios auxiliares en Iberia. Además, el crecimiento en Estados Unidos se vio condicionado por los impactos positivos no recurrentes registrados en el primer trimestre del año pasado.

Los ingresos del grupo energético ascendieron a 12.017,6 millones, un 4,5% menos.

Las inversiones alcanzaron 2.698,5 millones, con más del 50% en Reino Unido y Estados Unidos y más de 14.500 millones en los últimos doce meses.

En el negocio de Redes las inversiones alcanzaron los 1.461,3 millones de euros, con un tercio destinadas a transporte, impulsando la base de activos regulados un 8% hasta casi los 53.000 millones de euros.

Un año del histórico apagón ibérico del 28 de abril de 2025 que dejó sin luz a 50 millones de personas durante horas. Doce meses en los que diversos informes oficiales han repartido culpas sobre el peor cero eléctrico en Europa en décadas, con epicentro en el sistema eléctrico español, considerado uno de los más seguros, evolucionados y fiables del mundo hasta que lo que parecía imposible ocurrió.

El colapso, apuntan expertos del sector, reveló la necesidad de adaptar la normativa a un sistema que lleva años en rápida transformación y es mucho más complejo por la transición a las renovables, que ya cubren más del 55% del consumo en España.

El peso en España de la fotovoltaica, la energía que más crece en el mundo, es inferior al que tiene, por ejemplo, en la Hungría del todavía primer ministro Viktor Orban, pero eólica y solar fueron señaladas desde distintos sectores (incluso por la Administración de Donald Trump) como responsables de un incidente que, según los dictámenes publicados en España y la UE, fue “multifactorial” y fruto de una cadena de fallos.

“Todo el mundo tuvo algo de responsabilidad”, resume al teléfono el expresidente de Red Eléctrica de España (REE) Luis Atienza, que incluye a empresas y al propio regulador.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha anunciado por ahora 55 expedientes sancionadores a REE, las grandes eléctricas y otras generadoras como Repsol, una de las empresas que ha anunciado que pedirá una indemnización por daños sufridos en el apagón.

Los dos que apuntan por ahora a una posible infracción “muy grave” de la Ley del Sector Eléctrico afectan a REE (sanción que deberá decidir en su caso el propio Gobierno) y a la dueña de las nucleares de Almaraz y Trillo, en la que participan todas las eléctricas, con mayoría de Iberdrola. La vicepresidenta Sara Aagesen ya atribuyó a REE, que preside la exministra socialista Beatriz Corredor (cuyo mayor accionista es el Estado), una “mala planificación” de centrales de respaldo el día del apagón, al programar la menor potencia firme de todo el año.

El operador del sistema ha asegurado que el informe de los expertos europeos muestra que cumplió la normativa “antes, durante y después” del colapso. Las eléctricas afirman que lo hizo “al límite”. Con ambos bandos inmersos desde el principio en una batalla a cara de perro, hay en juego compensaciones y multas millonarias y un enorme coste reputacional.

Los expedientes, recalcó Competencia, “no implican, por sí mismos, la atribución del origen o causa del apagón a las empresas afectadas”, dado ese “origen multifactorial” que recogieron los informes del Gobierno (en junio) y, en marzo de este año, los expertos europeos de ENTSO-E, que lo atribuyeron a un fenómeno de sobretensión propiciado por una tormenta perfecta de fallos en cadena.

Atienza ve “muy difícil” determinar quién tuvo más culpa (“seguramente” lo acabará dirimiendo un juez, dice) y cree que lo relevante es “qué aprendemos” del apagón y “qué oportunidades nos proporciona para dar un salto adelante” en la gestión de un sistema eléctrico “con unas características muy diferentes al de hace 25 años”.

“Más encima”

El episodio, en palabras del secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, mostró “que hay que estar más encima del sector”. Fue un evento “excepcional y sin precedentes”, según los expertos de la UE, que identificaron 17 desencadenantes: una combinación de fluctuaciones de tensión y oscilaciones (comenzando por la que forzó, por razones no explicadas, una gran planta fotovoltaica en Badajoz perteneciente a Iberdrola, como reveló elDiario.es) que culminó con la pérdida de sincronismo del sistema ibérico con el resto de Europa y el cero total, después de que grandes centrales de generación que debían controlar tensión no lo hicieran y plantas de renovables se desconectaran indebidamente pese a operar en los márgenes legales de tensión. 

Desde la prudencia y la distancia, al teléfono desde Zambia, el ingeniero eléctrico y académico Ignacio Pérez Arriaga, redactor del Libro Blanco para la reforma del sector, apunta que “puede que ninguno haya hecho nada ilegal”, pero las conclusiones del informe europeo indican “cierto abandono o descuido en la seguridad del sistema” por parte de todos los agentes. Y falta de “adecuación a los nuevos tiempos” en la regulación, competencia de la CNMC, a la que el Gobierno intentó desgajar sin éxito la competencia de energía cuando Teresa Ribera aún era ministra.

