El Gobierno de Castilla-La Mancha concederá ayudas por valor de hasta 300.000 euros para el aprovechamiento de las energías renovables en la región en comunidades energéticas y comunidades de propietarios.

Una orden de la Consejería de Desarrollo Sostenible publicada este miércoles en el Diario Oficial de la región ha dado a conocer las bases que regularán las ayudas, aunque todavía no hay una convocatoria vigente.

Así, se establece que serán subvencionables las inversiones para instalar equipos o tecnologías de energía solar fotovoltaica. Entre las actuaciones que podrán ser objeto de la ayuda se encuentran la adquisición de equipos y materiales, el montaje de las instalaciones y los costes de la redacción de los proyectos o memorias técnicas, entre otros. También se consideran subvencionables las ampliaciones de las instalaciones ya existentes por mayor generación. Las instalaciones de generación de energía eléctrica podrán estar conectadas a la red o estar aisladas de la misma, o ser para autoconsumo.

Topes de 80.000 euros por actuación y 300.000 por comunidad

La subvención máxima concedida no superará los 80.000 euros por actuación, con un tope de 300.000 euros para todas las actuaciones que realice una misma comunidad beneficiaria durante cualquier periodo de tres años. El coste de las intervenciones sí podrá ser mayor que dichos importes, pero el excedente no sería subvencionable.

De estas ayudas podrán beneficiarse las comunidades energéticas y las comunidades de propietarios, tanto si realizan una actividad económica por la que ofrezcan bienes o servicios en el mercado como si no la realizan.

La orden indica que, para ser beneficiaria, la comunidad deberá estar formada por un mínimo de cinco personas socias o miembros, y que las instalaciones resultantes de la actuación que fundamenta su concesión deberán ser explotadas y utilizadas por la comunidad energética.

También establece un plazo de ejecución máximo de 15 meses, que podrá ser ampliado en un máximo de 6 meses, si bien la orden remite a lo que se marque en cada convocatoria.

44 comunidades energéticas activas en la región

Las comunidades energéticas están formadas por socios o miembros que se unen para aprovechar de manera conjunta los recursos renovables o realizar actividades relacionadas con el sector energético, de manera que los beneficios que se generan, medioambientales y socioeconómicos, se reinvierten en la propia comunidad o el área local donde se ubica.

Actualmente, el portal web Comunidades Energéticas de Castilla-La Mancha indica que en la región hay 44 comunidades activas. Forman parte de ellas 932 socios, tienen instalados 8.825 kW y producen 14,17 GWh/año, ahorrando 2.848,77 toneladas de CO₂ al año. Además, hay otras 55 comunidades en proceso de constitución.

El Instituto Aragonés de Gestión Ambiental (Inaga) ha resuelto dos iniciativas de hibridación de energías renovables en la comarca de Tarazona y el Moncayo, ambas de empresas bajo el paraguas del grupo Forestalia. Mientras el denominado proyecto Castor ha recibido una declaración de impacto ambiental favorable, aunque condicionada y limitada a determinados suelos, la planta fotovoltaica Los Borjas II ha sido declarada “incompatible con la protección del medio ambiente” por su afección a la fauna, el paisaje y la normativa urbanística.

En el caso de Castor, promovido por Habidite Energy SL, se trata de la hibridación fotovoltaica de 17,58 megavatios sobre una superficie de 40 hectáreas en Tarazona, Grisel y Vera de Moncayo, integrada con el parque eólico Castor ya operativo.

El Inaga concluye que la actuación puede ser compatible con el medio ambiente siempre que se ajuste a las condiciones impuestas, especialmente en lo relativo al suelo. El organismo limita su viabilidad a las zonas clasificadas como suelo no urbanizable genérico y excluye aquellas áreas protegidas por interés forestal o de pastos, conforme al planeamiento urbanístico de Tarazona, declarando dichas zonas como “incompatibles con la adecuada conservación de los valores naturales y patrimoniales”.

El informe también impone restricciones para minimizar el impacto ambiental, como la obligación de implantar los seguidores solares exclusivamente “mediante hinca en el terreno” , la prohibición del uso de herbicidas y la gestión de la vegetación mediante métodos como el pastoreo. Asimismo, el proyecto deberá respetar la regeneración de las zonas afectadas por el incendio de Añón de Moncayo de 2022, ya que los desarrollos en ese suelo no pueden obstaculizar la regeneración vegetal por un plazo de diez años.

Lo que se deberá dirimir es el conflicto con la empresa de renovables RWE, impulsora del parque eólico Grisel y que alegó el solapamiento de terrenos, algo en lo que la DIA no entra.

'Los Borjas II': rechazo total

Frente a este escenario, el Inaga ha rechazado de forma íntegra el proyecto Los Borjas II, promovido por Innovación Energética Sostenible SL—empresa también vinculada al grupo Forestalia—, al considerar que resulta “incompatible con la protección del medio ambiente y desfavorable”. Se trata de una planta fotovoltaica de 20,118 MW sobre 41,5 hectáreas también en Tarazona y con línea de evacuación de 15,4 kilómetros hasta la SET Castor.

La resolución se apoya, en primer lugar, en su ubicación sobre suelo no urbanizable protegido por razones de interés forestal o de pastos (SNU-FP) del municipio de Tarazona, donde este tipo de instalación “no es viable urbanísticamente” según el planeamiento urbanístico vigente, de 1985.

A ello se suma que todo el suelo del proyecto se ubica en el monte de utilidad pública denominado Valcardera, de titularidad municipal , sin que el promotor haya “justificado adecuadamente la imposibilidad de emplazamiento alternativo fuera del monte” ni tramitado la correspondiente concesión de uso privativo.

El expediente señala además un impacto significativo sobre la avifauna, en un entorno de alta sensibilidad ecológica. La planta se proyectaba a solo 245 metros del área crítica Mochales, vinculada a la conservación de la alondra ricotí, especie en peligro de extinción, y en zonas consideradas clave para aves esteparias. El Inaga advierte de la “presencia muy significativa de especies de avifauna incluidas en los catálogos aragonés y español de especies amenazadas”, como el milano real, el cernícalo primilla o la ganga ibérica, cuya presencia ha sido “constatada en el estudio de avifauna de ciclo anual”.

Alta presión energética y transformación del paisaje

La evaluación ambiental también incorpora el efecto acumulativo de las infraestructuras energéticas en la zona. En un radio de diez kilómetros, el Inaga identifica la presencia de decenas de proyectos eólicos y fotovoltaicos en funcionamiento o tramitación, lo que ha provocado una transformación progresiva del paisaje.

Mientras que en el caso de Castor el organismo considera que el impacto global puede ser asumible bajo condiciones estrictas , en Los Borjas II concluye que la actuación supondría una “transformación significativa del entorno” y una pérdida de conectividad ecológica en un área de alta sensibilidad ambiental, próxima a espacios de la Red Natura 2000 como la ZEC Peñadil, Montecillo y Monterrey.

La resolución subraya que, en este caso, ni las medidas correctoras ni los condicionantes propuestos por el promotor serían suficientes para garantizar la compatibilidad del proyecto con la conservación de los valores naturales del entorno. Así, el principio de cautela se utiliza como criterio determinante para su rechazo.

La Plataforma a Favor de los Paisajes de Teruel ha remitido al Ayuntamiento de Andorra un escrito en el que solicita la suspensión de las centrales fotovoltaicas proyectadas en el municipio por Forestalia y posteriormente traspasadas a BRUC, cuyo inicio de obras se ha anunciado como inminente en los últimos días.

Las plantas afectadas son Mudejar I, Encuentro, Gargallo I, Illio III, San Pedro, Sedeis II, III y VI, y Tolocha I. Tras un “estudio exhaustivo” de las licencias concedidas por el consistorio y de las resoluciones emitidas por el Gobierno de Aragón, la plataforma asegura haber detectado “irregularidades significativas que deberían suspender cualquier actividad relacionada con los citados proyectos”.

Entre los principales argumentos, el colectivo señala que las licencias municipales fueron concedidas “un año antes” de la publicación en el BOA de las autorizaciones de la Dirección General de Energía y Minas. A su juicio, esto sería “el equivalente a conceder licencia para una obra particular sin haber presentado un proyecto visado”. Además, sostienen que las autorizaciones autonómicas “no se corresponden con el proyecto aprobado por el consistorio”, al incluir modificaciones posteriores que afectan tanto a los vértices del vallado como a la tipología de los módulos fotovoltaicos.

La plataforma también advierte de que en algunos proyectos, como Ilio III, Sedeis II y Sedeis VI, la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) se publicó meses después de la concesión de las licencias municipales. Recuerdan que estas deben incorporar el contenido ambiental de dicha declaración, por lo que “deben ser posteriores” y no pueden otorgarse de forma condicionada, ya que sería “como conceder una licencia de obras sujeta a que el informe del arquitecto municipal sea favorable”.

El escrito vincula además la tramitación de estas centrales con el “escándalo de la empresa promotora”, que “presuntamente obtuvo las autorizaciones ambientales de sus proyectos de forma corrupta”. En este sentido, citan la diligencia de una funcionaria encargada de la evaluación ambiental, que dejó constancia de que la tramitación de informes pasó de la empresa pública SARGA a “una empresa privada participada por cargos vinculados a partidos políticos y que había trabajado para Forestalia con anterioridad”. Este hecho, añaden, quedó expuesto en la Comisión sobre renovables celebrada en las Cortes de Aragón, “sin consecuencias”.

Otro de los puntos que subraya la plataforma es que, en su opinión, los nueve parques conforman en realidad “un único proyecto fragmentado de forma artificial” para su tramitación ante el Gobierno de Aragón y el INAGA. Argumentan que las instalaciones “forman un continuo”, comparten línea de evacuación y subestación eléctrica, y pertenecen a la misma promotora.

Por último, apuntan a un posible incumplimiento del Plan General de Ordenación Urbana (PGOU). Según indican, tras la concesión de las licencias municipales, la Comisión de Urbanismo realizó anotaciones y requerimientos relacionados con la posible ocupación de suelo no urbanizable especial, con fecha de 9 de junio de 2023, “seis meses después de haber sido concedidas las licencias”.

A la vista de estos elementos, la plataforma considera que existen “argumentos suficientes” para que el Ayuntamiento suspenda las licencias y “todas las acciones derivadas de las mismas”. Asimismo, sostiene que el consistorio “no puede excusarse en motivaciones económicas ni convertir en rehenes conceptos como el desarrollo o la industrialización”, al entender que plantean “un falso dilema” y que “no existe ningún bien que se derive de la corrupción”.

El Diario Oficial de Extremadura (DOE) ha publicado este miércoles cuatro resoluciones por las que se otorga autorización administrativa previa a otros tantos proyectos de plantas solares fotovoltaicas en la provincia de Cáceres, promovidos por distintas sociedades del grupo FRV.

La inversión total prevista para el conjunto de los cuatro proyectos supera los 82 millones de euros, según los presupuestos de ejecución material recogidos en las resoluciones publicadas.

En concreto, se trata de las instalaciones 'FRV Guijo Solar III' y 'FRV Guijo Solar IV', ubicadas en el término municipal de Guijo de Coria, así como 'FRV Guijo Solar V', en Calzadilla, y 'FRV Guijo Solar VI', que se desarrollará entre los municipios de Calzadilla y Casas de Don Gómez.

Cada uno de los proyectos cuenta con una potencia instalada de 45,9 megavatios, con sistemas de control que limitan la potencia vertida a la red a 41,5 megavatios, y están destinados a la producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica, incluidas las correspondientes infraestructuras de evacuación.

Las plantas de Guijo de Coria estarán conectadas a través de infraestructuras comunes que evacuarán la energía hasta la subestación 'Zarzón 400 kV', propiedad de Red Eléctrica de España, mientras que los proyectos de Calzadilla incorporan además una subestación elevadora propia y líneas de evacuación, en uno de los casos con trazado aéreo de más de 12 kilómetros.

Las instalaciones estarán compuestas por decenas de miles de paneles fotovoltaicos bifaciales -más de 74.000 en cada proyecto- y más de un centenar de inversores, además de varios centros de transformación y líneas subterráneas de media tensión. 

Alfanar Energía, empresa promotora de la planta fotovoltaica ‘Haza del Sol’, ha dado un plazo de quince días a un grupo de propietarios de Fuentelencina, un pequeño pueblo de Guadalajara, que no quiere arrendarles sus terrenos para este proyecto.

Les ha remitido una carta, a la que ha tenido acceso este medio, en la que afirma que en el caso de no recibir respuesta en dicho plazo para un “acuerdo amistoso”, considerará que no desean alcanzar un acuerdo y procederá a incluir los terrenos “dentro de la solicitud de Declaración, en concreto, de Utilidad Pública”, paso previo a una posible expropiación.

Ecologistas en Acción, que denuncia estos hechos, detalla que el proyecto de parque solar ‘Haza del Sol’ tiene una extensión de 275 hectáreas, pero hay 94 hectáreas que no han sido cedidas por los vecinos.

Su tramitación comenzó en 2021, pero los titulares de los terrenos se quejan de que no fueron informados adecuadamente, según apuntan los ecologistas. Afirman que el ultimátum les deja “indefensos bajo una gran presión y que se limita su capacidad de negociación”.

Este colectivo dice tener “dudas” sobre la viabilidad real de la planta fotovoltaica, puesto que, según señala, está “pendiente un conflicto” entre Alfanar y Red Eléctrica sobre los plazos para habilitar las infraestructuras necesarias para la evacuación de la electricidad generada.

Tierras cultivadas por agricultores locales

La línea prevista tiene una longitud de 48 kilómetros y conectaría Fuentelencina con la subestación de Alcalá de Henares, atravesando regadíos, monte bajo y áreas arboladas.

