Ya se tramita como Proyecto de Singular Interés (PSI) la futura planta de acero verde que la empresa Hydnum Steel va a instalar entre el núcleo urbano de Puertollano (Ciudad Real) y el polígono industrial de La Nava de la ciudad. Su primer expediente está en información pública hasta finales de junio y, si recibe posteriormente luz verde ambiental, se convertirá en la primera acería de estas características en España y Europa.

Se considera acero verde el producto elaborado mediante tecnologías que eliminan o reducen drásticamente las emisiones de CO2 durante su fabricación, utilizando hidrógeno verde en lugar de carbón. Se basa, por tanto, en energías renovables para lograr un proceso libre de combustibles fósiles, constituyendo una alternativa sostenible con una huella de carbono “cercana a cero”. 

Este tipo de material es considerado desde hace años “un elemento fundamental para alcanzar la neutralidad climática”, aunque actualmente, según BBVA, su coste de producción es mayor que el del acero tradicional. No obstante, muchos expertos prevén que es el futuro de la metalurgia, alineado con la economía circular.

Fabricar acero verde es actualmente más costoso que el convencional, con primas estimadas entre 120 y 170 euros más por tonelada en Europa para 2026, llegando incluso a reportarse costes operativos superiores a los 1.000 euros por tonelada mediante rutas de hidrógeno. Esto representa un incremento de aproximadamente el 40% sobre el acero tradicional, principalmente debido a la alta inversión en tecnología de hidrógeno y electricidad.

Pero tanto el Gobierno de Castilla-La Mancha como la empresa Hydnum Steel parecen haber hecho sus cálculos de cara la futura planta de Puertollano. Esta ciudad es ya un nodo estratégico y referente en hidrógeno verde (H2V) en Europa. Alberga la planta de Iberdrola, la mayor de uso industrial en su inauguración hace cuatro años. Utiliza el cien por cien de energía renovable (solar fotovoltaica con 100 megavatios y baterías con 20 megavatios por hora) para producir hidrógeno destinado a la fábrica de Fertiberia.

Es esta ciudad se encuentra también el Centro Nacional del Hidrógeno (CNH2), una instalación científica dedicada a la investigación, desarrollo y validación de tecnologías de hidrógeno y pilas de combustible. Impulsa la transición energética mediante proyectos de I+D, simulaciones y la homologación de componentes para transporte, energía y la industria.

Estos factores son todo ventajas para Hydnum Steel. Además, el hecho de que su acería verde se tramite como PSI significa que sus trámites urbanísticos y administrativos serán más ágiles: el Ejecutivo regional considera que es un “proyecto prioritario”, es decir, con un impacto positivo en el desarrollo socioeconómico de la región.

El proyecto de su solicitud de autorización ambiental ya se ha sometido a información pública, según la resolución de la Consejería de Fomento publicada en el Diario Oficial de la comunidad autónoma (DOCM). El Gobierno de Castilla-La Mancha lo considera “un proyecto industrial estratégico para la región” que contará con una inversión de más de 1.521 millones de euros.

El impacto económico que se espera llegará a los 11.000 millones de euros, según el Ejecutivo. En total, la planta prevé crear más de 1.000 empleos directos y alrededor de 5.000 puestos de trabajo indirectos, revitalizando una zona con alta tasa de desempleo, especialmente entre los jóvenes.

Un proyecto prioritario pendiente de su impacto ambiental

Debido su catalogación especial, la tramitación urbanística del proyecto se está realizando conforme la Ley de Medidas Urgentes para la Declaración de Proyectos Prioritarios de Castilla-La Mancha. Después de este proceso de participación, el Gobierno regional debe realizar el informe de impacto ambiental conforme a la normativa de prevención y control de la contaminación. Será entonces cuando se conozcan sus posibles afecciones al medio ambiente y al propio núcleo urbano de Puertollano.

Precisamente, en la resolución de Fomento se indica que Hydnum Steel tiene por objeto la creación de una planta industrial de producción de bobinas de acero mediante la utilización de energías limpias, de forma que la huella de carbono del producto final represente “un 98% de reducción” respecto a la generada con los procesos actuales, realizados mediante altos hornos y hornos de oxígeno.

El ámbito del PSI, de aproximadamente 209 hectáreas, se ubica entre el núcleo urbano de Puertollano y el polígono industrial de la Nava en terrenos clasificados mayoritariamente como suelo rústico de reserva, proponiéndose su clasificación como “suelo urbanizable”, aunque existe un pequeño ámbito con clasificación de suelo urbano residencial en la Barriada del Río Ojailén.

Sobre esta zona ya avisó en un informe previo la Consejería de Cultura, en la elaboración previa del Inventario de Patrimonio Cultural: ahí se constata que parte los terrenos afectados por el proyecto se incluyen dentro del ámbito de prevención arqueológica 'Costanillo'. Se encuentra en una terraza en el margen izquierdo del río Ojailén. Es una zona llana, en gran parte alterada por las explotaciones mineras y el desvío del cauce, en la que hay localizada “abundante materia prima de cuarcita”.

También incide en esta cuestión arqueológica la asociación Ecología y Libertad en su informe previo a la autorización ambiental. Y alerta además del impacto paisajístico por la altura de 55 metros que prevé la fábrica “en medio de la llanura característica de la Mancha”. Alerta igualmente de las consecuencias en la olivarera de Puertollano: afirma que la actuación requerirá que sean arrancados “un gran número de pies arbóreos” que funcionan como sumidero de carbono.

Al margen de los escritos previos y mientras se realiza la evaluación ambiental, el documento publicado en el DOCM ya precisa que la actuación comporta afecciones a la ordenación estructural. Asimismo, a fin de posibilitar los usos previstos en el PSI, se generan unas “condiciones particulares” según las ordenanzas municipales para definir los parámetros urbanísticos de cada una de las parcelas resultantes.

En total, en la resolución se reconocen 104.714,50 metros cuadrados de suelo para equipamientos públicos y 290.535,61 metros de suelo para zonas verdes y espacios libres, como superficies de cesiones obligatorias. El desarrollo propuesto incluirá las obras de urbanización interior y para conectar con las infraestructuras necesarias.

Como parte del PSI, se resuelven también todas las conexiones exteriores que se precisan, y se asegurará el “adecuado funcionamiento” de las obras e instalaciones que constituyan su objeto, así como la conservación y funcionalidad de las infraestructuras y los servicios ya existentes.

No obstante, esta relación podría variar en función de los posibles acuerdos a los que pudieran llegar, para su adquisición, los titulares de esos bienes y la empresa promotora, así como por los “ajustes de diseño” que se deriven de la redacción de los proyectos técnicos antes de la aprobación definitiva del proyecto.

Simultáneamente al trámite de información pública, se consultará a todas las administraciones públicas territoriales, entidades u organismos, titulares o gestoras de bienes o servicios afectados y personas interesadas, indicándoles la posibilidad de emitir informe o formular alegaciones.

Hydnum Steel llegó a presentar su proyecto en la Comisión de Industria y Turismo del Congreso: “Cero emisiones”, “cero vertidos” y energía renovable para descarbonizar la siderurgia, una industria que representa casi el 10% de las emisiones de CO2 a nivel global.  

Vamos a demostrar que es posible producir acero sin comprometer el futuro del planeta, cuidando cada gota de agua

“Otra forma de producir acero es posible”, afirmó en las Cámara Baja la CEO de Hydnum, Eva Maneiro. Indicó que la planta de Puertollano será un “modelo de sostenibilidad hídrica” gracias a su sistema pionero de reutilización de aguas residuales. “Vamos a demostrar que es posible producir acero sin comprometer el futuro del planeta, cuidando cada gota de agua”, añadió.

El Foro Económico Mundial (WEF) ha reconocido a esta empresa como uno de los cinco proyectos “más innovadores a nivel global en la carrera por descarbonizar la producción de acero”.

Según las previsiones de la empresa, Europa necesitará producir hasta 30 millones de toneladas de acero verde para 2030, un reto que “solo podrán asumir aquellos que inviertan ahora en innovación y sostenibilidad”, afirma.

Digitalización y agua

Una de las características más innovadoras que promete Hydnum Steel es el uso del ‘Gemelo Digital’ desarrollado junto con Siemens, socio estratégico del proyecto, que permitirá optimizar todos los aspectos del proceso productivo en tiempo real, “mejorando la eficiencia energética y reduciendo el consumo de recursos”. Es más, la empresa también presume de su “corazón digital”. Quiere aplicar la innovación tecnológica, la digitalización y la Inteligencia Artificial en todos sus procesos.

El consumo de agua es igualmente clave en el proceso. Aunque la empresa todavía no especifica cuál será el volumen de su consumo, afirma que utilizará “tecnología de vanguardia” para minimizar su consumo: reciclar aguas grises y residuales de forma que sean aptas para su uso en el proceso productivo de la planta; y el agua utilizada se volverá a tratar para incorporarla de nuevo al sistema.

En los informes previos, la Confederación Hidrográfica del Guadalquivir pide que el Estudio de Impacto Ambiental incluya con detalle las actuaciones a realizar y un análisis de todos los posibles impactos que puedan producirse sobre las masas de aguas.