Un discípulo de Pérez Arriaga, el académico del ICAI y experto en energía José Luis Sancha, ex de Endesa y REE, apuntaba hace unos días en LinkedIn la “solvencia técnica” del informe europeo, que “no responde a intereses regulatorios o sancionadores concretos” y huye de “interpretaciones simplistas”, y apelaba a aplicar sus 19 recetas con “un clima de diálogo y cooperación entre todos, que permita abordar esas recomendaciones con garantía y urgencia”.

Como marca la normativa de la UE, el informe que redactaron 49 expertos europeos incluía a operadores del sistema, reguladores y observadores independientes que, subraya Atienza, se juegan “el prestigio”. Iberdrola y Endesa han cuestionado el dictamen por la presencia de REE en la investigación, y por obviar aspectos como que España es el único país de Europa que considera admisibles tensiones de hasta 435 kV, dejando un margen de solo 5 kV hasta que actúan las protecciones, frente al límite de 420 kV del resto de Europa.

También al margen de esos dictámenes oficiales, el juicio político de la comisión de investigación que creó en el Senado el PP cargó las culpas del apagón en REE, el Gobierno y la CNMC, y libró de toda responsabilidad a las grandes eléctricas.

Pedro Fresco, experto en energía y director general de la patronal valenciana de renovables Avaesen, define el informe europeo como “una autopsia” que detalla “el 99% de lo que pasó”. La recomendación “más importante” de ese dictamen es que “las renovables tienen que ser habilitadas para poder controlar tensión” y evitar el “descontrol” de aquel aciago y soleado día de abril.

“No hubiese sucedido”

En el momento del apagón la CNMC no había aprobado aún un procedimiento de operación (el P. O. 7.4) al que dio luz verde semanas después del colapso (aunque no ha empezado a aplicarse hasta hace unas semanas), tras años de proyectos piloto para calibrar el coste de la medida. REE planteó actualizarlo en 2020, cuando las renovables empezaron a participar en el control de tensión en Portugal, que comparte mercado eléctrico con el español.

Como dice Atienza, a toro pasado “es muy fácil aprender”, pero, según Fresco, “si el procedimiento de operación 7.4 hubiera estado en el momento y las renovables hubieran controlado tensión, el apagón no hubiese sucedido”.

Un fallo regulatorio de la CNMC, una suerte de supervisor todólogo creado por el Gobierno de Mariano Rajoy (vigila energía, telecomunicaciones, transporte o Competencia) cuyo modelo apunta Pérez Arriaga, quizá no sea el más adecuado: “Yo soy partidario de que cada sector tenga su comisión reguladora”, porque “es imposible que haya un grupo de personas que entienda de todos los sectores”, dice el también ex consejero de la extinta CNSE (antecesora de la CNMC).

La CNMC ha asegurado que había “herramientas” legales para evitar el apagón, idea en la que insistió hace unos días su todavía presidenta, Cani Fernández, al negar el “vacío regulatorio” que apuntaron la víspera los responsables de Iberdrola y Endesa.

El control de tensión con renovables, explica Fresco, “ya se está viendo en la programación de ciclos combinados [centrales de gas] y en los costes de las restricciones técnicas”, con las que REE soluciona problemas puntuales de la red e incluyen la denominada operación reforzada, el colchón extra de seguridad que aplica desde el apagón (con más uso del gas) con un coste de 666 millones hasta marzo.

Esos costes, apunta Fresco, “han empezado a bajar desde que las renovables han empezado a hacer ese control”. “En horas solares, la programación de ciclos ha pasado de una horquilla de 2.000-3.000 megavatios (MW) desde el apagón a menos de 2.000 en los últimos quince días”, y “todo indica que es porque ya tenemos 4.500 MW renovables controlando tensión”.

En marzo, la CNMC publicó un informe con más de veinte recomendaciones que relacionaba la creciente volatilidad de las tensiones del sistema eléctrico español con la “rápida” descarbonización de un parque generador cada vez más complejo y distribuido y “un desarrollo más lento de la demanda eléctrica”, en un contexto de escasa interconexión y creciente penetración del autoconsumo, sobre el que REE apenas ha tenido visibilidad pese a su gran despliegue de los últimos años.

Retos que “tienen solución”

Un sistema “en el que gran parte de la generación no es síncrona” presenta retos “que afortunadamente tienen solución técnica”, apunta Atienza, que se declara “optimista” porque “una crisis así te permite dar un salto adelante” e insta a saber no solo “qué ha fallado”, sino dar “un repaso a fondo” para seguir avanzando en electrificación y descarbonización.

Impulsar la demanda y la interconexión son, apunta el exministro, desafíos “estructurales” pendientes, permitiendo nuevos accesos a una red muy saturada y reduciendo el aislamiento de la Península con el resto de Europa para seguir integrando renovables. Todo a la espera de una posible revisión del cierre nuclear progresivo pactado en 2019 con primera parada en la central de Almaraz, sobre cuya continuidad debe decidir este año el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN).