Buena parte de las 94 hectáreas que no han sido arrendadas están siendo cultivadas por agricultores locales, por lo que su cesión implica “pérdida de actividad agraria y de puestos de trabajo en un contexto en el que se pretende frenar el éxodo rural”.

Subrayan los ecologistas que estos vecinos no se oponen al desarrollo de energías renovables, pero que el proceso tiene que desarrollarse “con transparencia, garantías y equilibrio con la protección del medio”. Solicitan asimismo la intervención de las administraciones competentes para revisar el procedimiento y “garantizar la salvaguarda de los derechos de los propietarios, el empleo agrario y el futuro del municipio”. No descartan emprender acciones legales.

Este medio se ha puesto en contacto por escrito con la empresa promotora del proyecto para recoger su valoración, sin que por el momento haya habido respuesta.

Fuentelencina forma parte de un área de Guadalajara en el que, junto con la Comunidad de Madrid y la provincia de Toledo, están proliferando las plantas fotovoltaicas. Desde hace dos años varias entidades de la zona se han movilizado para mostrar su oposición bajo los lemas ‘No queremos campos de cristal’ y ‘Fotovoltaicas así no’.

La Asociación 25 de marzo ha convocado para este domingo una marcha-protesta en el entorno de la planta fotovoltaica 'Francisco Pizarro' (Cáceres), considerada la más extensa de Europa, como denuncia al proceso de “colonización energética” de Extremadura por parte de grandes compañías eléctricas.

La movilización pretende denunciar el impacto territorial y social de los grandes proyectos energéticos en la región. Partirá a las 10:00 horas desde la rotonda de acceso a la planta, situada entre los municipios cacereños de Torrecillas de la Tiesa y Aldeacentenera, des de la carretera CC-419 y recorrerá varios kilómetros hasta las inmediaciones de la instalación, propiedad de Iberdrola, que ocupa unas 1.300 hectáreas de superficie.

Desde la asociación señalan que esta planta constituye uno de los ejemplos “más representativos del modelo energético que critican”, basado en macroinstalaciones que, a su juicio, “inutilizan amplias extensiones de suelo para usos agrarios y tradicionales”.

En este sentido, recuerdan que Extremadura “exporta alrededor del 80% de la electricidad que produce” y que las plantas fotovoltaicas ya instaladas generan “más del doble de la energía que consume la región a lo largo de un año”. Asimismo, subrayan que las centrales hidroeléctricas del Tajo y el Guadiana producen aproximadamente la mitad de la electricidad que consume Extremadura, “pese a lo cual continúan tramitándose nuevos proyectos de grandes plantas solares”.

La Asociación 25 de marzo critica que este modelo “prioriza la rentabilidad de las multinacionales energéticas frente al desarrollo local y el autoconsumo”, y lo compara con comunidades autónomas con déficit energético como Madrid, Cataluña y el País Vasco.

A juicio de la organización, Extremadura “podría autoabastecerse con una parte de las instalaciones actuales, sin necesidad de seguir ocupando grandes superficies de terreno”, y reclaman una planificación diferente de la transición energética.

La jornada concluirá con la proyección del documental 'Vidas irrenovables. Naturaleza o miseria', a las 12:00 horas en la Casa de la Cultura de Madroñera, con la presencia de su director, Francisco J. Vaquero, según han informado los propios convocantes. 

Desde 2020 se han presentado proyectos de producción de energía eléctrica en la provincia de Valencia por una potencia conjunta de 6.927,77 MW. Esta cifra incluye todos los expedientes en cualquier estado de tramitación: autorizaciones, denegaciones o en trámite. Según explica la Plataforma per la Ubicació Racional de les Energies Renovables, el total de las garantías por estos proyectos (calculada la potencia multiplicada por 40 euros el kW) asciende a más de 277 millones de euros, unas garantías que o bien se devuelven o se incautan por el incumplimiento de los interesados.

Sin embargo, denuncian que la Conselleria de Medio Ambiente, Infraestructuras y Territorio está devolviendo todo el importe de garantías, “cuando hay proyectos a los que se ha recurrido sobre esas garantías específicamente, ya que se han incumplido los preceptos por los que el promotor puede recuperar esos avales”.

165 instalaciones de renovables desestimadas

La Plataforma per la Ubicació Racional de les Energies Renovables alerta de que se han desestimado en la 165 instalaciones de renovables en todo el territorio valenciano y que, “en ningún caso” se han ejecutado los avales: “Según la Conselleria todos tienen justificación para no ejecutar los avales”.

Ante esta situación, la plataforma ha planteado, “desde el principio”, diversos recursos de alzada en los que se reclama que las resoluciones que desestimaban las plantas “no eran correctas y debían modificarse al no explicitar si los avales se ejecutaban o no”; algunas de ellas, detallan, tienen más de tres meses y están denunciadas al Síndic de Greuges por no tener respuesta.

Así, se preguntan si la Generalitat Valenciana puede no ejecutar los avales a aquellas plantas donde hay un recurso de alzada sin contestar en el que se argumenta que la desestimación “no es correcta”; al margen de conocer los criterios por los que la Administración autonómica no ha ejecutado ninguno de los avales de las plantas que han sido desestimadas.

“Se trata de una importante cantidad de dinero que podría estar en manos de la Administración y, sin embargo, no sabemos con qué criterios se les devuelve a los promotores en todos los casos, cuando son las empresas las que se retiran al no interesarles el proyecto”, sentencian.

Pregunta de Compromís a la consellera

El diputado de Compromís, Vicent Granel, presentó una pregunta al respecto dirigida a la consellera de Innovación, Industria, Comercio y Turismo, Marián Cano, tras reunirse con representantes de la Plataforma per la Ubicació Racional de les Energies Renovables. El Ejecutivo autonómico respondió el pasado mes de noviembre asegurando que no les constaba ningún expediente de ejecución de avales “pese a la existencia de centenares de proyectos de reserva que mantienen bloqueadas centenares de hectáreas de suelo”.

Granel apunta que la pregunta pretendía conocer cuántos proyectos se han presentado, cuántos se han desechado, cuántos proyectos existen y cuántos avales se han ejecutado: “Hay un agujero que no se quiere tapar”. Y sostiene que si el aval deja de ser una garantía, “pasa a ser papel mojado”, y lamenta que no se han desarrollado criterios claros de ejecución de avales ni expedientes sancionadores: “No se pone fin a los proyectos especuladores porque se pueden presentar todos los proyectos que se quieran”.

El diputado de Compromís considera “preocupante” la política energética del Consell de Pérez Llorca: “Queremos saber de cuántos expedientes y de cuánto dinero estamos hablando”. La coalición valencianista tiene previsto presentar una Proposición No de Ley para tratar de forzar un posicionamiento político del Gobierno valenciano y pedir la ejecución automática de avales de aquellos proyectos retirados sin justificación de desestimación para evitar la especulación.

La ejecución de avales, si hay infracción

La Conselleria de Medio Ambiente, Infraestructuras y Territorio explica a elDiario.es que la normativa solo contempla que se ejecuten los avales cuando hay una infracción por parte del promotor del parque fotovoltaico o de la instalación renovable: “En estos casos hablamos de que la instalación no ha salido adelante por causas ajenas, como informes desfavorables porque es incompatible con alguna zona natural, paisaje, o similar”. Así, no se pide el cobro del aval, “ni tampoco en los proyectos nacionales”. Las plantas pequeñas y medianas (hasta 50 MW) las autoriza la Generalitat Valenciana y las grandes el Gobierno, “y se sigue la misma línea en ambos casos”.

Los casos de especulación, “los menos”

Marcos Lacruz, presidente de Avaesen (Asociación Valenciana de Empresas de Energía), comenta cómo estos avales se formalizan al principio del procedimiento para garantizar que el proyecto siga adelante. El problema, reseña, es que hay algunos que se iniciaron hace cinco o seis años “y todavía no han podido comenzar a desarrollarse, y las condiciones han cambiado”. En ocasiones, porque la Administración ha ido recabando informes y los condicionantes hacen que el proyecto sea muy diferente, “modificaciones que no son imputables al promotor”. Por ese motivo se producen las renuncias, “y todo eso está muy reglado”.

Lacruz reconoce que claro que existe quién ha jugado a la especulación, “pero esos casos son los menos”. “Calculamos que hay entre 300 y 400 proyectos en tramitación en la Comunitat Valenciana, pendientes de resolverse y que el expediente concluya en un sentido o en otro”, relata el presidente de Avaesen, que quiere “romper una lanza” por las iniciativas que se llevan a cabo en el territorio valenciano, “proyectos más pequeños, que impulsan pequeñas y medianas empresas, y que se ven perjudicadas por el atasco administrativo, que nos hace mucho daño”.

Des del 2020 s’han presentat projectes de producció d’energia elèctrica a la província de València per una potència conjunta de 6.927,77 MW. Aquesta xifra inclou tots els expedients en qualsevol estat de tramitació: autoritzacions, denegacions o en tràmit. Segons explica la Plataforma per la Ubicació Racional de les Energies Renovables, el total de les garanties per aquests projectes (calculada la potència multiplicada per 40 euros el kW) ascendeix a més de 277 milions d’euros, unes garanties que o bé es tornen o es confisquen per l’incompliment dels interessats.

No obstant això, denuncien que la Conselleria de Medi Ambient, Infraestructures i Territori està tornant tot l’import de garanties, “tot i que hi ha projectes contra els quals s’ha recorregut sobre aquestes garanties específicament, ja que s’han incomplit els preceptes pels quals el promotor pot recuperar aquests avals”.

165 instal·lacions de renovables desestimades

La Plataforma per la Ubicació Racional de les Energies Renovables alerta que s’han desestimat 165 instal·lacions de renovables en tot el territori valencià i que, “en cap cas”, s’han executat els avals: “Segons la Conselleria tots tenen justificació per a no executar els avals”.

Davant aquesta situació, la plataforma ha plantejat, “des del principi”, diversos recursos d’alçada en què es reclama que les resolucions que desestimaven les plantes “no eren correctes i havien de modificar-se per no explicitar si els avals s’executaven o no”; algunes d’aquestes, detallen, tenen més de tres mesos i estan denunciades al Síndic de Greuges per no tindre resposta.

Així doncs, es pregunten si la Generalitat Valenciana pot no executar els avals a les plantes en què hi ha un recurs d’alçada sense contestar en què s’argumenta que la desestimació “no és correcta”; al marge de saber els criteris pels quals l’Administració autonòmica no ha executat cap dels avals de les plantes que han sigut desestimades.

“Es tracta d’una quantitat de diners important que podria estar en mans de l’Administració i, no obstant això, no sabem amb quins criteris se’ls tornen als promotors en tots els casos, quan són les empreses les que es retiren per no interessar-los el projecte”, sentencien.

Pregunta de Compromís a la consellera

El diputat de Compromís, Vicent Granel, va presentar una pregunta sobre aquest tema dirigida a la consellera d’Innovació, Indústria, Comerç i Turisme, Marián Cano, després de reunir-se amb representants de la Plataforma per la Ubicació Racional de les Energies Renovables. L’executiu autonòmic va respondre el mes de novembre passat assegurant que no els constava cap expedient d’execució d’avals, “malgrat l’existència de centenars de projectes de reserva que mantenen bloquejades centenars d’hectàrees de sòl”.

Granel apunta que la pregunta pretenia saber quants projectes s’han presentat, quants s’han rebutjat, quants projectes hi ha i quants avals s’han executat: “Hi ha un forat que no es vol tapar”. I sosté que, si l’aval deixa de ser una garantia, “passa a ser lletra morta”, i lamenta que no s’han desenvolupat criteris clars d’execució d’avals ni expedients sancionadors: “No es posa fi als projectes especuladors, perquè es poden presentar tots els projectes que vulguen”.

El diputat de Compromís considera “preocupant” la política energètica del Consell de Pérez Llorca: “Volem saber de quants expedients i de quants diners parlem”. La coalició valencianista té previst presentar una proposició no de llei per a tractar de forçar un posicionament polític del Govern valencià i demanar l’execució automàtica d’avals dels projectes retirats sense justificació de desestimació per a evitar l’especulació.

L’execució d’avals, si hi ha infracció

La Conselleria de Medi Ambient, Infraestructures i Territori explica a elDiario.es que la normativa només preveu que s’executen els avals quan hi ha una infracció per part del promotor del parc fotovoltaic o de la instal·lació renovable: “En aquests casos, parlem que la instal·lació no ha tirat avant per causes alienes, com ara informes desfavorables perquè és incompatible amb alguna zona natural, paisatge o similar”. Així doncs, no es demana el cobrament de l’aval, “ni tampoc en els projectes nacionals”. Les plantes menudes i mitjanes (fins a 50 MW) les autoritza la Generalitat Valenciana i les grans, el Govern, “i se segueix la mateixa línia en tots dos casos”.

Els casos d'especulació, “els menys”

Marcos Lacruz, president d'Avaesen (Associació Valenciana d'Empreses d'Energia), comenta com aquests avals es formalitzen al principi del procediment per a garantir que el projecte continue endavant. El problema, ressenya, és que hi ha alguns que es van iniciar fa cinc o sis anys “i encara no han pogut començar a desenvolupar-se, i les condicions han canviat”. De vegades, perquè l'Administració ha anat recaptant informes i els condicionants fan que el projecte siga molt diferent, “modificacions que no són imputables al promotor”. Per eixe motiu es produeixen les renúncies, “i tot això està molt reglat”.

Lacruz reconeix que clar que existeix qui ha jugat a l'especulació, “però eixos casos són els menys”. “Calculem que hi ha entre 300 i 400 projectes en tramitació en la Comunitat Valenciana, pendents de resoldre's i que l'expedient concloga en un sentit o en un altre”, relata el president d'Avaesen, que vol “trencar una llança” per les iniciatives que es duen a terme en el territori valencià, “projectes més xicotets, que impulsen petites i mitjanes empreses, i que es veuen perjudicades per l'embós administratiu, que ens fa molt mal”.