Demanda asimismo un listado con las medidas preventivas, correctoras y compensatorias necesarias para minimizar los “efectos perjudiciales” que pudieran producirse en las distintas masas de agua como consecuencia del proyecto y para hacer compatible la actuación proyectada con el cumplimiento de la normativa sectorial de aguas vigente, durante la fase de construcción de las instalaciones y durante los años que dure su explotación.

La ubicación de la planta en Puertollano no es casual. La zona, en su momento muy desfavorecida por el declive la minería, cuenta ahora con una infraestructura industrial sólida, y tanto las administraciones como la empresa la consideran un nodo estratégico de producción de hidrógeno verde y energías renovables, “elementos clave para el éxito del proyecto”.

Además del apoyo del Gobierno regional, el proyecto también cuenta con el aval del alcalde de Puertollano, Miguel Ángel Ruiz (PP), quien ha manifestado en varias ocasiones su satisfacción tras la aprobación inicial del proyecto.

Estamos y estaremos plenamente implicados para que este proyecto sea una realidad en el menor tiempo posible

El edil ha subrayado que este avance “supone un paso importante y marca un punto de no retorno hasta la colocación de la primera piedra”, y ha destacado la importancia estratégica de esta iniciativa para el desarrollo económico e industrial del municipio.

Desde el Ayuntamiento de Puertollano se ha reiterado el compromiso firme de colaborar activamente en la agilización de todos los trámites necesarios y de “eliminar cualquier obstáculo administrativo” que pueda retrasar su puesta en marcha. “Estamos y estaremos plenamente implicados para que este proyecto sea una realidad en el menor tiempo posible”, ha señalado.

Asimismo, el alcalde ha incidido en la relevancia social del proyecto, especialmente para los jóvenes de la ciudad, quienes ven en esta acería una oportunidad real de empleo y de desarrollo profesional. “Este proyecto debe responder a las expectativas de futuro de nuestros jóvenes, fijar talento y generar oportunidades en nuestra tierra”, ha añadido.

Hola

Deseo que estés bien.

Me ha salido un boletín muy “energético”. No lo tenía previsto así, pero a medida que he ido armando el puzle, este es el resultado final. La verdad es que es uno de los grandes retos que tenemos por delante, todo el planeta. Y también uno de los más delicados. El próximo martes se cumplirá un año del apagón que afectó a toda la península ibérica: más de 50 millones de personas a oscuras hasta la madrugada del 29 de abril. Seguro que recuerdas dónde te pilló a ti, ¿verdad? Pues un año después, el cero absoluto, como se le denomina en el sector, sigue moviéndose en una zona incierta entre lo que sabemos y lo que todavía no se ha podido —o no se ha querido— explicar del todo.

Lo que emerge con el paso de los meses apunta a una avería sistémica, no a un fallo aislado. Lo que relatan los informes (de los expertos europeos y de los organismos regulatorios españoles) es que no hubo un culpable único, sino un sistema que falló en cadena, desde Red Eléctrica (el operador) a las grandes compañías energéticas. Sobretensión, desconexiones y pérdida de control en segundos. Un colapso en un sistema cada vez más complejo y exigente por la transición energética.

Eso obliga a enfriar las prisas por encontrar culpables rápidos. Primero, entender. Después, depurar responsabilidades. Y, mientras tanto, algo bastante más básico: luz y taquígrafos. Transparencia sobre qué ocurrió: las causas, por qué los cortafuegos no funcionaron como se esperaba y por qué el operador no pudo asegurar el suministro. Sin ese relato completo, todo lo demás es ruido.

La apertura de expedientes sancionadores es un paso lógico, pero insuficiente si no va acompañada de una investigación a fondo, con criterios técnicos y no políticos. Aquí la clave no es quién llega primero al titular más contundente, sino quién es capaz de sostener una explicación sólida. Prudencia en las conclusiones, pero también firmeza en la exigencia de esclarecer. Porque la peor salida sería una especie de empate técnico donde nadie asume errores y el sistema sigue igual que antes. El apagón no va solo de lo que pasó, sino de lo que revela. Gobernanza del mercado eléctrico, coordinación entre operadores, capacidad de respuesta en tiempo real y marco regulatorio adaptado a una red mucho más volátil como consecuencia de un cambio energético que va a más.

El dato

2.005

Son los nuevos puntos de recarga de acceso de público que se han instalado en España en el primer trimestre, según el último Barómetro de Electromovilidad elaborado por Anfac, la patronal la patronal de los fabricantes de automóviles. La red total de recarga se sitúa en 55.077 puntos. El incremento es del 3,8%, pero podría haber sido aún mayor –advierte Anfac– si se pusieran en funcionamiento los 17.073 puntos de recarga instalados que no se encuentran operativos por distintos motivos. Es decir, uno de cada cuatro puntos de recarga no está operativo.

La crisis del petróleo como consecuencia del ataque de EEUU e Israel a Irán acelerará el mercado del coche eléctrico, según prevén varios analistas y fabricantes, aunque bajen los precios del crudo. Los consumidores de todo el mundo disfrutan de una mayor variedad de opciones, especialmente a medida que los eléctricos fabricados en China están irrumpiendo en todo el mundo.

En España, las ventas de coches eléctricos e híbridos enchufables se han disparado un 58,4% en el primer trimestre del año, hasta alcanzar casi las 63.000 unidades.  Solo en marzo registraron un aumento del 62% con un total de 26.725 unidades y el 20,5% de las ventas totales.

Pero, ojo, el peso de los eléctricos en el parque total es bajísimo. Representa el 2,6 % del total, frente a cuotas de más del 24% en Noruega, que es el líder indiscutible. En Francia se acerca al 6% y en Alemania al 4%. Esto es así porque en España el parque de vehículos está muy envejecido, los coches de más de 20 años suponen ya casi un 30% del total.

El sector considera que para el verdadero despliegue del vehículo eléctrico es esencial puntos de recarga de muy alta potencia, a partir de 250kW y estos solo representan el 43% de toda la red.

El gráfico

La generación eléctrica con renovables supera al carbón por primera vez en la historia. El auge de la solar frenó el aumento de la generación eléctrica global mediante combustibles fósiles en 2025. El año pasado, la generación renovable (viento, sol e hidroeléctrica) superó al carbón por primera vez en la historia y el crecimiento sin precedentes de la solar permitió a esta fuente y a la eólica cubrir el 99% del aumento de la demanda a escala mundial.

Son las principales conclusiones de la séptima edición anual del Global Electricity Review del think tank británico Ember, un análisis exhaustivo de los cambios en la generación eléctrica mundial acontecidos el año pasado. Todos los detalles están en esta detallada información.

Pese a los intentos de regresión y a la crisis energética desatada por la guerra en Irán, la concienciación por la energía verde es un hecho. 53 países unen fuerzas para abandonar los combustibles fósiles y, junto con 2.608 organizaciones, han confirmado su participación en la Primera Conferencia para la Transición más allá de los Combustibles Fósiles, impulsada por Colombia y Países Bajos, que se celebrará entre el 24 y el 29 de abril en la ciudad caribeña de Santa Marta. El conflicto en Oriente Próximo evidencia la necesidad de un 'electroshock' que corte con el petróleo y ataje el cambio climático.

Tipos (y tipas) de interés

Sube John Ternus, nuevo CEO de Apple. Llega al trono de la icónica compañía de la manzana no para hacer la revolución, sino para evitar que el imperio que factura 100.000 millones de dólares se oxide por puro inmovilismo. Tras dos décadas en la casa, este ingeniero mecánico nacido en California en 1975 proyecta una imagen de clon perfecto de Tim Cook: mismo uniforme de camisa oscura, mismo Apple Watch en la muñeca y misma calma aparente, como puede apreciarse en la foto. Pero quienes conocen los pasillos de la empresa advierten que el parecido es solo estético. Frente al modelo de gestión por consenso y preguntas infinitas de su mentor, Ternus asume el mando con un perfil mucho más ejecutivo y centralizado: es de los que eligen entre la opción A y la B sin que le tiemble el pulso, recuperando un aroma de decisión que Apple no olía desde los tiempos de Steve Jobs.

Entró en 2001 y ha acabado dirigiendo la ingeniería de hardware de los productos que sostienen la empresa de Cupertino: iPhone, Mac, iPad. Suyo es también el éxito del salto a los chips propios en Mac o la consolidación de líneas como Apple Watch y AirPods. Pero su medalla más reciente ha sido el MacBook Neo: un portátil de 599 dólares que ha roto el enfoque de “solo para ricos” de la firma y se ha agotado en un abrir y cerrar de ojos.  

A este nadador de competición en sus años universitarios le toca ahora lanzarse a una piscina llena de tiburones y con poca agua en el apartado de innovación. Hereda una compañía que ha pecado de “incrementalismo” y que se ha quedado peligrosamente rezagada en la carrera de la inteligencia artificial frente a sus vecinos de Silicon Valley. Con una Siri que necesita una reconstrucción total y la amenaza de aranceles de la era Trump sobre la mesa, Ternus deberá demostrar si quiere seguir perfeccionando los productos que ya tiene o es capaz de “pensar diferente”.