Para el consultor energético Kim Keats, “el apagón no fue consecuencia de una falta de inercia”, como se dijo en un principio desde determinados sectores (especialmente pronucleares), “ni de un defecto inherente a las energías renovables”. “Gran parte del debate público inicial estuvo marcado por narrativas que, aunque comprensibles, resultaron ser engañosas: exceso de solar, insuficiente generación síncrona, error del operador. Estas explicaciones ofrecían claridad a costa de precisión”.

En su opinión, los informes dejan claro “que el sistema se comportó de forma coherente con su creciente complejidad: pequeñas perturbaciones interactuando con márgenes estrechos, sistemas de protección reaccionando localmente, y una cascada resultante de la interacción de múltiples respuestas individualmente racionales”.

Keats señala que el marco regulatorio, “diseñado para un sistema distinto”, “tiene dificultades para seguir el ritmo”, con un sistema eléctrico que está experimentando una transformación estructural impulsada por la descarbonización, la electrificación y el creciente peso de la electrónica de potencia que montan las plantas fotovoltaicas y eólicas. 

Para hacer frente a esa creciente complejidad y a la “dejadez” normativa que apunta Pérez Arriaga, se han sucedido medidas en estos doce meses. Tras actualizar por fin el P. O. 7.4, la CNMC aprobó en octubre cambios urgentes en tres procedimientos de operación ante nuevas variaciones bruscas de tensión como las del apagón. También se modificaron las rampas de entrada y salida de las plantas de renovables (para evitar súbitas pérdidas e incrementos de potencia en el sistema) y se propuso incrementar los topes de inversión en la red de distribución a cambio de reforzar, entre otros aspectos, el control de tensión. 

En julio, el Gobierno cambió el plan de desarrollo de la Red de Transporte para instalar por primera vez en la Península compensadores síncronos y reactancias y mejorar el control de tensión. Tras tumbar el Congreso en julio un decreto-ley de medidas urgentes, Transición Ecológica aprobó en noviembre un decreto con medidas de refuerzo del sistema. En febrero sacó a consulta un decreto para elevar la capacidad en las redes y reforzar el sistema, con medidas específicas para amortiguar las oscilaciones de potencia.

Como señala Atienza, el apagón “de repente nos coloca en la realidad de que es necesario pegar un salto de sofisticación en la operación del sistema del que todavía no hemos visto casi nada, porque el ritmo de cambio que se está produciendo desde el punto de vista tecnológico es extraordinario”.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha anunciado este viernes la incoación de otros 35 expedientes sancionadores en el marco de su investigación del histórico apagón eléctrico del 28 de abril de 2025, lo que eleva a 55 el número de expedientes abiertos.

Se trata de 34 nuevas infracciones “graves” y una “muy grave” a la agrupación de interés económico (AIE) que gestiona las nucleares de Almaraz y Trillo, por una presunta “reducción, sin autorización, de la capacidad de producción o de suministro de energía eléctrica, incluyendo el incumplimiento reiterado de las obligaciones de disponibilidad por las unidades de producción”.

Los nuevos expedientes afectan también, por infracciones “graves” de la ley eléctrica, a Iberdrola (otros 18 expedientes), Endesa (12) y la AIE que explota las nucleares de Vandellós y Ascó, en Tarragona, con otro más por “la presentación de ofertas con valores anormales o desproporcionados con el objeto de alterar indebidamente el despacho de las unidades de generación o la casación del mercado”. La nueva batería de sancionadores afecta también a otras como Engie, Totalenergies y ContourGlobal, del fondo KKR y que opera varias centrales termosolares en España y el ciclo combinado de Arrúbal, en La Rioja.

Estos expedientes se suman a los anunciados hace una semana a REE (la única en la que hasta ahora la CNMC apreciaba una infracción “muy grave”), Iberdrola, Naturgy, la propia Endesa o Repsol.

Competencia recuerda que tras el apagón “inició varios expedientes informativos con el fin de analizar las circunstancias del cero eléctrico y determinar los hechos relevantes bajo la perspectiva de la normativa sectorial eléctrica”.

“Como resultado de las investigaciones, la CNMC ha detectado diversos indicios de incumplimiento, mantenidos durante periodos prolongados de tiempo, que habrían afectado al funcionamiento del sistema eléctrico y podrían ser constitutivos de infracciones administrativas”. “Las incoaciones notificadas incluyen también la investigación de prácticas producidas en días o periodos distintos al 28 de abril de 2025, pero que constituirían igualmente indicios de posibles infracciones sectoriales detectados en el marco de la investigación del incidente”.

“No obstante, tal como se señaló en el caso de los expedientes incoados la semana pasada, los hechos objeto de estos procedimientos no implican, por sí mismos, la atribución del origen o causa del apagón a las empresas afectadas, dado que el incidente respondió a un origen multifactorial”.

La incoación de estos expedientes no prejuzga el resultado final de la investigación. Estos procedimientos tienen una duración máxima que varía entre los nueve y los dieciocho meses en función de la gravedad de la infracción. En todo caso, los interesados podrán formular alegaciones y proponer la práctica de pruebas.

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.