En China todo pasa deprisa. Muy deprisa. En enero de 2013, Pekín se ahogaba bajo una densa capa de contaminación que superaba los 900 microgramos de partículas PM 2,5 por metro cúbico de aire, un dato catastrófico según la Organización Mundial de la Salud (OMS). Doce años después, en 2025, el gigante asiático se erige como la superpotencia de las energías limpias. Una transición energética que, utilizada como estrategia de poder industrial y geopolítico, ha convertido al país en líder mundial en paneles solares, energía eólica y vehículos eléctricos.

Este liderazgo, sin embargo, no es accidental. Responde a una estrategia económica a largo plazo para dominar los principales sectores industriales del siglo XXI. Un objetivo para el cual los dirigentes chinos empezaron a definir las energías renovables como un sector estratégico para su seguridad energética y su posición global en el plan quinquenal para el periodo 2006-2010.

Desde entonces, Pekín se ha esforzado en generar una cadena de producción completa para las tecnologías limpias, desde la extracción de materias primas hasta el producto final listo para instalar o exportar. Un proyecto desarrollado apoyándose en el enorme tamaño de su mercado interno, que ha permitido abaratar costes y acelerar innovaciones, y en las nuevas Rutas de la Seda, que han facilitado la venta de sus productos a decenas de países. La fórmula ha permitido a China ampliar su influencia internacional.

Una planificación en la que el apoyo financiero masivo, estimado en unos cuatro billones de dólares, ha sido determinante. A base de subsidios y créditos preferenciales, Pekín ha impulsado la capacidad productiva de la industria verde, que así ha podido escalar producción, reducir costes y conquistar mercados exteriores con agresivas políticas de precios a la baja, que han eliminado cualquier competencia.

El resultado salta a la vista en el sector fotovoltaico. China controla más del 80% de la producción y las exportaciones mundiales de paneles solares. Un liderazgo global impulsado por un esfuerzo inversor estimado en un billón de dólares entre 2006 y 2024, que ha desarbolado la competencia internacional. La industria europea, que tuvo una posición relevante en los primeros años de este siglo, se hundió ante la imposibilidad de competir con los bajos costes de la producción china.

El 80% de la producción global de baterías...

Un patrón similar se observa en el ámbito de los vehículos eléctricos. Tres de cada cuatro unidades vendidas en el mundo en 2024 procedían de las fábricas chinas. El país concentra, además, alrededor del 80% de la producción global de baterías de litio para automoción. Un liderazgo estratégico, porque supone controlar el corazón tecnológico del automóvil, ya que las baterías equivalen al 30-40% del coste total del vehículo.

Este dominio sectorial, unido a la ofensiva en los mercados europeos de las marcas chinas, como BYD, SAIC o Geely, inquieta a la UE, dividida ante la estrategia a seguir el avance oriental. Un reto que no se limita a combatir la entrada de coches más económicos en territorio europeo, sino al riesgo real de ver sustituida la industria del motor europea, uno de los pilares del modelo industrial del Viejo Continente.

El retraso que acumula la UE en este sector es inquietante. Mientras en Bruselas se regula y se debate prolongar la vida de los coches de gasolina, en Pekín se apuesta por el hidrógeno como motor energético para vehículos pesados y logísticos, ya que ofrece mayor autonomía y eficiencia que los alimentados por baterías de litio.

El envite chino es muy ambicioso porque va más allá de la automoción y entronca con la estrategia energética global de Pekín, que busca dejar de depender del carbón, aún pilar fundamental de su sistema energético. De momento, sus dirigentes ya han aprobado un plan de desarrollo de infraestructuras y producción de hidrógeno verde a gran escala para 2035, con una inversión de miles de millones de dólares.

...y el 60% de turbinas eólicas

En el sector eólico, la situación es más equilibrada, pero la tendencia también apunta a una posición dominante. China concentra más del 60% de la producción global de turbinas y sus empresas lideran el sector a nivel mundial. Europa mantiene una posición competitiva, pero el escaso margen financiero y la falta de recursos obliga a sus compañías a importar equipos producidos en el país asiático.

Los datos son claros y subrayan que el centro de gravedad de la economía verde se ha desplazado a Oriente. China domina ya la cadena industrial de la transición energética mundial. Pero este poder no responde únicamente a una ambición ecológica, sino que sigue una lógica económica y geopolítica. Al convertirse en el principal proveedor mundial de tecnologías limpias, Pekín incrementa su influencia internacional y favorece su desarrollo económico. La prueba es que el sector verde ya representa el 10% de su PIB y actúa como un nuevo motor para un país que busca propulsores para su economía.

Pero esa apuesta verde de Pekín no está exenta de críticas. Son múltiples los reproches a China por seguir siendo el principal emisor de gases de efecto invernadero del planeta, a pesar de sus esfuerzos por ser también la fábrica de energía limpia del mundo. Y el anuncio del presidente chino, Xi Jinping, ante la Asamblea de la ONU, de que su país reduciría las emisiones de gases de efecto invernadero entre un 7% y un 10% para el 2035, decepcionó a muchos observadores internacionales. No obstante, es la primera vez que el gigante asiático promete una reducción de sus emisiones en lugar de desacelerar su crecimiento.

Aun así, no hay que olvidar que los dirigentes de Pekín suelen ser muy cautelosos al anunciar sus objetivos para luego sorprender con una realidad más significativa. En una cultura donde el principio de no perder la cara es fundamental –para los negocios, la política o las relaciones sociales–, conviene no olvidar que China da la sorpresa cuando menos se espera.

Fundación Renovables, principal lobby de este sector en España, avisa de la “insuficiente” financiación del fondo que debe sufragar el desmantelamiento de las nucleares y la gestión de sus residuos nucleares, cuyo déficit cifra en más de 5.000 millones de euros, pese a la última subida aprobada por el Gobierno, y cree que “prolongar la vida útil de las centrales solo pospone el problema y puede agravar este déficit, sin garantizar siquiera la cobertura de los costes reales de cierre y gestión de residuos”.

El informe La Energía Nuclear en España: Análisis de la viabilidad nuclear hacia un sistema 100% renovable, al que ha tenido acceso elDiario.es, advierte de que el déficit de ese fondo recaerá “sobre la ciudadanía si no se aumenta significativamente” la tasa que recauda la empresa pública Enresa, “dado que hoy en día los propietarios de las centrales no asumen los gastos para el tratamiento de los residuos que ellos mismos han generado”.

“Esto evidencia la falta de competitividad económica real del sector nuclear al no tener en cuenta el coste de sus externalidades, además de la nula estrategia de las empresas privadas para asumir su responsabilidad a futuro”, dice el documento, lanzado en pleno debate sobre la posible prórroga hasta 2030 de la nuclear de Almaraz (Cáceres), que las eléctricas pretenden hacer coincidir con el cierre de otros dos reactores, Ascó (Tarragona) y Cofrentes (Valencia), algo que, al margen de las maniobras del PP en el Congreso, puede echar al traste con el cierre paulatino (entre 2027 y 2035) que pactaron las empresas con el Gobierno en 2019.

Ese fondo, que se nutre de una tasa por la producción de los reactores, contaba a cierre de 2024 con 8.677 millones, cuando Enresa estima los costes en más de 20.000 millones. Para dotarlo de más recursos, en junio de 2024 el Gobierno aumentó la Tasa Enresa un 30%, de 7,98 €/MWh a los actuales 10,36 €/MWh, un incremento que las empresas han recurrido y que, según el informe, “es muy insuficiente para la cobertura total de los costes estimados”.

“En caso de ampliación de plazo de las centrales, se ha mencionado que esta tasa podría reducirse un 18% hasta los 8,50€/MWh, argumentando que al ampliarse el periodo recaudatorio se apoyaría la competitividad económica del sector nuclear”, dice el informe, que sin embargo plantea “un hipotético escenario en el que la tasa Enresa permitiría cubrir el 100% del coste de gestión de los residuos nucleares entre 2024 y 2100”: afirma que la tasa debería situarse en 59,52 €/MWh, con un precio de la electricidad nuclear de 113,42 €/MWh, según una metodología de cálculo de costes de esta tecnología que Endesa presentó en 2023.

El informe subraya que el retraso (doce años) en la actualización del último Plan de Residuos Radiactivos (aprobado en diciembre de 2023) “ha beneficiado económicamente a las empresas propietarias”, al no haberse actualizado esa tasa en esos años. Destaca que “el 30% de los 416 reactores operativos en el mundo en 2025 ya superan los 40 años de vida de diseño y casi dos tercios lo habrán hecho antes de 2035”.

Esto “obliga a los reguladores a decidir entre cerrar o acometer costosas obras de extensión, con el telón de fondo de procesos de fatiga, como son la corrosión de la vasija (similar a lo que sucede en los reactores franceses durante los últimos años) o la fragilización del acero que incrementan la probabilidad y la gravedad de un fallo de seguridad a medida que la central envejece”.

El precio de alargar la vida útil de una central no es uniforme y varía para cada reactor. El informe menciona los casos de la extensión de 10 años de los reactores belgas Tihange 3 y Doel 4, con un rescate público de 2.000 millones; y en Francia, el programa de renovación “Grand Carénage”, con una inversión de 49.400 millones para sus 56 reactores, a unos 880 millones por reactor. 

Como recuerda el informe, en 2018 la consultora PwC estimó que las nucleares españolas deberían invertir un mínimo de entre 3.200 y 3.500 millones para alargar su funcionamiento 10 años. La cifra exacta “solo se podría conocer si se pidiese la ampliación de cada central, pero, en todo caso, representa un alto coste fijo que habría que amortizar durante los años restantes de su funcionamiento, desconociéndose si las empresas propietarias están dispuestas” a asumirlo. Almaraz depende de los requerimientos técnicos que imponga el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN).

“Ampliar la vida de los reactores existentes parece más barato que construir nueva capacidad firme, sin embargo, cuando se internalizan las inversiones de modernización, los sobrecostes operativos, la gestión de residuos extra y, sobre todo, los riesgos económicos de un accidente grave, el balance se inclina rápidamente”, sostiene la Fundación Renovables.

“El beneficio privado de unos años más de operación corre parejo a la asunción pública de contingencias cuyo valor supera con creces los ahorros inmediatos. La cuestión deja de ser meramente técnica para convertirse en una decisión de política económica sobre quién asume, y hasta qué punto, el precio real del envejecimiento nuclear”.

“Incompatibilidad”

El informe subraya la “incompatibilidad” entre la nuclear y la transición energética, ya que “impide que el despliegue renovable alcance su potencial completo” al operar de “de forma no flexible”, con poco margen para regular potencia, “obligando a desconectar renovables”. Su modelo “las hace incompatibles con la variabilidad estacional de las renovables y los sistemas de baterías hibridados y stand-alone en desarrollo”. 

El informe considera “optimista ” la previsión de incremento de la demanda eléctrica del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). Comienza advirtiendo de que los datos referentes a la nuclear “se han obtenido a partir de la información publicada por el propio sector”, lo que implica “limitaciones” por “la falta de transparencia”, la “opacidad y el hermetismo de una industria que no aporta información abierta a la ciudadanía y al Estado”.

“Existen una serie de costes futuros que no se incluyen en la carga fiscal nuclear actual” y “extender la vida útil de reactores viejos requiere nuevas inversiones en refuerzos de seguridad y modernización, con su correspondiente impacto financiero”; sin mecanismos de apoyo, como contratos indexados o “todos los costes” asumidos, “su rentabilidad está en entredicho”.

Frente a las afirmaciones de las eléctricas sobre “la supuesta excesiva carga fiscal de la nuclear”, Fundación Renovables recalca “la importancia de las tasas impositivas para reducir el impacto social negativo que supone externalizar los costes de una tecnología en la ciudadanía”.

“El mérito de una tecnología no debe basarse en su hipotético funcionamiento exento de impuestos”, algo “especialmente cierto para la nuclear dadas sus externalidades potencialmente negativas” y su competencia frente a tecnologías “que sí están gravadas fiscalmente y tienen menos externalidades, como es el caso de las renovables”.

La fundación expone, citando datos del banco de inversión Lazard, que el coste marginal de operación de las nucleares (conocido como LCOE) se mantiene desde hace una década “estable” a escala global en torno a los 71 dólares por MWh, frente a los “entre 37 y 70” de la fotovoltaica y la eólica terrestre“. 

“Así, la nuclear nueva se posiciona hoy como la opción más cara para nueva generación firme en los sistemas eléctricos occidentales, siendo, además, cada vez menos competitiva frente a las renovables. Su viabilidad económica depende de factores aún no resueltos y sin expectativas claras de mejora en el corto o medio plazo”.

En el caso de España, el coste completo de producir electricidad nuclear “se desconoce porque, más allá de los datos publicados por los propios operadores de las centrales y su asociación, Foro Nuclear, se desconoce la veracidad de estos al no haber un control de validación externo e independiente”.

La composición del coste incluye operación y mantenimiento, amortización de inversiones, impuestos específicos, financiación del desmantelamiento y gestión de residuos. “Con la prudencia de que son costes internos, sin una auditoría de costes externa e independiente, Endesa presentó en 2023 un desglose de costes que ascendía a 63 €/MWh”, recuerda la fundación.

El informe reconoce que “la presión mediática generada por las propietarias de las centrales podría retrasar” ese cierre gradual y considera un “mito” el denominado renacimiento nuclear, un “falso relato que ha calado en el debate público y que viene incentivado por el lobby empresarial nuclear, que se basa más en sus propios deseos que en la realidad”, dado que en los últimos 15 años esta fuente “ha experimentado un crecimiento prácticamente insignificante a nivel mundial, con más reactores cerrados que inaugurados, y concentrando el poco desarrollo existente en regiones muy concretas, principalmente en Asia”.