No todo nos parece mal

Magnesio, colágeno, omega 3, vitamina D3…Los complementos alimenticios están en auge. Hace un par de décadas, nos tratábamos cuando caíamos enfermos, ahora nos cuidamos para no enfermar o para reducir el riesgo de contraer una enfermedad. Así, además de hacer ejercicio con regularidad, comer más sano y preocuparnos más por la salud mental, también nos tomamos más complementos. El sector facturó alrededor de 2.100 millones de euros en 2025, con un crecimiento del mercado total en torno al 7%, según datos de la Asociación Española de Complementos Alimenticios (Afepadi), que representa a 155 empresas que generan más de 15.000 empleos directos. En el contexto europeo, España se ha consolidado como el cuarto mercado de la Unión Europea que más ha crecido en el último lustro, solo por detrás de Italia, Alemania y Francia.

El crecimiento sostenido de la demanda refleja cómo los consumidores integran estos productos como parte de un enfoque preventivo y activo del cuidado de la salud“, explica Mònica Gispert, la presidenta de la asociación, en un comunicado de prensa. De acuerdo con los últimos estudios del Observatorio Afepadi, entre el 70% y el 80% de los adultos españoles han consumido complementos alimenticios en el último año. Según la consultora Iqvia, los productos a base de minerales y los complementos para el crecimiento del cabello registraron crecimientos de doble dígito en 2025.

Nos gusta la competencia 

Estas informaciones de otros medios me han parecido interesantes.

Aunque sean de pago.

Lo digo porque la semana pasada un lector me afeó que incluyera enlaces de medios que requieren suscripción. Lo entiendo, pero intento que mi criterio principal sea la calidad y relevancia de la información, independientemente de si el medio es abierto o bajo suscripción. Aunque estén detrás de muros de pago, creo que el resumen o la tesis del artículo son valiosos para estar al día de lo que se está hablando.

Eso es todo por esta semana. 

Nos vemos el jueves que viene con más reflexiones y noticias económicas.

Si tienes tus propuestas o quejas puedes escribirme a contraoferta@eldiario.es.

¡Feliz Diada de Sant Jordi!

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 auge de la energía solar frenó el aumento de la generación eléctrica global mediante combustibles fósiles en 2025. El año pasado, la generación renovable (viento, sol e hidroeléctrica) superó al carbón por primera vez en la historia y el crecimiento sin precedentes de la solar permitió a esta fuente y a la eólica cubrir el 99% del aumento de la demanda a escala mundial.

Son las principales conclusiones de la séptima edición anual del Global Electricity Review del think tank británico Ember, un análisis exhaustivo de los cambios en la generación eléctrica mundial acontecidos el año pasado.

El informe refleja que las renovables aportaron un 33,8% de la generación eléctrica mundial en 2025, superando por primera vez en la historia moderna la cuota del carbón, que fue del 33%. La generación con combustibles fósiles, que sigue siendo mayoritaria (57,4% del total, frente al 59,1% de 2024) cayó un 0,2% el año pasado, en el primer descenso desde 2020 y el quinto en lo que llevamos de siglo.

Por su parte, la generación eléctrica de bajas emisiones creció en 887 TWh, superando el aumento de la demanda de electricidad en el ejercicio, que fue de 849 TWh (un 2,8% más).

La generación solar, que en 2025 cubrió el 8,7% del consumo global de electricidad (frente al 6,9% de 2024), consolidó el papel de esta fuente como el motor dominante del cambio en el sector eléctrico global. Su crecimiento récord (de 636 TWh en un año, hasta 2.778 TWh) cubrió tres cuartas partes del aumento neto de la demanda de electricidad en 2025. El crecimiento de la generación solar (del 30% respecto a 2024) fue 18 veces mayor que el del gas, único combustible fósil que creció en 2025. Así, la generación de electricidad solar a nivel mundial ya equivale al total de la demanda de electricidad en la UE.

El informe destaca que el aumento de la generación solar en 2025 sería suficiente para sustituir la electricidad producida a partir del gas equivalente a todas las exportaciones de gas natural licuado (GNL) a través del estrecho de Ormuz el año pasado, estimadas en 550 TWh.

La solar, que se ha multiplicado por más de 10 desde 2015, ha ido duplicando aproximadamente su generación cada tres años, desde los 1.333 TWh de 2022. En 2025 superó a la eólica por primera vez a nivel mundial y se acercó a la participación de la nuclear. Y todo apunta a que tanto la generación solar como la eólica superarán a la nuclear este mismo año.

China explica gran parte de ese aumento de la solar. En 2025 el gigante asiático concentró más de la mitad del aumento en nueva capacidad instalada y en generación con esta tecnología. Con ello, la participación de la solar y la eólica de China se situó en el 22% de la generación, por encima del 20% de media de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE).

Por primera vez en este siglo, la generación con combustibles fósiles disminuyó tanto en China como en India, los mayores emisores del planeta, debido a que el despliegue de energía limpia superó el crecimiento de la demanda. India también ayudó a potenciar la electricidad limpia. El crecimiento de la generación renovable en el país duplicó su récord anterior y permitió instalar, por primera vez, más capacidad solar que Estados Unidos.

En el caso de Europa, el 61% de la electricidad en 2025 procedió de fuentes sin emisiones (renovables y nuclear), muy por encima de la media mundial (43%), con los combustibles fósiles aportando el 39% y una cuota conjunta del 21% para solar y eólica. Nueve de los diez países con mayor cuota de solar y eólica están en Europa. En el caso de la solar, en cabeza está Hungría, con el 27%, y en eólica, Dinamarca con un 58%. España es el cuarto país con mayor cuota de la solar, un 22%, empatado con Grecia.

Más baterías

El informe, que analiza los datos del sector eléctrico de 215 países, incluidos los datos más recientes de 2025 de 91 países que representan el 93% de la demanda de electricidad a nivel mundial, apunta que los costes de las baterías cayeron drásticamente por segundo año consecutivo. Si en 2024, estos se redujeron un 20%, en 2025, cayeron un 45% más. Mientras, las instalaciones de almacenamiento aumentaron un 46% hasta alcanzar aproximadamente 250 GWh. Como resultado, en 2025 el mundo incorporó suficiente capacidad de almacenamiento en baterías para desplazar el 14% de la nueva generación solar hacia otros horarios más allá de la mitad del día.

La rápida expansión de la generación solar se está produciendo con más frecuencia junto con el despliegue de almacenamiento en baterías, permitiendo un cambio de paradigma: de energía solar durante el día a energía solar a cualquier hora.

Según Aditya Lolla, director general de Ember, “la electricidad limpia está redefiniendo rápidamente los cimientos de la seguridad energética en un mundo volátil. Ya está ayudando a los países a reducir su dependencia de las importaciones y los costes de los combustibles fósiles, a la vez que satisface la creciente demanda de electricidad. El siguiente paso es modernizar las redes y los marcos regulatorios para que los sistemas eléctricos estén preparados para esta nueva realidad”.

La Plataforma a Favor de los Paisajes de Teruel ha denunciado en la Fiscalía la concesión de licencias municipales a ocho centrales fotovoltaicas en Andorra (Teruel) promovidas por Forestalia y actualmente propiedad de la firma BRUC: Encuentro, Gargallo I, Illio III, San Pedro, Sedeis II, III y VI, y Tolocha I. La demanda documenta “rigurosamente”, según esta entidad, presuntas prácticas fraudulentas.

Así lo han indicado desde la Plataforma a Favor de los Paisajes de Teruel, añadiendo que las licencias municipales de construcción se concedieron a finales de 2022 y las autorizaciones previas y de construcción, de competencia autonómica, fueron otorgadas por la Dirección General de Energía y Minas del Gobierno de Aragón en diciembre de 2023. “Estas autorizaciones son preceptivas, por lo que los permisos consistoriales no pueden resolverse de forma previa”, han añadido.

Desde la Plataforma se han remitido a declaraciones de los técnicos del Inaga ante la Guardia Civil en las que indicaron que varios de los proyectos objeto de la denuncia fueron tramitados de forma indebida en el contexto de la presunta trama corrupta de Forestalia.

La evaluación ambiental de estos expedientes se retiró de forma arbitraria a los técnicos encargados de su evaluación y se externalizó de forma irregular a empresas que en algunos casos ya habían trabajado para la propia Forestalia, han reprobado.

Por tanto, a juicio de la Plataforma a Favor de los Paisajes de Teruel, “la sospecha sobre las irregularidades en la tramitación ambiental debería haber llevado a la suspensión de las licencias municipales por el Ayuntamiento –de Andorra– hasta que se aclare lo sucedido, tal y como solicitamos, lo que hace a la corporación inequívocamente conocedora de la presunta evaluación corrupta de los proyectos”.

Ejecución acelerada

Frente a la necesidad de dilucidar lo ocurrido en la evaluación ambiental de las centrales solares, BRUC ha acelerado su ejecución, “posiblemente inquieta por esas sospechas”, han lamentado desde la Plataforma, que considera que esta actitud “retrata la catadura moral de la corporación e incluye acciones absolutamente deplorables como el amedrantamiento a propietarios de fincas afectadas y que se han negado a firmar los contratos de BRUC”.

Así, para Paisajes de Teruel lo más grave, y causa suficiente de anulación de las licencias municipales, es que la tramitación de estas últimas fue incluso anterior a la publicación en el BOA de las Declaraciones de Impacto Ambiental (DIAs) de algunos de los proyectos, “lo que es totalmente ilegal, pues así lo especifica el artículo 80.2 de la Ley de Prevención y Protección Ambiental de Aragón”

“En el caso de actividades sometidas a los procedimientos de evaluación de impacto ambiental ordinaria o simplificada, la licencia ambiental de actividades clasificadas incorporará el contenido de la declaración de impacto ambiental o informe de impacto ambiental, respectivamente”, sostiene la norma.

Han defendido que la licencia municipal incorpore la DIA, lo que implica, lógica y necesariamente que sea previa a la licencia. “Tenemos muy claro que estos ocho proyectos, que tienen continuidad territorial, pertenecen a la misma empresa, fueron vendidos de forma conjunta y comparten subestación y línea de evacuación, son un caso de libro de fragmentación interesada para que fueran tramitados por el Gobierno de Aragón, con el que Forestalia mantenía vínculos muy estrechos, tal y como se relata en el informe policial sobre los presuntos delitos de prevaricación, cohecho, blanqueo de capitales y organización criminal que se están investigando”, han manifestado.

Presuntas irregularidades

La concesión de las licencias, han continuado desde la Plataforma, coincidió con una fuerte crisis institucional y financiera del Ayuntamiento de Andorra, lo que puede explicar la premura y las presuntas irregularidades en la aprobación de las licencias. “El objetivo sería sanear las cuentas municipales, ya que el propietario de las centrales abonó las tasas e impuestos locales a principios de 2023, dotando de solvencia y liquidez al Ayuntamiento”, han expuesto, agregando que esta “urgencia económica no puede justificar en ningún caso una práctica supuestamente ilegal”.

Han advertido de que todos estos datos se han puesto a disposición de la Fiscalía para que se pronuncie sobre la legalidad de las licencias concedidas, sin más intención por parte de la Plataforma que esclarecer los hechos y asegurar el cumplimiento de la ley.

Además, se insta a la suspensión cautelar de estos proyectos que ocuparán cerca de mil hectáreas y contribuirán a la degradación de los recursos naturales de todo el Bajo Aragón histórico en concurrencia con otros macroproyectos en esas comarcas y que no han sido evaluados en su conjunto.

En cualquier caso, “ante las serias sospechas que han surgido estos últimos meses sobre las tramitaciones de los proyectos de Forestalia se debería suspender la ejecución de todos ellos a expensas de aclarar judicialmente las supuestas irregularidades que se están investigando”, han concluido.

El dato estadístico, como ha reconocido el propio consejero de Transición Ecológica y Energía del Gobierno de Canarias, Mariano Hernández Zapata (PP), es “dramático”, o quizá algo más que eso, pues en el archipiélago, tal y como afirmó este jueves ese miembro del Ejecutivo autonómico, se “tira a la basura el 20% de la energía limpia generada”; o sea, de toda la producción eléctrica diaria vinculada a las fuentes renovables.

Pero ¿por qué? También lo explicó esta mañana el consejero Hernández Zapata en una entrevista concedida a Radio Club Tenerife-Cadena SER, en la que habló a fondo de esos asuntos y se refirió específicamente a que ese “vertido del 20%” o pérdida de energía verde (ni se consume porque no puede entrar en el sistema de distribución ni se almacena) se debe a que las islas, aunque se trabaja en ello, aún no tienen sus sistemas eléctricos convenientemente “adaptados” para aprovechar todo su potencial de producción eléctrica con renovables.

Este segmento limpio, por cierto, no llega a alcanzar el 22% de la generación total instalada en las islas, un valor relativo estancado en los últimos años. Por ello, casi el 80% de la producción aún depende de los combustibles fósiles (centrales térmicas), por solo el 40% que se registra en la Península.

El consejero de Transición Ecológica dijo que esa pérdida de energía limpia se produce por la imposibilidad de “parar los grupos, que son todavía muy grandes”. Con el fin de resolver ese inconveniente, planteó, ya se ha convocado un nuevo concurso estatal destinado a salvar tal escollo a través de la instalación de los equipos más adecuados. Este proceso, lamentó, deja “a algunas islas cojas”, sin la solución óptima, al menos por ahora. Canarias, indicó Hernández Zapata como algo muy positivo, “sí tiene ya planificado” cómo va a ser su sistema eléctrico para los 40 próximos años.

Para evitar la pérdida actual de ese 20% de energía limpia generada en las islas, Canarias debe hacer, eso sí, una importante tarea, en la que ahora está, afirmó el consejero de Transición Ecológica. Esa labor consiste en renovar o adaptar sus centrales térmicas, antiguas y obsoletas (lo que tiene que ver con aquel concurso estatal), para que dispongan de grupos electrógenos más pequeños que puedan ser parados sin problemas y así se facilite la entrada o mejor penetración de las energías renovables, de manera que esta producción limpia no se tenga que desaprovechar, lo que ahora ocurre en las islas.

A esos cambios estructurales se añaden otros relacionados con el almacenamiento de energía limpias, donde hay un claro déficit. Para salvar esta otra dificultad, ya se trabaja en las islas de mayor consumo eléctrico, Gran Canaria y Tenerife, en la implantación de grandes sistemas de hidrobombeo, como es el caso de Chira-Soria (instalación que se prevé terminar entre 2028 y 2029, avanzó el consejero), en marcha, y del sistema proyectado en el municipio tinerfeño de Güímar.

Atasco en la gestión de los ‘Next Generation’

Mariano Hernández Zapata explicó que, para Canarias ser menos dependiente en generación eléctrica de los combustibles fósiles (el modelo más contaminante), debe aprovechar al máximo los fondos públicos disponibles para las islas dentro del instrumento financiero especial de la Unión Europea (UE) conocido como Next Generation (Mecanismo de Recuperación y Resiliencia -MRR-, activado por la pandemia de la covid), con cuya ejecución, reconoció el consejero, están “muy preocupados” debido principalmente a que el plazo máximo, hasta hace unos días, concedido para justificar esas inversiones (públicas y privadas) era el 31 de agosto de 2026.

La horquilla prevista, según varios cálculos, sobre devolución de esos fondos por parte del Gobierno de Canarias, si no hay ampliación suficiente del plazo de justificación, oscila entre los más de 200 millones y los 500.

Respecto a esta cuestión, Hernández Zapata enumeró las acciones desplegadas por el Gobierno de Canarias para conseguir un periodo más largo de ejecución de ese apoyo público comunitario, tanto con el Gobierno de la UE, la Comisión Europea, como con el Ejecutivo central.

Como consecuencia de ese esfuerzo negociador, ya se ha logrado, anunció el consejero, la ampliación de aquel plazo, el de agosto de 2026, en un mes, hasta el 30 de septiembre próximo, una decisión, dijo, que este jueves se ha publicado en el BOE, tras ser aprobada el día anterior en Consejo de Ministros.

Sobre la dificultad de llegar a tiempo y con el mejor nivel de ejecución de esos fondos públicos a las fechas previstas este año, ahora la de septiembre, el consejero advirtió que ese atasco en la gestión tiene mucho que ver con el volumen de recursos de la UE que manejan Canarias y Baleares, sobre todo dentro del programa Islas Sostenibles, una cantidad que triplica a la de otras regiones de España.

Tras ese primer logro temporal, con una por ahora escasa prolongación del tiempo restante para justificar todas las inversiones, la Consejería de Transición Ecológica sigue insistiendo en soluciones más ventajosas, como es, entiende la misma fuente, el intento activado con la Comisión Europea para cambiar “el esquema de esas ayudas”, esto en la línea de lo ya logrado por el Ministerio de Transición Ecológica para las gestiones de inversiones que realiza a través de la entidad adscrita IDAE (Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía).

De conseguirse, ello posibilitaría llevar el plazo máximo de justificación de las inversiones al final del actual septenio presupuestario más un año; esto es, a diciembre de 2028, planteó Hernández Zapata.

Hay impulso, hay promotores, hay ganas. Pero también múltiples variables ambientales, alguna carencia de legislación, así como “desinformación” y una amplia “necesidad de explicarnos mejor”. Son algunas de las conclusiones que varios impulsores del biogás han expresado en la jornada organizada en Toledo por la Fundación Naturgy para la presentación a nivel estatal de una guía “pionera” sobre las variables de esta polémica energía renovable, que cuenta con una amplia contestación social en varios puntos del país por su “efecto llamada” para macrogranjas y sus afecciones ambientales.