Se basa en los datos del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) que señalan que la potencia de esta fuente a escala mundial ha pasado de 370,9 gigavatios (GW) en 2010 a 375,5 GW en 2024, con un crecimiento de solo el 1,2%, y “19 reactores menos, al ser los nuevos más potentes que los clausurados”, con Asia concentrando el 79% de la nueva capacidad en la última década y China a la cabeza (40 GW).

“Este estancamiento nuclear contrasta enormemente con el auge de las energías renovables que experimentaron, en el mismo periodo, un crecimiento exponencial del 262% a nivel mundial, pasando de 1.227 GW en 2010 a 4.448 GW en 2024”, según datos de la Agencia Internacional de Energías Renovables (Irena). “Solo el último año, las renovables instalaron más potencia que toda la capacidad nuclear histórica instalada hasta la fecha”, recuerda el informe.

El Gobierno de Castilla-La Mancha ha aprobado la instalación de una planta de almacenamiento híbrido de energía fotovoltaica y eólica en el municipio conquense de Tébar.

La Comisión provincial de Planificación Territorial y Urbanismo de Cuenca ha dado luz verde a los trámites urbanísticos para la instalación de esta planta denominada ‘Las Lomillas’, con una superficie de 7.190 metros cuadrados y un presupuesto de ejecución material de 13,9 millones de euros.

El proyecto Almacenamiento Hibridado ‘Las Lomillas’ es una instalación de almacenamiento de energía de 36 megavatios de potencia, que busca integrarse con el parque eólico y la planta fotovoltaica del mismo nombre. Este sistema híbrido de almacenamiento combina tecnología de baterías (BESS) para estabilizar la red y almacenar la energía generada por las fuentes renovables, tanto la eólica como la solar.

En este sentido, la directora general de Planificación Territorial y Urbanismo, Silvia López, ha asegurado que “la potencia instalada de esta planta que es la primera de este tipo en Castilla-La Mancha tendrá una potencia toral de 122 megavatios con la que se atendería a unas 20.000 viviendas y lo que nos permitirá avanzando en el almacenamiento de la energía renovable en la región”.

Fondos y empresas israelíes explotan o desarrollan en España plantas solares y eólicas con una potencia conjunta de más de 3.000 megavatios (MW), tanta como tres reactores nucleares. Aunque no es seguro que todas se construyan y la potencia de una nuclear (que funciona en teoría todos los días del año) no es comparable a la renovable (intermitente por naturaleza), el dato ilustra el apetito de grupos de Israel, algunos con un historial polémico, por el boom español de las energías limpias.

En pleno genocidio en Gaza, con más de 63.500 gazatíes asesinados por Israel desde octubre de 2023, este verano ha estado en el foco Enlight, cotizada en Tel Aviv y el Nasdaq estadounidense y dueña del macrocomplejo Gecama (Generación Eólica de Castilla-La Mancha), el mayor parque eólico en España, con 329,2 MW instalados.

En julio, más de 130 organizaciones ecologistas, de derechos humanos, sindicatos, plataformas y colectivos pidieron por carta al presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen, y el titular de Exteriores, José Manuel Albares, prohibir las operaciones de Enlight, que también promueve un proyecto de casi 50 MW en Aragón, para evitar que una empresa “cómplice” con “el régimen de apartheid que promueve tanto el desplazamiento forzoso de personas en Cisjordania y el ahora recrudecimiento de la violencia en forma del genocidio en Gaza” sea “parte de la seguridad energética del país”.

Enlight, con la que elDiario.es contactó sin obtener respuesta, es una de las empresas a las que el centro de investigación independiente Who Profits señala por lucrarse con la ocupación en Palestina y Siria por sus proyectos alrededor de la frontera con Gaza y territorios ocupados por Israel. Con una cartera de 35 gigavatios (GW) en diez países, entre sus activos está Gecama, en Atalaya de Cañavate, Tébar y Cañada Juncosa (Cuenca). “La mayor planta eólica operativa hoy en España”, como la define Enlight, acaba de recibir el visto bueno de Transición Ecológica para convertirse “en el mayor complejo híbrido de su categoría”, con 554 MW e ingresos anuales esperados de 100 millones de dólares, según anunció Enlight en junio.

A finales de 2024, tres diputados de Sumar preguntaron por escrito al Gobierno por la ampliación de la planta y su opinión sobre que “empresas que operan en territorios ocupados, como es el caso de Enlight Renewable Energy en los Altos del Golán, financien instalaciones eléctricas en España”. “El promotor del proyecto cumple con los requisitos de la normativa aplicable para llevar a cabo los procedimientos correspondientes para la obtención de las autorizaciones necesarias”, respondió el Ejecutivo.

En junio, Transición Ecológica autorizó el megaproyecto de hibridación de Gecama y aceleró los trámites de administrativos al declararlo de “utilidad pública”. La ampliación, para la que la empresa ha cerrado 310 millones de dólares de financiación y que espera tener operativa en la segunda mitad de 2026, incluirá un módulo de generación fotovoltaica de 225 MW y otro de almacenamiento por baterías de 100 MW. La necesidad de estos sistemas es “especialmente acuciante teniendo en cuenta los apagones generalizados que sufrió España en abril de 2025”, destacó Enlight en junio.

Otra empresa israelí con importante presencia en España y cotizada en Tel Aviv, Nofar Energy, no figura en ese listado de Who Profits, aunque su fundador, presidente y máximo accionista, Ofer Yannay, está claramente alineado con las políticas de Benjamín Netanyahu.

Definido recientemente por Mundo Deportivo como “nuevo embajador del sionismo” y “un multimillonario obsesionado con los ataques del 7 de octubre que está a favor de atacar a Irán”, Yannay opina que “los enemigos de Israel nos calumnian e intentan difamar a los valientes soldados de las Fuerzas Armadas” y considera a Donald Trump “el mejor presidente desde Harry S. Truman”. “Bajo mi punto de vista hemos derrotado a Hamás”, dijo en abril, tras vencer su equipo de baloncesto, el Hapoel de Tel Aviv, al Gran Canaria en la final de la Eurocup, después de eliminar en semifinales al Valencia Basket.

Yannay, cuya empresa de renovables vale en bolsa unos 1.000 millones de euros, fue incluido por Jerusalem Post en el ranking de las 40 personalidades más influyentes del país en 2023. Ese año se convirtió en máximo accionista del Hapoel. Hace unos días desató la ira de sus aficionados (tradicionalmente identificados con la izquierda política israelí) al ordenar borrar un post en X en el que el club se adhería a las protestas a favor de un acuerdo para liberar a los rehenes israelíes en Gaza y poner fin a la guerra, como recogió Haaretz.

Con unos 200 empleados, y operaciones en 10 países, Nofar Energy tiene 1,27 GW fotovoltaicos conectados o listos para empezar a verter, según su web. Aliada con la española Eranovum (cofundada por el israelí Guy Shahar) y el fondo israelí Noy, en 2022 firmó un contrato de suministro de energía a largo plazo con El Corte Inglés para cubrir casi la mitad de su consumo anual. Se presentó como uno de los mayores acuerdos de este tipo (conocidos como PPA) firmados hasta entonces.

En España Nofar Energy tiene 407 MW instalados, según su último informe anual, y 40 en desarrollo. En Olmedilla de Alarcón, Valverdejo y Alarcón (Cuenca) tiene los parques solares Olmedilla (169 MW) y Sabinar I y II, “uno de los más importantes del grupo”, según su web, con 238 MW, unos 370 millones invertidos y financiación de Caixabank.

Según los registros de Red Eléctrica de España (REE), dos minutos antes del histórico apagón del 28 de abril, a las 12.32 horas, las plantas de Nofar en Cuenca sufrieron dos “indisponibilidades” por fallos. Se desconoce si están entre las que se desconectaron de forma “indebida”, según el Gobierno, en la secuencia de errores que propició el gravísimo incidente, porque el informe del Ejecutivo censuró los nombres de las instalaciones a petición de las empresas. elDiario.es contactó con Nofar y Enavorum, su socio en España, sin respuesta.

Ex militar y “consultor”

También tiene un megaparque solar en España Ellomay Capital, cuyo presidente hasta noviembre y principal accionista es Shlomo Nehama, ex presidente del mayor banco de Israel, Hapoalim, señalado por Who Profits por lucrarse con la ocupación. En Ellomay es consejero desde noviembre de 2020 el ex militar Ehud Gil, cofundador de la israelí Histrix Technologies, que desarrolla y fabrica vehículos terrestres no tripulados para sectores como la defensa. Teniente coronel retirado de las fuerzas armadas en 2018, Gil ocupó varios cargos en el Ministerio de Defensa israelí, del que es todavía “consultor”, explica en su web Ellomay.

Con unos 339 MW operativos en España, entre los activos de esta firma israelí destaca el 51% de la fotovoltaica Talasol (300 MW), en Talaván (Cáceres). Conectada en diciembre de 2020 y anunciada en su momento como una de las mayores de Europa, en ella tomó un 24,5% en 2019 el Instituto de Crédito Oficial (ICO). También es dueña de la planta adyacente “Ellomay Solar” (28 MW), protagonista de un incendio que utilizó el lobby agrario SOS Rural (cercano a la ultraderecha de Vox) para esparcir bulos sobre las placas solares, y de cuatro pequeñas plantas de 7,9 MW en Murcia y Córdoba.

También figura en la base de datos de Who Profits la israelí Afcon Holdings, del conglomerado Shlomo, entre los mayores del país y con negocios comunes con la familia de Trump. En concreto, con un yerno del presidente estadounidense, que quiere convertir a Gaza en una “Riviera” previo desplazamiento forzoso de los más de dos millones de habitantes de la franja para la fase posterior a la masacre israelí.

En 2023 la controvertida firma de capital privado Affinity Partners, respaldada por Arabia Saudí y pilotada por Jared Kushner, yerno de Trump y su asesor en su anterior mandato en la Casa Blanca, pagó unos 150 millones de dólares por un 15% de la filial de la unidad de leasing de vehículos de Shlomo, empresa que han intentado sacar a Bolsa este año.

A finales de 2023, la filial de renovables de Shlomo acordó la compra de proyectos solares con 82 MW en España al grupo sueco OX2 por unos 100 millones. Recientemente anunció la compra de la fotovoltaica El Lobo, en Alicante, (40 MW) y cifraba su cartera de 120 MW en España. Mercantiles ligadas a directivos del grupo están vinculadas a proyectos como la fotovoltaica Pepino FV 2, autorizada por la Junta de Castilla-La Mancha en abril de 2024 (12 MW). elDiario.es contactó con Afcon, sin respuesta.

Solo 50 MW fotovoltaicos en funcionamiento (en Aragón) tiene en España la israelí Solaer Renewable Energy, que presume en su web de una enorme cartera de más de 1,5 GW en nuestro país. Solo unos 90 MW están en construcción y el resto en distintas fases de desarrollo. Hace unos meses vendió una cartera de 100 MW en España al fondo británico Infrared, que en 2022 logró una condena contra el Estado español por los recortes a las renovables del Gobierno de Mariano Rajoy.

Solaer Renewable Energy está vinculada a otra firma en Luxemburgo, Resolar, que en su web se presenta como “una colaboración” entre esa empresa, la española Himin Solar y otra israelí, Indigo Energy Ltd. “Trabajamos para adquirir derechos de proyecto, desarrollar, construir y operar plantas de energía fotovoltaica en varios países, incluyendo Italia y España. Nuestra impresionante cartera actual suma casi 1,4 GW”, dicen.

De su entramado en Luxemburgo cuelga Camanal Energía SL, que en 2024 recibió permiso de la Junta de Castilla y León para instalar 50 MW en León; o Libienergy Aragonesa, SL, a la que el Gobierno de Aragón autorizó 37,5 MW en Huesca el año pasado. Cinco sociedades de Resolar (Aton Fotovoltaicas SL, Fotovoltaica Soluz SL, Cefeo Siglo XXI SL, Fornax One Sun SL y Fotones del Atlántico SL) vieron caducar los permisos de acceso de cinco parques solares en Toledo y Guadalajara con unos 320 MW y Transición Ecológica les denegó las autorizaciones entre octubre de 2023 y diciembre de 2024.

Sin ningún criterio científico, mal ubicadas, con diseños deficientes o dirigidas a especies que no están en la zona. Sin monitoreo y, a veces, con efectos contraproducentes a los buscados, como la propagación de especies invasoras o la atracción de aves sin ningún éxito reproductivo. Así se colocan en España muchas de las cajas nido que cuyo objetivo es compensar el impacto a la biodiversidad en los parques fotovoltaicos, según la revisión que un grupo de investigadores ha realizado sobre 153 evaluaciones de impacto ambiental. El análisis, pionero de este tipo en la península, ha revelado un “copia y pega indiscriminado” con escasa justificación ecológica que tiene poca eficacia y mucho “lavado verde”.

En España, la ley obliga a las empresas energéticas a realizar compensaciones para minimizar los impactos de los proyectos de energía renovable en la biodiversidad. Una práctica generalizada en los parques de energía solar es la instalación de cajas nido para las aves que viven en cavidades naturales –de árboles o roquedos–, como la carraca europea, el cernícalo vulgar, el cernícalo primilla, el mochuelo común y la grajilla común, amenazadas por la alteración humana de los territorios.

A pesar de ser la acción compensatoria más habitual, científicos de la Universidad de Extremadura y del CSIC han detectado una falta de evaluación respecto a la “idoneidad ecológica” de estas cajas nido. Para subsanar este vacío de conocimiento, han realizado una selección aleatoria de declaraciones de impacto ambiental de proyectos fotovoltaicos publicados en el Boletín Oficial del Estado (BOE) entre 2017 y 2025, con una recopilación mínima de ocho evaluaciones por comunidad autónoma y tamaños dispares, plantas grandes con una capacidad instalada de 500 MW y pequeñas, que no superan los 30 MW.