El biogás es una fuente de energía renovable producida por la descomposición de materia orgánica, principalmente residuos agroganaderos, pero también lodos y basura, en ausencia de oxígeno. Está compuesto por metano y dióxido de carbono y se utiliza para generar electricidad, calor, biocombustible o fertilizantes orgánicos. Es un método de gestión de residuos que se convierte en biometano al ser “purificado” eliminando todas sus impurezas y convirtiéndolo en una fuente de energía similar al gas natural.

La elección de la capital castellanomanchega para este evento no ha sido casual. En esta comunidad autónoma, según el mapeo en tiempo real que realiza Stop Ganadería Industrial, hay más de 70 plantas operando, en trámite o con solicitud de autorización ambiental. Por eso, las protestas han arreciado en los últimos años. Incluso desde la administraciones locales: ayuntamientos, como el de Albacete, por ejemplo, han aprobado ordenanzas para impedir la instalación de plantas de este tipo.

En la jornada, de hecho, ha estado presente el alcalde de Campos del Paraíso, Francisco Javier del Saz (PP). En este municipio, de apenas 300 habitantes, se produjo recientemente una de las mayores movilizaciones, de más de un millar de personas, contra los proyectos de biogás que planean sobre el municipio y sus pedanías.

“No estoy ni a favor ni en contra. He venido a informarme porque hay preocupación entre los vecinos. Quiero contarles todo lo que se diga aquí, y que puedan tener todos los datos. Yo también soy vecino y también me afecta, pero quiero ser objetivo y contar lo que hay”, ha precisado a este medio.

La primera guía técnica que analiza todas las variables ambientales

Y es que entre los impulsores del biogás hay “sorpresa” por estas movilizaciones. De ahí la jornada de Naturgy, abanderada por María Eugenia Coronado, directora general de Fundación, con el fin de contrarrestar estas críticas, y ‘vender’ el biometano con un informe que se detiene en sus decenas de variables ambientales.  

Este documento lo ha elaborado INERCO, una empresa internacional especializada en brindar soluciones integrales en ingeniería, medio ambiente y seguridad industrial. Su enfoque principal es el desarrollo sostenible para sectores como el gas, la minería o la química. Actualmente, opera en más de 10 países.

En realidad, se trata de una guía técnica que analiza el papel del biometano en la transición energética y la economía circular y detalla cuál es el marco ambiental y regulatorio aplicable, las principales variables técnicas y ambientales de estas instalaciones y las mejores prácticas para su implantación y operación sostenible.

Sus conclusiones las ha presentado Amelia Olid, jefa del Área de Gestión Ambiental de Nuevos Desarrollos de INERCO. Uno de sus contenidos más destacados es el amplio espacio que dedica a los condicionantes técnicos y ambientales en el proceso productivo de las plantas de biometano.

No oculta que entre ellos se encuentran efectos como las emisiones atmosféricas y de olores, ruidos, efluentes derivados por el almacenamiento, y otras afecciones como la contaminación de aguas subterráneas y suelos, y el impacto paisajístico.

Es en la gestión del digestato y en la elaboración del compost, es decir, en los residuos de estas plantas, donde se producen los principales impactos, y para ello propone medidas correctoras que abarcan todo el proceso, desde el diseño de la planta hasta su funcionamiento final. En todo ello, concluye, la legislación estatal y las normativas autonómicas, a la hora de otorgar autorización ambiental, son “garantistas” y permiten su instalación sin apenas consecuencias.  

Pero ha sido en el coloquio posterior a la presentación del informe, moderado por Humberto del Horno, delegado de Europa Press en Castilla-La Mancha, donde se han puesto sobre la mesa las reflexiones más interesantes y donde ha quedado de manifiesto que el biogás es una solución “compleja”, pero que ofrece una “salida necesaria” a la gestión de residuos orgánicos.

Sobre la necesidad y la urgencia de potenciar esta renovable, Francisco Javier Hidalgo, director de Consultoría en España de INERCO, ha querido advertir primero de que siempre que surge una actividad relativamente nueva, las administraciones y el entorno social necesitan conocer sus ventajas e inconvenientes.

Y el argumento principal, ha señalado, es que se trata de una “gran necesidad”. “Tener plantas de biometano ayuda a la descarbonización y además permite la gestión de residuos. Es una pieza clave que nos permite movernos hacia una generación más sostenible y va a permitir hacerlo desde el uso de recursos del territorio, no necesitamos traer nada de fuera”, ha añadido.  

Del “régimen plano” al digestato

Por su parte, Lourdes Gómez de la Vega, responsable de Ingeniería y Medio Ambiente en Gases Renovables de Naturgy, ha remarcado que en el actual contexto de transición energética, especialmente en Castilla-La Mancha, ha habido ha habido un importante desarrollo de energías renovables, pero la diferencia del biometano es que se produce en un “régimen plano”, es decir, de manera continua, al contrario que la fotovoltaica y la eólica, que dependen de elementos externos como el viento o el sol.

“El biometano se puede almacenar de forma muy fácil y con precios más competitivos y además permite abastecer al sector doméstico”. Se refiere con ello a la molécula CH4 (metano) que permite la misma inyección a la red que el gas natural, pero como una solución “mucho más potente”.  

A este respecto, Alipio García Rodríguez, director general de Transición Energética del Gobierno de Castilla-La Mancha, ha incidido en la defensa que la Administración regional hace de las renovables, junto con la “preocupación” por el tratamiento de los residuos. Sobre este último aspecto, ha recordado que es algo que ya pasó con la instalación de las primeras depuradoras y los lodos que generan.

“Ahora contamos con una tecnología más avanzada como el biogás, la biometanización, que es un eslabón muy concreto en esa circularidad y es donde hay que poner el foco”. Considera que con ello se pueden gestionar residuos orgánicos sin el uso de vertederos o mediante su manipulación directa en el terreno, que es lo que genera contaminación del agua por nitratos. “Debemos contar con nuevas actuaciones de gestores autorizados para compensar todo esto”.

Sobre el desarrollo del biometano en España, la responsable de Renovables de Naturgy ha querido hacer hincapié en que no se trata de una tecnología nueva, ya que ha habido proliferación de plantas en Europa durante 20 años. “Ahora hay que diseñar plantas para la variabilidad de residuos de manera mucho más amplia, que ayuden al territorio para un sistema de gestión eficiente, y que sirvan para inyectar en las redes domésticas, no solo para la industria”.

Es en este punto cuando se ha referido al digestato y a su valorización para una “aplicación directa”. “Tenemos la obligación de generar un producto que sirva como fertilizante para comercializar y certificar en toda la Unión Europea, y contribuir así a disminuir los fertilizantes químicos”.

Para el representante de INERCO, biogás y biometano no suponen solo una energía renovable sino una solución a la problemática de la circularidad de los residuos. Y coincide con Naturty en que es un modelo “ampliamente probado” en Europa. “Ahora mismo ya hay técnicas de mitigación de los impactos y se utilizan a escala productiva global”.

Además, ha explicado que gran parte de los promotores que desarrollan estas plantas son empresas que tienen mucha experiencia a nivel energético, y eso “no siempre pasa con todos los proyectos”, por lo que es “una garantía de que los estándares de diseño son altos”.

Según está el mundo, el biometano es estratégico. No podemos esperar más. Nos dota de autonomía y ha venido para quedarse

Una de las más taxativas en la defensa del biometano y su tecnología ha sido Margarita de Gregorio, CEO de la Asociación Española de Biocircularidad (Biocirc): “Según está el mundo, el biometano es estratégico. No podemos esperar más. Nos dota de autonomía y ha venido para quedarse”.

Pero ha sido también la que ha hecho mayor autocrítica. Preguntada sobre las protestas vecinales y sociales en el medio rural ha reconocido: “Igual podemos explicarlo mejor”.

“No subestimamos para nada a las poblaciones rurales. La gente en los pueblos sabe mucho más que en las ciudades y tenemos una oportunidad de explicarlo todo mejor. Debemos construir todos juntos esta transición. Instalamos industrias que hay que alimentar diariamente con base orgánica. Son como ‘minirrefinería’ de petróleo, que sirven para inyectar gas. pero también para otros usos. Pero ante todo, tenemos que explicar mejor las cosas y saber llegar a la población rural”.

En su opinión, será la propia realidad la que a medio plazo demostrará que las plantas de biogás van a ser “prescriptoras” para “luchar contra la desinformación” y demostrarán que no van a tener efectos negativos. “Las empresas son las primeras interesadas en garantizar todo el proceso sin afecciones y necesitamos que nos den ese voto de confianza”.

Precisamente, el director general de Transición Energética de Castilla-La Mancha, ha ensalzado la función de la Administración para dar “seguridad” en ese proceso y “vigilar” para que estos proyectos se ajusten a la ley. “Igual que existe una normativa de residuos, ahora de ser garantistas en el tratamiento de estos residuos y explicarlo a la ciudadanía para que tengan la confianza de que se va a desarrollar correctamente. Es más, si no se cumple, habrá sanciones y cierres, sin duda”. De hecho, aunque no lo ha mencionado explícitamente, es lo que contempla el Plan de Biometanización que tramita esta comunidad autónoma.

Para Margarita de Gregorio, el digestato es “clave” en el proceso. “En ningún caso, en ninguna instalación, lo que sale es igual a lo que entra. El producto final siempre es mejor porque la materia orgánica se ha higienizado. Por lo tanto, ese producto es otro valor, es una oportunidad para aplicar al terreno, para valorizar un elemento estructural de la biocircularidad que va más allá del propio concepto energético”.

“Es una sorpresa que algo que es en todas sus fases tan positivo pueda estar tan cuestionado, cuando es una oportunidad para cerrar procesos productivos. Y donde además, en todo el proceso interviene mano de obra y genera empleo local”, ha destacado. A la fijación de empleo local también se ha referido el responsable de INERCO, poniendo el foco en áreas más desfavorecidas.

Finalmente, todos los intervinientes han hecho sus presagios a medio plazo. Para la representante de Biocirc, en cinco años habrá más un centenar de plantas de biogás operando en España “en condiciones perfectas” y además, con Castilla-La Mancha como “protagonista”.

Por su parte, el director general de Transición Energética ha augurado que estas instalaciones se construirán de manera proporcionada al tamaño de las comarcas y permitirán que “no haya tanta dependencia” de gasoductos y una descarbonización “necesaria”. “La tecnología va a avanzar mucho y eso nos permitirá también un mayor aprovechamiento en el tratamiento de los residuos”.

Desde la Fundación Naturgy vaticinan que los actores y promotores “van a proliferar” pero solo tendrán éxito aquellos que “generen sinergias” con el producto final, y “que tengan interés en la descarbonización y en la producción de fertilizantes sostenibles y orgánicos”.

La presidenta de Navarra, María Chivite, viaja esta semana a China para firmar la llegada de la empresa de fabricación de baterías de almacenamiento eléctrico. Chivite encabeza una delegación en la que también está el consejero de Industria, Mikel Irujo, que también visitará otras compañías del país para “vender” a la comunidad foral como “una tierra de oportunidades” de inversión. El viaje coincide con la visita del presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, que se reunirá con el presidente chino, Xi Jinping.

Será de hecho en esa reunión en la que las autoridades chinas firmarán la autorización para que Hithium pueda invertir del orden de 400 millones de euros en la fábrica de baterías que generará más de 700 empleos, un paso clave para que las compañías chinas puedan exportar su tecnología a países extranjeros. La fábrica de la comunidad foral será la primera que Hithium instale en Europa.

Esta firma supone un paso “fundamental” para la llegada de la inversión china a Navarra, destacan fuentes del Ejecutivo foral consultadas por este periódico, pero no definitivo. Tal y como explicó la presidenta navarra todavía queda “mucho trabajo que realizar”. Chivite mencionó entre los puntos a tratar la necesidad de “constituir una empresa público-privada para el desembarco” de Hithium. También falta por fijar la ubicación de la futura fábrica, que todavía no se ha anunciado aunque las instalaciones de la ya clausurada BSH en Esquíroz se postulan como la principal opción.

La delegación navarra aprovechará el viaje a Pekín para visitar otras compañías en la busca de nuevas inversiones para la comunidad foral. “Queremos seguir vendiendo a Navarra como una comunidad muy atractiva para la inversión”, apuntó la presidenta Navarra el viernes.

“Tenemos fuertes ecosistemas en el ámbito de la automoción, tenemos un fuerte ecosistema en el ámbito de las renovables, y las empresas que vamos a visitar están en esos ámbitos”, añadió.

El Ministerio para la Transición Ecológica ha denegado la declaración ambiental al macreólico Satrebares, proyectado en media docena de municipios de las provincias de A Coruña y Lugo con casi una treintena de aerogeneradores y 125 megavatios de potencia. Así figura en los datos del proyecto que publica Transición Ecológica en su sede electrónica, en donde se indica que el 31 de marzo de 2026 se emitió una declaración de impacto ambiental (DIA) desfavorable. Ahora, falta por publicar en el Boletín Oficial del Estado (BOE) esta resolución completa para conocer la argumentación del Ministerio sobre la negativa.

Este parque eólico y su infraestructura de evacuación, promovido por Maracaibo Solar, abarcaba los municipios de Guitiriz (Lugo), así como los coruñeses de Monfero, Abegondo, Aranga, Curtis y Oza-Cesuras. Tenía previsto instalar 29 aerogeneradores.

Al respecto, el BNG de Guitiriz ha mostrado su “satisfacción” por esta decisión del Ministerio, lo que supondrá la “paralización definitiva” del proyecto. Agrega que “ponía en grave riesgo el abastecimiento de agua, la biodiversidad y el modo de vida del rural”. “Hoy demostramos que cuando el pueblo se organiza y cuenta con herramientas políticas firmes, los gigantes eléctricos no son invencibles”, ha afirmado el portavoz local del Bloque de Guitiriz, Alfonso Losada, en relación con las más de 1.500 alegaciones presentadas por la movilización vecinal.

Cambios en Forestalia, grupo implicado en el macroproceso judicial por la presunta trama de las renovables y también en el caso Koldo. Su fundador y propietario, Fernando Samper Rivas, ha renunciado al puesto de presidente y ha colocado a su hijo, Ricardo Samper García, al frente de la gestión como nuevo director general.

Licenciado en Derecho y Administración y Dirección de Empresas por la Universidad San Jorge de Zaragoza, Samper García cuenta con un posgrado en Dirección Financiera y Control de Gestión por EAE Business School, un máster en Finanzas por la Universidad Pontificia de Comillas ICAI-ICADE y un máster internacional en Asesoría Fiscal por ISDE Law & Business School, tal y como ha indicado la compañía en un comunicado.

Vinculado al grupo empresarial desde hace más de seis años, Ricardo Samper ha desempeñado distintos cargos dentro del Grupo Forestalia hasta su nombramiento el pasado 26 de marzo como director general.

Este nombramiento se enmarca dentro el protocolo interno aprobado por Forestalia y elaborado por Cuatrecasas, cuyo objetivo —según la compañía— es “articular una separación entre la propiedad y la gestión de la compañía y garantizar la estabilidad y el desarrollo ordinario de la actividad en un contexto de mayor escrutinio institucional derivado de procedimientos judiciales actualmente en curso”.

Dentro de este proceso, Fernando Samper Rivas ha presentado su renuncia a la presidencia de la compañía. A partir de este momento, las responsabilidades ejecutivas y de dirección han sido asumidas por Ricardo Samper García, que quedará al frente de la gestión con el objetivo de asegurar la continuidad operativa del grupo y el funcionamiento habitual de todas sus áreas y proyectos.

Fernando Samper ha manifestado lo siguiente: “Confío en que este ajuste en el gobierno corporativo del grupo contribuirá a reforzar su funcionamiento y a garantizar su desarrollo futuro. Mi decisión responde a la voluntad de facilitar el normal desarrollo de los procesos en curso”.

Por su parte, Ricardo Samper García ha apuntado: “Este paso responde al compromiso de la familia con la compañía y con su proyecto empresarial. Asumo esta responsabilidad con el objetivo de seguir consolidando la actividad del grupo, reforzar nuestras relaciones con todos los grupos de interés y garantizar el desarrollo de los proyectos en marcha”.

Para el grupo Forestalia, este nombramiento “supone un paso relevante en el fortalecimiento de su estructura organizativa, el afianzamiento de la autonomía en la gestión y la consolidación de su marco de relaciones institucionales y empresariales”, según ha subrayado en una nota de prensa. Bajo sus nuevas funciones, y en línea con el compromiso de “consolidar el papel de Forestalia en el sector de las energías renovables” a nivel nacional, Ricardo Samper liderará una nueva etapa centrada “en el fortalecimiento de la gobernanza, la solidez operativa y la sostenibilidad a largo plazo de la compañía”.

En este contexto, la compañía reforzará su área de compliance mediante la incorporación de dos despachos, Cuatrecasas y Hogan Lovells International, como asesores externos independientes, con el objetivo de seguir desarrollando, más si cabe, su marco de cumplimiento y alineándolo con los estándares internacionales de referencia.

“Esta iniciativa forma parte de la voluntad de integrar en el Grupo las mejores prácticas del sector, consolidando una cultura corporativa basada en la integridad, la responsabilidad y la transparencia. Asimismo, la compañía continuará colaborando con las autoridades competentes y desarrollando su actividad con normalidad en los distintos mercados en los que opera, mientras avanza en este proceso de revisión y fortalecimiento interno”, han añadido desde Forestalia.

El presidente ejecutivo de Forestalia, Fernando Samper, ha reconocido este lunes en el Senado, en la comisión de investigación del caso Koldo, haber mantenido una reunión con el exdirigente socialista Santos Cerdán, aunque ha negado cualquier relación empresarial tanto con él como con la empresa Servinabar. Sí ha admitido, no obstante, haber ejercido como facilitador en su relación con Antxón Alonso, socio de Cerdán.

Samper, que ha sido llamado en la mencionada comisión en relación con el caso de las mascarillas, ha explicado que coincidió con Alonso en encuentros celebrados en Pamplona y en el País Vasco, en los que también mantuvo contactos con representantes del PNV, PSE y EH Bildu. “Hablamos de posibles colaboraciones, centros de datos… Con Antxón he trabajado para que defendiera mis proyectos, pero no trabajaba para mí”, ha señalado.