Luego, han analizado, uno por uno, cuatro “criterios clave” relacionados con su diseño y contexto ecológico: la especificidad de las cajas nido para cada especie; la presencia previa de especies que anidan en cavidades en las zonas afectadas; la proximidad de las plantas fotovoltaicas con cajas nido a hábitats que albergan posibles presas y el seguimiento posterior a la instalación de los resultados reproductivos de las especies objetivo.

Han justificado la investigación, publicada en la revista Biological Conservation, en los riesgos e “impactos contraproducentes” de “medidas de compensación inadecuadas o mal diseñadas sin fundamento teórico ecológico o basadas en datos insuficientes o sesgados”. “La mala implementación de las cajas nidos puede contribuir al lavado de imagen ecológico, que implica crear una imagen engañosa de responsabilidad ambiental sin mitigar los impactos ecológicos reales”, se explica en la introducción del estudio.

“Advertimos que no había ningún estudio de este tipo en España y que era necesario tener un cuadro de situación sobre cómo se están usando las cajas nidos al tratarse de una práctica compensatoria tan generalizada. La muestra tan amplia que hemos evaluado revela que no estamos ante malas prácticas de promotores puntuales. El problema es de prácticamente todo el sector”, completa Airam Rodríguez, científico titular del Departamento de Ecología Evolutiva del Museo Nacional de Ciencias Naturales (CSIC), uno de los coautores del trabajo.

Los hallazgos

La primera evidencia que han detectado los científicos, liderados por Jesús Avilés, integrante del Departamento de Ecología Funcional y Evolutiva de la Estación Experimental de Zonas Áridas, es que el 85,6% de los parques fotovoltaicos utiliza las cajas nidos dentro de sus medidas compensatorias de biodiversidad. “Es decir, se trata de una medida compensatoria generalizada”, revelan.

En el análisis cualitativo, han descubierto “fallas recurrentes” en la mayoría de diseños y en la implementación, incluyendo la aplicación inadecuada de cajas nido en áreas donde no residen las especies objetivo, la ubicación deficiente de estas herramientas y la falta de monitoreo posterior a la instalación. Por ejemplo, en el 65% de los casos se instalaron cajas nido específicas para aves sin tener constancia de reproducción y crianza en ese entorno, lo que se traduce en “ningún beneficio ecológico tangible”.

El estudio señala que las plantas fotovoltaicas en España se ubican, predominantemente, en hábitats áridos, semiáridos o esteparios –88% de los casos del muestreo–, lo que exige especial precaución para evitar que las medidas de atracción para aves forestales o generalistas “aumenten involuntariamente” la presencia de depredadores con consecuencias negativas para las comunidades de grupos esteparios. A pesar de esto, la mayoría de las declaraciones de impacto ambiental examinadas omite datos sobre las especies susceptibles a ser depredadas. Los promotores que sí lo hicieron, obviaron una segunda información “muy importante”, a juicio de los autores: una evaluación de cómo la instalación de cajas nido afectan a estas comunidades de presas, como alondras, escribanos comunes, bisbitas o el petirrojo de cola rufa.

La “mala colocación” es otra de las grandes conclusiones del trabajo. Se detalla que las cajas nidos suelen instalarse “en altas densidades y en lugares muy visibles”, cerca de carreteras con mucho tráfico y a lo largo del perímetro de las plantas. Esta ubicación también tiene un efecto negativo. En primer lugar, porque el ruido del tráfico puede interrumpir el comportamiento de alimentación de los adultos y el desarrollo de los polluelos, lo que reduce el éxito reproductivo. En un segundo plano, debido a que la proximidad a las carreteras aumenta el riesgo de colisiones con vehículos.

“Queda muy bonito para que la gente que pasa con sus coches vea que la empresa está poniendo cajas nido para ayudar a la fauna. Pero es una elección perjudicial, que eleva la mortalidad de las aves”, advierte Rodríguez. El ejemplo de la ubicación, agrega, revela otro error, “las medidas compensatorias estáticas”, sin ninguna revisión. “No vale con poner 200 cajas y listo, problema resuelto. Hay que hacer un seguimiento. Evaluar y corregir cuando sea necesario”.

Uso de materiales inapropiados

En el 94% de las plantas fotovoltaicas con cajas nido propuestas, la declaración de impacto ambiental no especifica el material de construcción y en los pocos casos en que se menciona el material (corcho, hormigón o madera), no se proporciona ninguna justificación ecológica para su selección.

En muchos casos, los materiales de construcción tienen un “papel crítico” en lo que respecta a las condiciones térmicas de las cajas, sobre todo en regiones donde las temperaturas elevadas, como el caso de España, pueden llevar a un “sobrecalentamiento mortal” para muchos polluelos.

“Una restauración eficaz requiere diseños de cajas nido adaptados a la biología de la especie objetivo y construidos con materiales que garanticen un aislamiento adecuado y un microclima estable”, advierten los científicos.

Otro de los problemas de las “cajas genéricas”, utilizadas en el 50% de los proyectos analizados, es que “favorecen las especies competidoras”. Por lo tanto, aclaran los autores, los aumentos rápidos en las cajas nido ocupadas no siempre indican una restauración exitosa. “No puede considerarse un resultado exitoso de restauración si la mayoría de las parejas reproductoras no logran reproducirse”, explican. Los investigadores utilizan el término “trampa ecológica” para esta paradoja: la nidificación de especies en hábitats de baja calidad que reduce el éxito reproductivo.

En este sentido, sólo el 2% de las EIA con cajas nido especifican planes para recopilar datos reproductivos sobre las especies objetivo. “Es importantísimo garantizar que todas las acciones estén científicamente justificadas y que los resultados se supervisen adecuadamente”, subrayan los investigadores en el listado de conclusiones. Sin ninguna supervisión científica, repiten que los proyectos “corren el riesgo de convertirse en trampas ecológicas para especies amenazadas”.

La responsabilidad de las administraciones

Jorge García-Macía es doctor en Zoología de la Universidad de Alicante. Se dedica, justamente, a investigar la fauna silvestre y luchar por su conservación. A su juicio, la investigación de sus colegas revela “una inercia y un copia y pega indiscriminado” que no atiende a los criterios científicos y que provoca que, en muchas ocasiones, los esfuerzos de protección caigan en un “saco roto”.

Refuerza la idea de que las cajas nidos deberían ser el “último recurso” para favorecer la nidificación de aquellas especies afectadas por las plantas solares, tras primero intentar evitar y corregir los impactos. “Si no se persigue este objetivo, y además se hace una implantación generalizada y sin criterio científico, la instalación de cajas nido no sirve para nada o, en muchos casos, es contrario a los objetivos que se persiguen. No es cuestión de no instalar nidales artificiales, sino de instalarlos cuándo, dónde y cómo se deba, con objetivos claros y basados en evidencia”, subraya.

Jon Domínguez del Valle, biólogo con más de 20 años de experiencia en el ámbito de la gestión y conservación de la biodiversidad y el análisis de impacto ambiental, pide poner la lupa en las “administraciones evaluadoras” de los proyectos energéticos, a saber: el Ministerio para la Transición Ecológica en el caso de los proyectos más grandes y las Comunidades Autónomas, en las plantas de menor envergadura.

Son las administraciones, recalca, que están obligadas a “repasar los estudios y valorar si son de utilidad y tiene base argumental sólida”. “Si estas evaluaciones aparecen publicadas en resoluciones debemos asumir que es con la aprobación explícita de los órganos ambientales competentes. Si los estudios son deficientes, se deben exigir mejoras o su rechazo”, afirma. Sobre este apunte, Avilés y su equipo piden una mayor “supervisión regulatoria” para garantizar prácticas de mitigación efectivas y basadas en evidencia.

La creación de un “organismo asesor nacional” que centralice toda la información sobre las cajas nidos puede ser “un paso político” para mejorar estos malos resultados, señala Rodríguez. Un número por cada caja, todas registradas en una base de datos y con su correspondiente explicación científica. “Sería fantástico que nuestros hallazgos generen cambios y correcciones”, concluye.

El centro comercial Luz de Tajo en Toledo acaba de concluir la instalación, ya en funcionamiento, de una planta fotovoltaica en su tejado con una potencia instalada de 726 kWp (kilovatio pico).

Se distribuye a través de 1.320 paneles solares, generando 967,3 MWh (megavatios) anuales de energía 100% renovables, con una cuota de autoconsumo del 78% y una independencia energética del 39%. Gracias a esta iniciativa, según explica la empresa Sonae Sierra, que gestiona este centro comercial, “se evitará la emisión de más de tres millones de kilos de CO2 anualmente”.

Se ha realizado en colaboración con Greenvolt Next, empresa especializada en soluciones de autoconsumo solar fotovoltaico para el sector comercial e industrial. Fruto de esta alianza, ambas compañías están desarrollando varios proyectos solares en centros comerciales repartidos por España, sumando una potencia total de 1.944,24 kWp bajo la modalidad PPA (Power Purchase Agreement), entre Zaragoza, Málaga y Jerez de la Frontera.

“Este proyecto refuerza nuestro papel como socio estratégico en la transición energética del sector inmobiliario, acompañando a nuestros clientes, como en el caso de Sonae Sierra, en su camino hacia operaciones más sostenibles y eficientes” afirma Remigio Abad, CEO de Greenvolt Next España.

Sara Aagesen (Madrid, 1976) no imaginó que bregaría con el histórico apagón del 28 de abril cuando en noviembre fue nombrada vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. Y eso que conoce al dedillo el sector eléctrico, como secretaría de Estado de Energía desde 2020 hasta que cubrió la vacante de Teresa Ribera, tras su marcha a la Comisión Europea.

La vicepresidenta atendió a elDiario.es en la tarde del pasado jueves, en un receso tras despachar con su equipo y antes de una reunión en la sede madrileña de Iberdrola del comité que investiga las causas de esa crisis, a la que, avanza, seguirá otra en la de Endesa. El informe preliminar conocido el viernes que apunta que las redes eléctricas europeas registraron dos periodos de oscilaciones en la media hora previa al apagón muestra, según indicó este sábado Aagesen, que sus causas “son enormemente complejas”.

Con una cercanía inusual en figuras políticas de su nivel, en la vetusta decoración de su despacho, forrado en madera, lamenta, no hay apenas plantas. Como detalles personales, un pequeño dibujo de su hija y un viejo cartelón de una de las muchas Cumbres del Clima en las que esta ingeniera química, de madre española y padre danés, ha participado desde que se incorporó en 2002 a la Oficina Española de Cambio Climático.

“Todas las hipótesis” siguen abiertas sobre el apagón. El comité que preside analiza todos los “eventos extraordinarios o fuera de lo común” de esa fatídica mañana hace casi dos semanas. También la caída de una central nuclear en el sur de Francia a las 12.30 horas, justo antes del cero nacional en España. Aquí, en ese momento, la hidroeléctrica reversible bombeaba 3 gigavatios y “había reserva suficiente para reaccionar”.

A la espera de saber qué falló, niega que la regulación haya ido por detrás del despliegue de fotovoltaica y eólica. Dice que el refuerzo del sistema en los últimos días, con más gas, apenas se notará en el recibo. Y subraya que velará por el “interés general” de cara a un eventual retraso del cierre nuclear: “No creo que sea un momento para aprovechar lo que ocurrió el día 28 para introducir una carga adicional sobre la necesidad o no de las nucleares. Son dos debates”, insiste.

¿Qué supone el informe preliminar de la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E) conocido el viernes a última hora?

Es una buena noticia que se avance en el análisis de lo sucedido. Tuve ocasión de trasladar al comisario [de Energía, Dan] Jorgensen que nuestro deseo es que el proceso europeo se conduzca con la mayor premura posible. La red europea coincide además con lo que venimos señalando hace días: que las causas de lo que sucedió son enormemente complejas. Ha detectado dos períodos de oscilaciones de tensión y frecuencia en los sistemas eléctricos europeos durante la media hora previa al incidente. Nosotros en el Comité venimos analizando los momentos previos al cero por si pueden arrojar luz sobre lo sucedido. En este análisis estamos contando con todos los actores implicados. Todos aportan, aquí no sobra nadie. Los españoles pueden estar seguros de que el principio que regirá nuestro análisis es el interés general.

En ENTSOE-E participa Red Eléctrica (REE). ¿Hay riesgo de conflicto de interés?

En ese estudio básicamente aíslan cualquier expertise de los Estados miembros con alguna implicación. No lidera ningún experto español, portugués ni francés. Entienden que tiene que haber independencia. Ya ha ocurrido en otras ocasiones. Es su forma de operar para mantener esa independencia. De hecho, hemos conocido el viernes que se ha puesto en marcha el panel de expertos, liderado por expertos de Austria y Hungría, con personal de ENTSO-E y expertos de Alemania, Irlanda, Dinamarca, Polonia, Grecia, Suiza e Italia. Está pendiente el nombramiento de los expertos de ACER [regulador europeo] y los reguladores nacionales.

¿Algún elemento nuevo en la investigación que pueda avanzar?

Se ven avances desde el inicio. Vamos conociendo más información, como ese evento 19 segundos antes de pérdida de generación en el sur de España. Tenemos también información clara y certera sobre que no había ningún problema de cobertura: había generación suficiente para cubrir esa demanda de 25 gigas. No era una demanda extraordinaria.