Asimismo, ha matizado que no fue él quien buscó a Alonso, aunque no ha aclarado cómo se conocieron. Sobre Cerdán, ha insistido en que “no tuvo nada que ver” en sus actividades empresariales. “Con él estuve en una ocasión a través de Antxón Alonso. No ha hecho ningún negocio conmigo, ni tampoco Servinabar”, ha subrayado.

Durante su comparecencia, Samper ha asegurado no conocer en absoluto a Koldo García, ni a José Luis Ábalos, ni a Leire Díez. “No los conozco ni tengo nada que ver con ellos. No he estado jamás en mi vida con Koldo”, ha afirmado con rotundidad.

El empresario también ha rechazado cualquier vinculación con el caso de las mascarillas, recordando que tanto él como su familia realizaron donaciones durante la pandemia: un millón de euros al Gobierno de Aragón y 350.000 euros al Ejecutivo central.

Reunión con Sara Aagesen

Samper se ha acogido a su derecho a no responder determinadas preguntas relacionadas con asuntos bajo secreto de sumario. No obstante, ha indicado que conoce a la exvicepresidenta Teresa Ribera “por los medios”, aunque nunca ha tenido trato directo con ella. Sí mantuvo, en cambio, un encuentro en La Moncloa con su sucesora, la actual ministra Sara Aagesen, cuando esta era secretaria de Estado de Energía el 2 de febrero de 2024. dato confirmado por fuentes del Ministerio, en la que participaron varias empresas del sector energético para abordar la relevancia de la cadena de valor europea frente a Asia. Según ha relatado Samper, también estuvieron presentes Manuel de la Rocha y un director de Energía. “Toda la conversación fue sobre tecnología”, ha precisado.

Mientras, el empresario ha declinado responder a otras cuestiones “para no cometer un delito de revelación de secretos”, al tratarse de diligencias bajo secreto de sumario, y ha señalado su intención de comparecer primero ante un juez. Muchas de las preguntas estaban relacionadas con Eugenio Domínguez, exsubdirector general de Evaluación Ambiental del Ministerio para la Transición Ecológica, a quien la UCO vincula estrechamente con el empresario aragonés. En cualquier caso, Samper ha asegurado que Teresa Ribera “no intercedió en nada”.

Por último, Samper ha defendido el liderazgo de España en energías renovables y ha explicado que, tras desvincularse del grupo familiar en 2010, estuvo presente en el momento en que cambió el modelo de subastas. “Podría haber acaparado el 80% o el 90% de los puntos en toda España”, ha afirmado.

En 2016, durante el mandato del ministro José Manuel Soria, llegó a adjudicarse el 60% de los megavatios ofertados. “Era una subasta modelo y podría haber accedido hasta al 600%, pero no lo hice por prudencia, porque entendí que debía desarrollar mi propio modelo”, ha explicado. Según recuerda, aquella subasta supuso el fin de las primas y generó fuertes críticas, aunque posteriormente el sistema se consolidó como referencia para el desarrollo de proyectos renovables, incluyendo la siguiente subasta, ya con Alberto Nadal.

Tramitación en Aragón

El empresario también ha tenido que dar explicaciones sobre las gestiones de Forestalia en el clúster del Maestrazgo (Teruel), un megaproyecto que contempla 22 parques eólicos y sobre el que pesan acusaciones de fraccionamiento para eludir una tramitación ambiental más exigente.

El Instituto Aragonés de Gestión Ambiental (Inaga) era el encargado de emitir las declaraciones de impacto ambiental al estar por debajo de 50 MW. Su entonces director, Jesús Lobera, es señalado en un informe de la UCO como una “figura central” en las supuestas presiones. Samper ha reconocido que conocía a Lobera, pero se ha desvinculado de cualquier presión sobre funcionarios o de haber influido en apartar a técnicos de los expedientes. En concreto, se ha referido a la funcionaria Ainhoa Ruiz, quien denunció haber sido relegada por oponerse a una presunta trama de corrupción. “Ainhoa trabajó en mi empresa y la despedí por mala trabajadora. Sé lo que hizo en mi casa. Y esta señora irá a los tribunales en algún momento”, ha afirmado tajantemente.

Asimismo, ha negado irregularidades en las relaciones con empresas vinculadas a la familia de Susana Sumelzo, secretaria de Estado para Iberoamérica y el Caribe. Según ha explicado, los senadores han sacado de contexto prácticas habituales en la fase de desarrollo de proyectos, cuando se presentan avales y se negocia la prelación. “Se entra en negociación con distintas sociedades y se intercambian proyectos para ganar eficiencia”, ha señalado, asegurando que este tipo de acuerdos no solo se produjeron con la empresa vinculada a Sumelzo, sino también con otras de mayor tamaño y relevancia.

Críticas políticas la comisión

El senador socialista Ramón Morales ha sido el único que no ha formulado preguntas al compareciente, al considerar que la comisión de investigación se ha convertido en un “cajón de sastre”. Morales ha acusado al PP de utilizar este órgano con fines políticos y de “generar ruido” mientras mantiene abiertas otras investigaciones propias. A su juicio, una comisión de investigación debe servir para esclarecer hechos concretos, “no para impulsar campañas políticas como está haciendo el PP”. El senador ha cuestionado además la pertinencia de algunas comparecencias, incluida la de Samper, en relación con la investigación sobre la compra de material sanitario durante la pandemia. “Nos preguntamos qué tiene que ver la comparecencia de hoy con las mascarillas. Vamos por fascículos en este circo en el que el PP ha convertido el Senado”, ha afirmado. Asimismo, ha denunciado la proliferación de nuevas comisiones —tres más, según ha indicado— y ha criticado el coste que suponen para las arcas públicas. “Buscan ruido y fango, y no actuamos igual ante los casos de corrupción”, ha añadido, antes de concluir que la presencia de Samper responde a “la desesperación del PP”.

La senadora del PP, Rocío Dívar, por su parte, denuncia que en torno a Forestalia y el PSOE existe “un patrón sistemático de procedimientos trucados, presiones sobre funcionarios y favores cruzados”. A su juicio, el grupo empresarial de Samper ha concurrido pero en competencia desleal “y alguien le facilitó el camino” y ha concluido asegurando que “hoy no acaba nada, sino que empieza a entenderse todo”, a lo que el empresario ha contestado que se ha excedido en tal valoración y remitiéndose al juicio en los tribunales para demostrar su verdad.

Igualmente, las senadoras que han interpelado al empresario desde el grupo Mixto y Vox, Mari Mar Caballero y Paloma Gómez, respectivamente, han tratado sin éxito de obtener respuesta a muchas de sus preguntas por considerar que obedecen a investigaciones que están bajo secreto de sumario, aunque sí han conseguido desvelar algunos encuentros de Samper como su relación con el exministro y expresidente de Castilla-La Mancha José Bono, del que ha dicho que ha estado con él, han hablado “muchas cosas”, pero que “todavía” no le ha pedido ningún favor.

El Gobierno vasco explorará la repotenciación de instalaciones eólicas ya existentes para aumentar la generación eléctrica hasta 2030. Es una fórmula que se incluye en el mapa de zonas prioritarias para que el Ente Vasco de Energía (EVE) invierta en proyectos eólicos y fotovoltaicos -junto a socios privados- y que se ha aprobado este martes en Consejo de Gobierno. En concreto, se plantea la repotenciación del parque eólico del puerto de Bilbao (Bizkaia) y el de Elgea-Urkilla (entre Álava y Gipuzkoa), como una forma de ganar potencia en un contexto como el vasco en el que la producción propia de energía es muy baja, el 7,9%, y hoy por hoy las nuevas instalaciones no tienen fácil avanzar por las dificultades del terreno y medioambientales.

El Gobierno vasco espera que en el plazo de cinco años se duplique la generación eléctrica renovable hasta los 450 Mw para lo que se destinará una inversión de 80 millones de euros. Es una partida incluida en el paquete de medidas que se anunciaron en el marco del escudo industrial con motivo de la guerra de Irán. Esta inversión se llevará a cabo a través del Ente Vasco de Energía (EVE) junto a socios inversores privados. “Esto junto al incremento de 300 Mw de autoconsumo previsto hasta 2030, supondrá duplicar esta generación eléctrica propia mejorando la ratio del 7,9% al 15%”, ha señalado el consejero de Industria, Transición Energética y Sostenibilidad del Gobierno vasco, Mikel Jauregi.