Y había reserva suficiente para reaccionar en caso de cualquier bajada o subida de demanda. Tres gigas que se podrían haber dejado de bombear para producir energía en esa reserva y tener un mecanismo de respuesta. Es otra información muy relevante. Desde ese día hay muchísimas hipótesis de qué ocurrió. Hay redes suficientes y seguimos invirtiendo. Porque España es muy atractiva. Hay muchos inversores que quieren venir para generar, industrias, electrificación de puertos, producción de hidrógeno renovable. Y en eso estamos y seguimos trabajando.

¿Sabemos ya qué centrales se desconectaron? Se ha hablado del suroeste, del sur. ¿Se puede saber ya cuáles son y dónde están?

Todavía no. Muy pronto esperamos saber ubicaciones exactas y tecnologías. Aunque siempre insistimos: no se trata de tecnologías de generación, sino de cuál fue la causa que desembocó en algo nunca visto en España.

Queremos tener las conclusiones sobre el apagón lo antes posible y en cuanto tengamos certezas tomaremos las medidas que sean necesarias para que no vuelva a repetirse"

Son millones de datos que analizar, hace falta tiempo, pero es comprensible que para la ciudadanía sea frustrante no tener una explicación de qué ha pasado. Y esto alimenta muchas teorías. Es un cóctel tóxico.

No es comprensible, es mucho más: no tener electricidad, algo sistémico en nuestros hogares y nuestra vida diaria.... En diversas situaciones muy complejas, nuestra ciudadanía ha sabido responder de manera extraordinaria. Quiere respuestas. Nosotros también. Trabajamos para gestionar ese volumen de datos, por la complejidad del sistema eléctrico y la cantidad de operadores por todo el territorio. Vamos a ser diligentes y a tener esa información lo antes posible. 

Hay referencias en el mundo desarrollado, en Alemania, Italia, California, en episodios pasados, incluso con afectación a menos población, donde han tardado de media siete meses en tener los informes. Queremos tenerlos mucho antes. Lo antes posible. Lo más importante es que, en cuanto tengamos certezas, llevaremos a cabo las actuaciones necesarias para que no vuelva a pasar.

¿Mantienen la hipótesis de un ciberataque o la actuación de un "agente externo"?

Mantenemos todas las hipótesis. También trabajamos en esa parte, acudiendo al centro de control de generación de Iberdrola para investigar y saber, con esa colaboración de todos los operadores, si ha habido algún problema, algún malware, mal funcionamiento de los sistemas digitales. Tenemos que seguir analizando absolutamente todas las posibles causas.

En esta confusión sobre qué pasó, se ha abierto este debate entre renovables y nucleares y la posible revisión del calendario de cierre. Lleva meses, antes de que esto ocurriera, diciendo que no le ha llegado una propuesta formal de las empresas, que quieren una rebaja de tasas o impuestos. ¿Está sobre la mesa?

Son dos debates que hay que aislar. No creo que sea un momento para aprovechar lo que ocurrió el día 28 para introducir una carga adicional sobre la necesidad o no de las nucleares. Son dos debates.

Tenemos que buscar la causa y poner todas las medidas necesarias. Y no hemos recibido ninguna propuesta concreta de las empresas. El presidente ha sido muy claro en el Congreso. Lo primero que tenemos que dar es certidumbre, seguridad a la ciudadanía. El responsable es el CSN, el Consejo de Seguridad Nuclear. Pero debemos tener claro que no va a haber un sobrecoste a los ciudadanos por la gestión de los residuos radioactivos, que es competencia de las empresas productoras. Y tendrá que tener un informe favorable para la gestión y operación del sistema. 

Pero insisto, no podemos analizar lo que no ha ocurrido. Las empresas se habían propuesto tener una reunión este mes para identificar una posible propuesta y hacer llegar algo firme al Ministerio. Pero parece que esa reunión tampoco va a ocurrir ese día 20. Estaremos pendientes de lo que nos propongan.

No nos planteamos una reducción de la tasa 'per se'. Tenemos muy claro que el coste, el que sea, de la gestión de los residuos, lo tienen que cubrir las empresas

¿Rebajar la tasa de Enresa [la empresa pública que gestiona los residuos y el desmantelamiento] sería rescatar al sector?

Un Gobierno responsable tiene que poner una tasa acorde con lo que cuesta la gestión de todos los residuos. Ninguna comunidad autónoma acepta un residuo de otra. El Gobierno, con responsabilidad, aprobó un Séptimo Plan de Gestión de Residuos Radiactivos que llevaba sin actualizarse desde 2006. No nos planteamos una reducción de la tasa per se. Tenemos muy claro que el coste, el que sea, de la gestión de los residuos, lo tienen que cubrir las empresas.

En el calendario, la primera parada es Almaraz. ¿Una posibilidad es que sus dos reactores cierren en 2028 a la vez, aplazando el cierre del primero, que es en noviembre del 27?

Tenemos que ver si hacen alguna propuesta al respecto. Hay muchas teorías, pero las empresas se tienen que poner de acuerdo. Son tres propietarias [Iberdrola, Endesa y Naturgy] las que tienen que hacer una propuesta y, de momento, insisto, no hay ninguna. No sabemos qué nos van a pedir, ni qué horizonte temporal, ni si van a pedir o no condiciones.

Un conocido pronuclear, el anterior presidente de REE, Jordi Sevilla, relaciona el apagón con una “lentitud de actuación” en el acompañamiento regulatorio del despliegue renovable. ¿Lo comparte?

No, evidentemente. Este país es lo contrario. Una regulación que ha favorecido las renovables. Somos un país competitivo y con datos de crecimiento económico, los primeros entre las economías desarrolladas. Y parte de esa palanca ha sido gracias a las renovables. Cómo crecen, cómo han sido acompañadas con numerosos instrumentos, y siguen ahí. Seguimos evolucionando. Somos el Ministerio de Transición Ecológica por algo. Transitamos de una situación donde nuestro parque de generación era muy dependiente, costoso y contaminante, a otro mix completamente distinto que es una gran oportunidad. España es el país del sol y del viento. Y estábamos olvidando esa gran oportunidad de éxito. Ahora lo estamos viendo: no solo llega apetito por generar con estas tecnologías renovables, hay muchísimo apetito por invertir.

Pero una parte de la regulación depende de la CNMC [Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia]. Hay un proyecto de ley que lleva meses en el Congreso para recuperar la antigua Comisión Nacional de la Energía (CNE). ¿Cómo valora la actuación de los últimos años de la CNMC? ¿Estaba en la mejor situación? ¿Para cuándo tendremos esa CNE?

Es un proyecto que este Gobierno quiere ver lo antes posible. La transición se acelera y los tiempos requieren de un regulador independiente, 100% de expertos energéticos, capaz de acompañar en esta transformación y guiar esa regulación independiente en pro de un sector competitivo, que tenga ventajas desde el punto de vista de coste-eficiencia, pero también que acompañe en esa senda de descarbonización. Es un proyecto necesario y nos gustaría que culmine este año.

En diciembre propusieron un mecanismo de subastas para dar más firmeza al sistema eléctrico. ¿Cuándo estará en marcha?

Hicimos el último procedimiento de alegaciones a principios de año para recibir la visión de los distintos sectores respecto a la propuesta que negociamos mucho tiempo con la Comisión Europea. Nuestro objetivo es culminarla en los próximos meses y celebrar la primera subasta este año.

Volviendo al apagón, si finalmente se determina alguna responsabilidad de REE, ¿se puede ver en una situación financiera comprometida la empresa, en la que el mayor accionista es el Estado, de cara a eventuales indemnizaciones?

En este momento estamos buscando las causas para cuando las sepamos, poner las medidas y evidentemente ver las responsabilidades. Hablar de responsabilidades antes de saber las causas es precipitado. Veremos cómo avanza la investigación para aislar esas causas y seguir con la normalidad, con esta transición, que siga siendo un éxito para nuestro país.

En los últimos días se ha planteado separar las funciones en Redeia de operador del sistema y dueña de la red de transporte. ¿Está sobre la mesa lo que hizo Reino Unido, que nacionalizó el operador el año pasado?

Es un debate lícito, pero ahora no es nuestra prioridad, que insisto, es identificar esas causas y con lo que tengamos, esas conclusiones, tomar todas las medidas necesarias.

Desde el apagón el sistema eléctrico trabaja con un refuerzo extra, tirando más del gas, lo que llaman las restricciones técnicas. ¿Qué coste tendrá para el consumidor?

Esas restricciones técnicas muchas veces significan que la misma generación que había de ciclo [combinado, gas natural] la necesitan en otra localización geográfica, por ejemplo. Estamos trabajando para saber las cifras. Esperamos que el impacto sea muy pequeño. Los consumidores no lo van a ver apenas en sus facturas. Lo más importante es que ese mix energético renovable sigue ahí y es lo que abarata la factura. Estos días, precios de 15-16 euros el megavatio hora (MWh) en el mercado mayorista, cuando hasta 2020, de media, eran 45-50 euros/MWh. Hoy en Alemania, 100 euros/MWh.

Se ha hablado mucho de la importancia de la generación síncrona, como la hidráulica, clave en la recuperación. ¿Sigue descartada una empresa pública de energía, que se ha vuelto a plantear esta semana en el Congreso, que asuma las concesiones hidroeléctricas caducadas?

Más que descartar qué se hace o no, ahora mismo no estamos pensando en las concesiones, sino en cómo buscar las medidas más adecuadas para que lo que ocurrió el día 28 no vuelva a ocurrir.

Una tecnología que ha bajado mucho su aportación después del apagón ha sido la termosolar, ¿por qué?

Desde abril hasta hoy tiene una aportación muy volátil. Días en que ha aportado un gigavatio hora y otros, más de 20 gigavatios hora. Esa volatilidad está muy relacionada con el mercado. Entra o no en función del precio.

De momento no hemos recibido señales negativas de bajada de inversión, más bien lo contrario"

¿Cómo puede afectar este incidente tan grave a la imagen de España de cara a renovables, a esa multimillonaria inversión que han atraído en los últimos años?

La impresión, lo que estamos viendo, es que la recuperación del suministro en tiempo récord, si hablamos de los distintos estándares, ante un hecho inédito que nunca había ocurrido en España, ha sido muy reconocida internacionalmente: por el comisario de Energía, los reguladores, los operadores europeos. Y la sensación que tenemos es de estabilidad. De momento, no hemos recibido señales negativas de bajada de inversión, más bien lo contrario: de continuidad de esa agenda que estamos aplicando.

El sector lleva meses diciendo que es difícil cumplir el PNIEC [Plan Nacional Integrado de Energía y Clima]. ¿Mantiene qué se llegará a 2030 a esa penetración de renovables, de almacenamiento?

Para nosotros es muy importante esa hoja de ruta del PNIEC, que además se basa en directivas europeas, ese contexto europeo, ese pacto verde. En la revisión del plan, los objetivos se han ampliado, no reducido, porque se ha creado un gran ecosistema. En el caso del almacenamiento, lo que hemos hecho hace muy poquito, para darle un impulso mayor, es inyectar otros 700 millones de euros. Esperamos que ese mecanismo de capacidad y esa primera subasta sean un revulsivo y este sea el año del almacenamiento.

El presidente del Gobierno hablaba de “lobbistas aficionados” en el Congreso. ¿Está demasiado politizada la energía en España?

La energía la tenemos que ver como algo sistémico, que nos afecta a todos los ciudadanos. Desde el Gobierno tenemos que pensar en el interés general. Y es lo que estamos haciendo.

El lunes se reunió con el ministro francés de Energía y trataron la eterna cuestión de la interconexión. ¿Hay un compromiso de Francia de aumentar lo que ya está sobre la mesa y nos pide Bruselas?

Francia es plenamente consciente de que cuando hablamos de interconexiones no son dos países o tres, en este caso contamos con Portugal, somos Península Ibérica; es un tema europeo. Hablamos de Draghi, Letta… Europa es más competitiva si es más resiliente, más fuerte, si tenemos un mercado único. Y es importantísimo contar con interconexiones. Tenemos menos del 3%, cuando en 2020 el objetivo era el 10%. 

Tuve la ocasión de hablar con él hace dos semanas, en una conferencia en Londres, y hablamos de seguir esos trabajos. Tenemos un grupo concreto en el que está la Comisión Europea. Vi también al comisario Jorgensen. Sabe que es nuestra prioridad y que debemos trabajar para ir eliminando esas barreras que hemos encontrado estos años con Francia: económicas, ambientales... Muchas veces nos han dicho que al otro lado de la frontera esa interconexión no se ve con buenos ojos. Ursula von der Leyen mencionó en Londres la interconexión de la Península Ibérica como una prioridad.

Todos los, vamos a decir, eventos extraordinarios o fuera de lo común se están analizando. Absolutamente toda la información que nos llega. De hecho, vamos ampliando el foco, si vemos que es necesario, incluso en el marco temporal"

Justo antes del apagón hubo una caída importante en el sur de Francia de una nuclear. ¿Se está analizando también?

Se está analizando. Todos los, vamos a decir, eventos extraordinarios o fuera de lo común se están analizando. Absolutamente toda la información que nos llega. De hecho, vamos ampliando el foco, si vemos que es necesario, incluso en el marco temporal. Por eso es un proceso constante de solicitud de información. Tras el comité en Iberdrola, también le anuncio que iremos a visitar Endesa. Iremos viendo los distintos operadores en función de que vayamos teniendo más y más información.

¿Por qué ha sido Iberdrola la primera dentro de las eléctricas?

Porque es la que tiene más parque de generación en España. Tiene sentido. No hay ningún objetivo distinto. Es más, la propia Iberdrola, su CEO, nos llamó para decir “puertas abiertas, decidnos qué necesitáis”. Y aquí estamos.

Fueron los primeros en sacar un comunicado hablando de que tenían sus centrales a disposición de REE y descargando la responsabilidad en el operador del sistema.

El contexto es complicado. Cada operador tiene que abrir sus puertas de par en par, darnos toda la información. La Administración es independiente de todos y cada uno de los operadores. Es lo que tiene que ser. Analizaremos toda la información y llegaremos a la causa.

Portugal ha cortado esta semana la interconexión con España. Parece que la está empezando a recuperar. ¿Cuándo se normalizará?

Prácticamente desde ya. Tienen máximo interés. Estuve con la ministra portuguesa el viernes pasado y lo estaré este viernes [día siguiente a la entrevista]. Hemos acordado un encuentro semanal y su objetivo era que esta semana tuviesen la operación al completo. También la parte comercial, porque las interconexiones estaban operativas, pero no había intercambios comerciales.

Volviendo a Francia, hablaba de barreras económicas. Esos bajos precios del mercado mayorista en España gracias a las renovables, ¿pueden ser una explicación para que no sea muy proclive a aumentar esa interconexión?

Francia hace, como nosotros, un análisis coste-beneficio de infraestructuras que son proyectos de interés comunitario, como las interconexiones. Y evidentemente los precios y el flujo, importador o exportador, forman parte de esos análisis. Y en función de los análisis se reparten los costes.

Carlos Batlle, un ingeniero de la Universidad de Comillas que participó en el Libro Blanco del Sector Eléctrico, de [Ignacio] Pérez Arriaga, dice que a lo mejor no vamos a encontrar un culpable del apagón. ¿Hay riesgo de que suceda?

Yo lo llamo buscar responsabilidades. Lo más importante es buscar las causas para aislarlas y poner las medidas necesarias. Creo que sí llegaremos a saberlo, y es importante para dar certeza a la ciudadanía, que lo espera; y a nosotros, por supuesto.

Vídeo: Lourdes Jiménez

La Plataforma en Defensa de la Huerta de Movera ha querido manifestar su “profunda preocupación” ante la próxima concesión por parte del Ayuntamiento de licencias para la instalación de tres parques fotovoltaicos en su entorno. El Consistorio argumenta que la aprobación -el lunes, en la reunión del Consejo de Gerencia de Urbanismo- es obligada para evitar posibles indemnizaciones de no hacerlo. “Esta excusa no nos convence”, responden desde la Plataforma.

Dos de las instalaciones se sitúan en Garrapinillos y la tercera, en Movera; todas ellas, en áreas de huerta que se perderían.

Los vecinos afectados recuerdan que la Modificación 214 del Plan General de Ordenación Urbana fue aprobada precisamente para proteger estos suelos de regadío de gran valor ecológico y agrícola, evitando su ocupación por infraestructuras industriales como los grandes parques fotovoltaicos. “No entendemos cómo el Ayuntamiento de Zaragoza prepara la concesión de nuevas licencias para la instalación de parques fotovoltaicos en la ciudad. El Consistorio se comprometió a la defensa de la huerta con la Modificación 214 del PGOU. Es su deber regular la instalación de placas fotovoltaicas en el regadío. El ayuntamiento parece olvidar que tiene las competencias para gestionar los usos en sus suelos. Que un proyecto cuente con las autorizaciones de otras administraciones no obliga, en ningún caso, a conceder la autorización municipal”.

El Consistorio ha presentado un recurso contra el PFV Clarita y, al mismo tiempo, valoran desde la Plataforma, concede licencia a la PFV Perdigal, plantas que comparten línea de evacuación. “Con la concesión de esta licencia, el Ayuntamiento invalidar la moratoria que se decreto el 10 de mayo de 2023”, aseguran.

Los vecinos han detectado varias irregularidades en los estudios ambientales de estos parques. Por ello, consideran que, al igual que otros consistorios, el equipo de gobierno del PP en Zaragoza debería “suspender el otorgamiento de dichas licencias y que el otorgamiento de las mismas se decida por vía judicial”, de forma que no “sucumba a las amenazas de costes millonarios por parte de las promotoras”.

Los vecinos recuerdan que no se oponen a la energía limpia, pero reclaman que su emplazamiento se realice en terrenos industrializados, donde no cause un impacto negativo en el ecosistema. “Estas empresas, ávidas de lucrarse con la transición energética, eligen terrenos baratos y llanos para instalar sus proyectos, sin importar la destrucción de un ecosistema único, vital para la biodiversidad y un legado cultural de paisajes agrícolas centenarios que debemos proteger”, explican.

Si estos proyectos salen adelante, Zaragoza perderá uno de los últimos espacios donde se cultivan alimentos frescos y de proximidad, fundamentales para la sostenibilidad ambiental y la economía local. Desde verduras y cereales hasta forraje para la ganadería, la huerta es clave para reducir la huella de carbono y garantizar una alimentación de calidad.

“Recuerdo perfectamente el primer recorte, lo publicaron en el BOE poco antes de Navidad. Me había tomado unos días de vacaciones y de repente empezaron todos a llamarme; la gente venía a la oficina de la cooperativa llorando, estaba asfixiada económicamente y venía a desahogarse. Fue muy duro, yo les había invitado a montarse al barco y ese barco se hundía. Pero es que estábamos todos en el mismo barco”. En esa misma oficina de la planta solar La Jeresa, en Lorca (Murcia), Dioni Ruiz –52 años, auxiliar administrativa– rememora el tijeretazo a las ayudas económicas a la producción de energía solar fotovoltaica que ella y otros 417 socios de la cooperativa recibieron hasta 2010 por su inversión en una planta de cuatro megavatios de potencia instalada.

Como Dioni hay muchos más. Son los pioneros abandonados de la fotovoltaica. Más de 62.000 familias invirtieron sus ahorros, entre 2007 y 2008, para impulsar la incipiente producción solar del país, alentados por una campaña gubernamental que garantizaba un retorno de la inversión a los diez años. Pero llegó la crisis económica y una batería de medidas que culminó con la reforma eléctrica de 2013 y supuso un recorte retroactivo del 30% de sus ingresos, ahogando a estos pequeños inversores, en su mayoría agricultores y ganaderos. La justicia española consideró legales aquellos recortes, pero los tribunales internacionales, a los que acudieron los fondos de inversión extranjeros, hoy están dando la razón a los demandantes. Los pequeños productores españoles reclaman igualdad de trato.

En total, la asociación Anpier, que pelea por los derechos de los afectados y denuncia “una estafa de Estado”, calcula que la inversión media por persona rondó los 300.000 euros. Muchas familias tuvieron que refinanciar avalando los nuevos préstamos con sus bienes personales, principalmente sus casas, con créditos de hasta 20 años. En torno al 20% se vio obligado a malvender su instalación fotovoltaica al no poder asumir los gastos. En Lorca, el sindicato de agricultores COAG lideró el proyecto Huerta Solar de La Jeresa, una cooperativa social de 418 socios en la que cada uno es propietario de una instalación de 10kW. El parque, con una potencia total de 4MW, echó a andar en 2008. Funciona con una cuota que cubre el mantenimiento de las instalaciones. Cuando uno de los seguidores se estropea, la cooperativa asume el coste de la reparación e ingresa al propietario el importe que deja de percibir mientras no está en funcionamiento.

Dioni Ruiz, administrativa de 52 años, optó por refinanciar el préstamo. Todavía le quedan un par de años para devolver el crédito y tres más para recuperar los 15.000 euros que tuvo que ir aportando de su bolsillo para completar los pagos durante la temporada más crítica. "Accedieron porque vieron si no tendrían que embargarnos a todos

Dioni Ruiz trabajaba en COAG cuando se lanzó el proyecto y fue la encargada de explicárselo a los socios y animarles a apuntarse. Cuando vinieron los recortes, fue también la primera a la que se dirigieron en busca de una explicación. Al igual que la mayoría de los socios, Ruiz invirtió los 79.000 euros más IVA que costaba cada instalación gracias a un préstamo financiado al 100%. El cálculo era pagar los 840 euros mensuales de la letra del préstamo con los ingresos de la planta y amortizar la inversión a los diez años. Cuando llegaron los primeros recortes se acababa de meter en una hipoteca.

Su marido, pintor en el sector de la construcción, se había quedado en paro por la crisis. Tuvieron que mudarse una temporada a casa de la madre de ella para recortar todo lo que fuera posible. Al final, optaron por refinanciar el préstamo. Todavía le quedan un par de años para devolver el crédito y tres más para recuperar los 15.000 euros que tuvo que ir aportando de su bolsillo para completar los pagos durante la temporada más crítica. “Estuvimos negociando con el banco mucho tiempo, primero a nivel personal y luego de forma colectiva con la cooperativa. Fueron años muy difíciles. Finalmente, accedieron porque vieron si no, tendrían que embargarnos a todos”, resume.

“Fue una época criminal”, confirma Juan Francisco Torroglosa, ingeniero de 45 años y encargado del mantenimiento de La Jeresa. Él tenía 27 años y estaba a punto de casarse cuando entró en el proyecto alentado por su conciencia ambiental y el respaldo legal de la inversión. “Me veía al poco tiempo con una hipoteca. Trabajaba entonces en la obra, hubo la crisis inmobiliaria y se me juntó todo. Fue un drama. De todo se sale, pero hay que pasarlo”, dice ahora Torroglosa. No olvida aquellos años de hacer malabarismo con las tarjetas de crédito y de cubrir un préstamo con otro. “Estábamos en modo economía de guerra, no gastar nada de nada que no fuera pagar esto”, resume por su parte Jaume Pedrós, agricultor de 63 años. Él y su mujer invirtieron casi 500.000 euros en un parque solar en Lérida, que agrupa las instalaciones de 12 familias de la zona. Aportaron el 20% y el banco el 80%. Hicieron lo imposible por evitar refinanciar porque suponía disparar los intereses del préstamo. “Aguantamos como pudimos”, recuerda.

Mi marido trabajaba hasta 20 horas diarias para lograr más ingresos, mis hijas sabían que no podíamos permitirnos ningún extra. Lo pasamos muy mal. Yo sé lo que es ir al supermercado con la calculadora

Ángel Lario, de 68 años, agricultor jubilado de Murcia, invirtió con la intención de completar su jubilación. “El primer recorte equivalía a estar tres meses sin cobrar. Y pensamos, bueno, hay que apechugar con la crisis, es temporal. Pero siguieron más y más recortes… hasta que no podíamos aguantar la situación”, relata. Lario tuvo que vender un terreno para poder refinanciar el préstamo.

Joaquín García Belmonte, técnico de riego agrícola, 36 años, entró en el proyecto en familia, junto a sus padres, su hermano y su hermana. “Mi padre nos trajo la idea y a todos nos pareció bien. Pensamos: es una inversión de futuro, vamos allá”, recuerda García Belmonte, que entonces tenía 20 años. Cuando llegaron los tiempos malos, su padre, ahora fallecido a consecuencia de un cáncer, fue de los primeros que se movilizaron en defensa de los intereses de los productores, acudiendo a todas las reuniones de la cooperativa y participando en las manifestaciones organizadas por Anpier por todo el país. “Ahora nos encontramos en una situación en la que el promotor del proyecto falleció y no llegará a ver rentabilizada su inversión”, lamenta.

En el caso de Huertas Teruel, se embarcaron en la aventura siete miembros de su familia: sus padres, su hermana, su hermano y su cuñada y su marido y ella. “Mis padres eran agricultores, mi hermano tenía una inmobiliaria, mi cuñada era esteticista. Teníamos situaciones muy diferentes, pero todos lo pasamos mal. Y no nos podíamos ayudar los unos a los otros porque estábamos todos igual”, recuerda esta autónoma de 49 años.

Cuando empezamos, nosotros pagamos la instalación tres o más veces el precio que pagaríamos hoy. Éramos los pioneros, los incomprendidos, molestos para las grandes compañías porque nos habíamos metido en un terreno que era suyo. Éramos las moscas cojoneras", recuerda Francisco Fernández Lindón

Cuando invirtió, ella tenía una niña de dos años y estaba embarazada de la segunda. Trabajaba con su marido en un comercio de cerrajería. Como muchas parejas jóvenes, pensaron que les ayudaría a pagar la universidad de sus hijas.

Teruel y su marido lograron esquivar la refinanciación a base de muchas horas extras de trabajo y de privaciones. “En el banco nos conocían y también nos permitieron mantenernos a descubierto un tiempo, y poco a poco íbamos metiendo dinero cuando lo conseguíamos. Mi marido trabajaba hasta 20 horas diarias para lograr más ingresos, mis hijas sabían que no podíamos permitirnos ningún extra”, relata. “Lo pasamos muy mal. Yo sé lo que es ir al supermercado con la calculadora”.

Cargar con la culpa

A la pesadilla económica se sumó la campaña de culpabilización a la que les sometieron los poderes públicos. “Lo primero que hicieron y que nos dolió mucho fue criminalizarnos; dijeron que teníamos la culpa del precio de la luz. Cuando le contabas a la gente que no llegabas a fin de mes, te decían que tenías la culpa por haber querido enriquecerte a su costa”, asegura. “Cuando veo a mis padres, que eran agricultores y además regentaban un bar, que no han hecho más que trabajar en su vida para que nosotros pudiéramos estudiar, me da mucha rabia”, dice.

Fernando Ferrando, presidente de la Fundación Renovables, explica que se culpó a las primas a las renovables de contribuir al déficit tarifario eléctrico, cuando este fue consecuencia de la limitación de la subida de la luz aprobada en 2002. En el año 2008 arrastraba ya una deuda acumulada de 17.157 millones de euros, sin intereses. El principal problema, asegura, fue la falta de previsión del Gobierno ante la drástica caída en el mercado mundial de los precios de los paneles solares a finales de 2007, que alentó la entrada de grandes empresas y fondos de inversión en muy poco tiempo. Para finales de 2008, se habían construido ya 3.200 MW, más de ocho veces el objetivo inicial fijado para 2010.

“Cuando empezamos, nosotros pagamos la instalación tres o más veces el precio que pagaríamos hoy. Éramos los pioneros, los incomprendidos, molestos para las grandes compañías porque nos habíamos metido en un terreno que era suyo. Éramos las moscas cojoneras”, recuerda Francisco Fernández Lidón, profesor de secundaria ahora jubilado, de 72 años. “Lo indignante es que después de nosotros se metieron de lleno los fondos de inversión. Hemos ido reclamando lo nuestro hasta el Supremo y no nos han dado la razón. Los fondos han reclamado y el Gobierno sí tiene que pagarles”, se indigna Torroglosa.

En 2016, el Tribunal Supremo español dictaminó que aquellos recortes retroactivos eran legales y consideró que los demandantes, en su mayoría pequeños inversores, debían haber previsto el riesgo de cambio normativo.

Los fondos internacionales, por su parte, han recurrido a la justicia internacional, en su mayoría a través del Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI) del Banco Mundial, al amparo del Tratado de la Carta de la Energía, al que estaba adherido España. En total, según los datos del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, se han abierto 51 arbitrajes: 39 se han resuelto ya –diez de ellos a favor de España y tres condenas anuladas–, diez quedan pendientes de sentencia–una de las demandas anuladas ha vuelto a presentarse– y tres demandantes han desistido.

El Gobierno apuesta por agotar todas las vías legales y asegura que ninguno de los laudos se ha llegado a ejecutar. De momento, ha logrado reducir en un 85% la cuantía de las indemnizaciones, de los 10.635 millones de euros reclamados a los 1.476 millones actualmente reconocidos. Otros 1.447 millones están pendientes de resolución.

En 2016, el Tribunal Supremo dictaminó que aquellos recortes retroactivos eran legales y consideró que los demandantes, en su mayoría pequeños inversores, debían haber previsto el riesgo de cambio normativo.

Transición Ecológica recuerda también que “para incentivar la confianza de todos los inversores, nacionales o extranjeros” adoptó en 2019 el Real Decreto-ley 17/2019 que garantiza a las plantas afectadas una rentabilidad razonable del 7,39% hasta el año 2031. Con ello evitó una nueva reducción de la tasa prevista a partir de 2020, que hubiera supuesto una caída al 4,5%. Para acogerse a esta medida, los inversores extranjeros con demandas en cortes de arbitraje debían renunciar a ellas. El Ministerio considera que para 2032 las instalaciones afectadas por los recortes, en su inmensa mayoría construidas antes de 2008, estarán “sobradamente amortizadas”.

Para los afectados, aquella medida fue un alivio que evitó un recorte adicional, pero en ningún caso repara el daño ocasionado. El presidente de la asociación Anpier, Miguel Ángel Martínez-Aroca, espera que el cambio de la titular de Transición Ecológica permita reanudar las conversaciones con el Gobierno para encontrar “una solución pactada y consensuada que ponga fin a este drama”. De momento, una primera medida que propone es ampliar unos cinco años la vida útil retribuida de las instalaciones.

A pesar de las desilusiones, casi dos décadas después, Jaume Pedrós piensa que la inversión en sí fue buena porque era de futuro. “Sigo creyendo en las renovables. El problema es que no creo en los políticos”, asegura. “Cuando empezamos teníamos en mente ampliar con el tiempo las instalaciones, pero claro, se te quitan las ganas de invertir en este país. Es una pena”, concluye.

“Yo, con recuperar la inversión me conformo. Me consuelo pensando en que al menos algo he participado en la reducción de las emisiones de CO₂ ”, dice resignada Dioni Ruiz, esbozando una sonrisa. “Pero lo que más pena me da es toda la gente que se ha quedado por el camino, los que han tenido que vender porque no podían asumir los gastos y también los que han luchado por este proyecto y han fallecido antes de verlo rentable”.

Solaria ha vendido el 50% de su filial Generia Land al fondo estadounidense Stonepeak por 125 millones de euros, según fuentes conocedoras a las que ha tenido acceso elDiario.es. La empresa ha confirmado esta información junto a la presentación de los resultados de 2024 de este mismo jueves, aunque el documento matiza que la firma todavía no es “vinculante” y que continúa el proceso de “due diligence”.

La operación incluye un compromiso de inversiones por parte del fondo en los próximos años por un valor similar al de la adquisición en esta división de la empresa del Ibex 35. Una filial a través de la que Solaria compra, gestiona y alquila terrenos para desplegar energías renovables.

Antes de la presentación de resultados, elDiario.es supo que la venta se había cerrado esta misma semana y que contempla que tanto el consejo como las decisiones de Generia queden mancomunadas entre Stonepeak y Solaria.

La compañía española capitaliza alrededor de 1.000 millones de euros en bolsa, después de que el precio de sus acciones haya caído algo más de un 50% desde finales de 2023, y hasta un 70% desde su máximo histórico de principios de 2021.

Este desplome por sus peores resultados en los últimos trimestres respecto a sus objetivos —agravado con la llegada de Donald Trump a la Casa Blanca y su rechazo a la transición ecológica— ha mantenido a Solaria como una de las principales candidatas a recibir una oferta de adquisición en los últimos meses entre las grandes empresas españolas.

La empresa que dirige la familia Díaz-Tejeiro empezó a estudiar la propuesta de Stonepeak desde hace un mes. “Solaria destaca como una plataforma renovable única, estratégicamente posicionada para las próximas oportunidades de desarrollo en sus mercados objetivo, ofreciendo un potencial de crecimiento sustancial para Generia”, dicen fuentes relacionadas con la operación.

“Como especialista global en renovables [...], Stonepeak es ideal para guiar a Generia a través de su próxima fase de crecimiento, proporcionando soluciones de financiación integrales y aprovechando nuestra amplia experiencia en la propiedad, desarrollo, construcción y operación de más de 16 GW de activos de energía renovable en todo el mundo a través de energía eólica, solar y solar fotovoltaica”, han revelado las mismas fuentes conocedoras sobre la oferta, que finalmente ha aceptado Solaria.

En junio del año pasado, la compañía del Ibex contrató “a Alantra y Kutxabank Investment Norbolsa para la elaboración de un plan estratégico para acelerar el crecimiento de Generia con la entrada de nuevos socios en su capital”, según explica la propia empresa en su página web, y según comunicó a la CNMV.

“En 2022, la compañía apostó por la compra de terrenos en Europa y, para ello, creó Generia. Sin duda, el terreno será un bien escaso y estratégico para el desarrollo de renovables en la próxima década y Generia será la solución idónea para la Unión Europea”, señala esa misma nota de prensa.

En septiembre de 2024, la agencia especializada en información económica 'Bloomberg' avanzó que Solaria valoraba a Generia en 300 millones y que buscaba una oferta por cerca de la mitad de esa cantidad. Una información que concuerda con la operación conocida por elDiario.es. De hecho, según fuentes conocedoras, Solaria ha valorado otras oferta en las últimas semanas, aunque menos atractivas que la de Stonepeak.

También en septiembre del año pasado, Solaria anunció un acuerdo de su filial Generia con Repsol Renovables para “la prestación de servicios para la búsqueda de terrenos, interlocución con los propietarios y suscripción del contrato de arrendamiento”.

“En los casos donde los propietarios de los terrenos prefieran vender, Generia adquirirá los terrenos, para en paralelo firmar con Repsol Renovables un derecho de uso sobre dichos terrenos”, detalló la empresa.

El conseller de Agricultura, Pesca y Medio Natural de Balears, Joan Simonet, ha defendido este martes su participación, con un 30% de acciones, en la consultora Enginyeria i Medi Ambient (Eima), cuyos servicios -tal como informó en exclusiva elDiario.es- ha contratado la fotovoltaica del empresario y extenista Rafa Nadal con el objetivo de elaborar los estudios ambientales para la ampliación exprés de un parque solar ubicado a las afueras de Palma. En este sentido, Simonet ha eludido pronunciarse sobre si es ética o políticamente responsable participar en una empresa que asesora en proyectos de cuya tramitación se ocupa posteriormente el Ejecutivo autonómico al que pertenece.

Preguntado al respecto por el portavoz adjunto del PSIB-PSOE, Marc Pons, durante el pleno del Parlament, el conseller ha asegurado, a pesar de mantener su participación en Eima, que en estos momentos no trabaja para ningún cliente y que, en cualquier caso, su trabajo “está separado” de la labor que llevan a cabo sus socios en la mercantil. “Durante muchos años he realizado un trabajo técnico para muchos clientes y muy variados. Ahora solo trabajo para el Govern en defender los intereses generales”, ha aseverado Simonet, lejos de responder, como le ha interpelado Pons, si le parece “la mejor forma de hacer política hacer de conseller a ratos y, en otros, favorecer la consecución de determinados encargos que después son tramitados por el Govern.

Desviando el objeto de la pregunta, el titular de Agricultura ha recordado que el Govern otorgó al proyecto solar Son Castelló -al que ha asesorado la mercantil de Simonet- el interés general, cuestión que no se discutía con la pregunta formulada. Simonet ha señalado que, al igual que Pons, ha estudiado ingeniería, carrera “que me pagaron mi padre y mi madre y de la que estoy orgulloso”.

Pons, por su parte, ha recordado que otros altos cargos del Govern de Marga Prohens (PP) dimitieron o fueron destituidos tras salir a la luz la gestión que llevaban a cabo en el ámbito privado: el exdirector general de Coordinación y Transparencia del Govern Jaume Porsell, quien fue cesado por comercializar de forma irregular un agroturismo, y la exconsellera de Vivienda Marta Vidal, quien figuraba en el Registro Mercantil como administradora única de la sociedad MV Urbanismo, Derecho Inmobiliario y Turismo S.L.P., desafiando con ello el régimen de incompatibilidades de los altos cargos de Balears. El diputado socialista también ha citado el caso de Núria Riera, quien solapa su cargo de consellera portavoz del PP en el Consell de Mallorca con el de funcionaria en el Govern.

Tal como publicó este medio, la consultora Enginyeria i Medi Ambient (Eima), en la que Simonet es uno de los principales accionistas con un 30%, ha elaborado el estudio de Impacto Ambiental Simplificado para la “actualización” del proyecto solar Son Castelló que acaba de presentar la mercantil Starwing SL. En esta empresa tenía a cierre de 2023 un 40% el holding de Rafa Nadal, Aspemir, según sus últimas cuentas. En Starwing es consejero desde su creación en 2018 Sebastián Nadal, padre del extenista balear y administrador de muchas de sus sociedades.

El estudio ambiental para Starwing lo firma, además, la esposa de Simonet, la geógrafa Irene Moya País. Fuentes de la Conselleria que dirige el conseller balear, ingeniero agrónomo de profesión, confirmaron a elDiario.es que Simonet es accionista de esta consultora con un porcentaje que cifran “entre un 25% y un 30%” de las acciones. Fuentes de Eima indicaron que Simonet tiene un paquete del 30% y explicaron que su esposa no es accionista, pero sí trabaja para la firma.

Como comprobó este medio, Starwing recibió además una de las mayores subvenciones concedidas en España en 2023. La empresa figura en el último listado de mayores beneficiarios de ayudas públicas, según el Ministerio de Hacienda, con una subvención de 4.408.728,34 euros, precisamente para el proyecto del parque fotovoltaico Son Castelló.

Al proyecto participado por Nadal, entonces todavía tenista en activo, le correspondió la citada ayuda de 4.408.728,34 euros, una de las mayores subvenciones entre los 15 proyectos seleccionados por el Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE), dependiente del Ministerio para la Transición Ecológica, al tratarse de una de las plantas de mayor potencia. La resolución daba de plazo máximo para poner en marcha el parque el 31 de enero de 2026.

El Govern ha posat en marxa un projecte pilot de refugis climàtics a les escoles de Balears amb la instal·lació de pèrgoles fotovoltaiques que donin ombra i alhora generin energia.

El projecte s'ha presentat aquest dilluns al CEIP Son Oliva, en un acte en què han estat presents el conseller d'Empresa, Ocupació i Energia, Alejandro Sáenz de Sant Pere, el conseller d'Educació i Universitats, Antoni Vera, i el director de l'Institut Balear de l'Energia (IBE), Hernando Ra.

Sáenz de San Pedro ha apuntat que aquesta era una “demanda històrica” de la comunitat educativa de millorar les instal·lacions exteriors dels centres i millorar l'eficiència energètica.

Així, ha aclarit que a més d'aquesta instal·lació es preveuen actuacions similars a altres 10 centres de Balears, que aniran acompanyades de projectes de naturalització dels patis.

Preguntat pels terminis que manegen per a aquest projecte, el conseller ha explicat que ara es licitarà l'obra, les obres podrien començar aquest mateix i dins aquest 2025 podria acabar la intervenció.

També s'ha consultat Vera sobre la possibilitat que s'obrissin les escoles a l'estiu perquè servissin com a refugi climàtic per a la població en general però en aquest cas Vera ha assenyalat que a la Conselleria estan centrats a “actualitzar les infraestructures educatives” perquè hi ha “molts problemes”.

Tot i així, si ha aclarit que els patis sí que es podrien obrir fora de l'horari escolar i serà un projecte que portaran al Parlament amb un projecte legislatiu però ha advertit que això s'haurà de parlar amb els Ajuntaments perquè tenen potestat sobre els CEIP.

Rayo ha detallat que amb aquesta pèrgola es tracta, a més de donar ombra, oferir energia fotovoltaica al centre educatiu i als edificis de la Comunitat Autònoma que estiguin situats al voltant d'aquesta escola.

Així, la pèrgola podrà proveir del 30% de l'energia que necessita el centre aproximadament i, per tant, l'estalvi que podrà tenir a la factura de la llum serà d'uns 6.000 euros sobre 8.000 euros que habitualment paguen de factura.