El Consejo de Gobierno vasco ha aprobado este martes el mapa de zonas de actuación prioritaria del EVE hasta el 2030, identificadas para el despliegue de grandes instalaciones de generación eólica y fotovoltaica en Euskadi, de las que once están ya en tramitaciones o ya existen y se repotenciarán. En concreto figura la repotenciación del parque eólico del eólica del puerto de Bilbao (8Mw), un nuevo proyecto en el puerto de Bilbao (10Mw), la repotenciación de Elgea-Urkila (59Mw), Aramaio/Leintz-Gatzaga (35 Mw). Azaceta (40 Mw) y Labraza (40Mw), en eólicos. En el caso de los solares está Ekienea (108 Mw), Lantaron (50Mw), Vitoria Solar 1, y 2 (35Mw cada uno) y Ekian 3 (24 Mw). El territorio más afectado por las instalaciones posibles es de nuevo Álava. “Las oportunidades surgen donde suren. Eso la gente lo entenderá”, ha señalado Jauregi sobre la posible contestación a estos proyectos.

“En Euskadi tenemos que avanzar en la autonomía energética a través del desarrollo de capacidad de generación de electricidad renovable propia. La autonomía energética es una necesidad estratégica para Europa y Euskadi ante la nueva realidad geopolítica. Queremos fortalecer la autonomía y seguridad energética de Euskadi para que nuestros hogares e industrias sean menos vulnerables a los shocks energéticos externos”, ha señalado el consejero.

La aprobación de este mapa que marca las prioridades del EVE para invertir en estas energías llega cuando sigue sin aprobarse el PTS de Renovables, que sólo tiene una aprobación provisional. Jauregi ha señalado que este plan “avanza”, y ha insistido en que se espera que se apruebe definitivamente a finales de este año, aunque la cartografía utilizada para determinar las zonas prioritarias para la inversión pública es ya la renovada tras las alegaciones presentadas al PTS.

La idea de ese mapa de zonas de actuación es acelerar el trabajo del EVE con potenciales socios industriales para el desarrollo de los proyectos identificados en las zonas de actuación prioritarias hasta el 2030, con los que se va a contactar a partir de ahora. La parte pública que se aportará los próximos cinco años, los 80 millones de euros, se repartirá en los proyectos en los que el máximo de inversión alrededor del 75%, será privado y el 20% público. “Necesitamos avanzar en el desarrollo de capacidad de generación de electricidad eólica y fotovoltaica a todos los niveles. Todo gesto cuenta y es necesario. Empezando por el autoconsumo, también necesitamos hacer una apuesta clara por grandes desarrollos eólicos y fotovoltaicos. Será un despliegue realista y racional. Con impacto local positivo. Más autonomía energética con más renovables en mejores ubicaciones”, ha señalado el consejero. Según ha recordado, en los últimos cinco años, la potencia instalada de autoconsumo en Euskadi se ha incrementado en 186 MW, pasando de los 7 MW del año 2020 a los 193 en el año 2025.“ Esta tendencia ayudará a llegar a alcanzar niveles europeos en autoconsumo antes del año 2030”, ha indicado.

Las condiciones planteadas para establecer estas zonas considera que establecen un despliegue “realista y racional” de las renovables en Euskadi. En primer lugar, la existencia de recurso: sol o viento; la viabilidad ambiental y urbanística; la proximidad a una subestación eléctrica (a menos de 15 kilómetros); y la viabilidad comercial del proyecto. Estos criterios se traducen en tres mapas públicos que guían la actuación del EVE. “De esta manera, el despliegue se concentra donde hay mayor recurso, menor afección, proximidad a la red y existe potencial económico”.

El despliegue de zonas posibles se acota a través de tres mapas: el primero identifica las 'Zonas viables ambiental y urbanísticamente' (con recurso eólico/solar) y en él se muestran las áreas que conforme al PTS de Energías Renovables -que está sin aprobar- y a la planificación territorial y urbanística, presentan baja afección y recurso suficiente de viento o sol. El segundo mapa identifica las 'Zonas viables cercanas a subestaciones', a menos de 15 km. En él se filtran las zonas del Mapa 1 por proximidad a las conexiones a la red eléctrica, garantizando la evacuación de electricidad con menor necesidad de nuevas infraestructuras, ya que la “cercanía a la red mejora la viabilidad y reduce los plazos y las afecciones”. Con estos dos mapas surge el tercero, y ya definitivo en el que se señalan las 'Zonas de actuación prioritaria del EVE hasta 2030'. En él se muestra la “selección final que integra viabilidad ambiental y urbanística, proximidad a la red y viabilidad comercial” y que será el que “orientará la coinversión del EVE y la preparación de proyectos maduros para 2026‑2030, con una programación escalonada y diálogo con las administraciones locales”.

Este modelo de coinversión se está ya desarrollando en proyectos que “actuarán como tractores del nuevo despliegue”. Entre ellos, el Parque Eólico de Labraza (40 MW) y la planta fotovoltaica de Ekienea (108 MW), que será la mayor de Euskadi. “Estos hitos corrigen dos décadas sin nuevos parques eólicos de gran tamaño, el último fue Badaia (50 MW), y dan continuidad a referencias como Ekian (24 MW, 2020) en solar fotovoltaica”, ha recordado Jaúregi. De hecho estos proyectos se destacan en el mapa final de zonas prioritarias para el EVE, entre los que figuran once principales que existen o están en curso. Jauregi ha recordado que “Euskadi parte de una situación en la que la producción eléctrica renovable autóctona representaba el 7,9% del consumo eléctrico en 2024, frente al 46,9% de la media europea. El nuevo enfoque acelera la generación propia para acercar al territorio a estándares continentales. Y lo hace combinando el impulso de las instalaciones de autoconsumo –de tamaño medio y pequeño–, con grandes desarrollos eólicos y fotovoltaicos en los mejores emplazamientos”.

Durante la segunda jornada del VI Foro Económico elDiario.es expertos y expertas del sector energético se han reunido en la mesa redonda ‘El despliegue renovable y el impulso de los gases verdes’, moderada por Raúl Rejón, jefe de la sección de Sociedad de elDiario.es.

El encuentro arrancó poniendo sobre la mesa la oportunidad histórica que suponen las energías renovables y los gases verdes para la humanidad y el clima y se abrió la puerta a debatir sobre los desafíos que es necesario enfrentar para que esta oportunidad.

En ese sentido, Miguel Rodrigo, Director general del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), destacó la evolución vivida por las renovables en los últimos 20 años y cómo han pasado a suponer el 57% del mix energético del país y hacerse evidente que iban a ser las fuentes más competitivas en materia de generación eléctrica. “La oportunidad está clarísima y eso implica desafíos para adaptar el escenario energético, que es muy complejo. La mejor prueba de ello es que la CNMC está regulando los accesos flexibles, el Ministerio está regulando los accesos de centros de datos e hidrógeno, entre otras cosas para que se adapten a la realidad del sistema energético y liberen capacidad; y Red Eléctrica está regulando el agregador inteligente”. 

En la misma línea se pronunciaba Raquel Paule, Directora General de la Fundación Renovables, quien apuntaba que el principal desafío son las redes. “Ahora mismo, el cuello de botella se presenta sobre todo en los nudos. Según el último informe de la CNMC, el 84% de los nudos tenían un colapso, pero en permisos de acceso. Es decir, el colapso es administrativo, no es un colapso energético. Creo que es ahí donde hay que empezar a trabajar: lo primero en las conexiones flexibles, que eso es vital; y lo segundo es discernir cuántos de estos permisos de acceso llevan proyectos detrás y qué tipo de proyectos llevan para ver qué aportan al país y cuáles son puramente especulaciones”.

Óscar Barrero, Socio responsable de Energía en PwC España, puso el acento en la posición privilegiada que nuestro país tiene en la apuesta de Europa por una transición energética pensada no solo para cumplir con sus objetivos ambientales, sino también para asegurar su soberanía estratégica y su competitividad a largo plazo y señaló que el principal riesgo que se corre es el de no entender que esto es una transición en la que vamos a seguir conviviendo con la dependencia de recursos de terceros. “Tenemos que seguir asegurando una diversificación de fuentes, unas infraestructuras que nos permitan garantizar el suministro de lo que hoy es nuestras fuentes principales de suministro, a la vez que aceleramos en esa sustitución progresiva con fuentes renovables autónomas”.

En el caso de los gases verdes (principalmente hidrógeno y biometano), Adrien Souchet, Director de Biometano de Moeve, destacó el cambio de paradigma en las cadenas de suministro. Estas han pasado de priorizar la eficiencia en costes de la molécula a enfocarse en tener un sistema resiliente y autónomo en el aprovisionamiento. Tras destacar la posición ventajosa de España en la producción de estos gases verdes, sí que subrayó que “la resiliencia no puede ir en contra de la competitividad final. La energía es la base de la economía y necesitamos una energía barata para poder permitir a España seguir creciendo”. Además, subrayó que los nuevos vectores energéticos conllevan el desarrollo de nuevas cadenas de valor en la que cada eslabón (producción, transporte, almacenamiento y uso final de estos combustibles) tiene que funcionar de manera coordinada. 

Hacia la soberanía energética 

“Si nos vamos al mes de febrero, ya como punto mensual, el precio del pool en España fue de 16€ megavatio hora que es seis veces más barato que en Francia y que en Alemania y 10 veces más barato que en Europa”. Los datos los proporcionaba Miguel Rodrigo para ejemplificar cómo las renovables están funcionando ya como un escudo y poner en valor, frente a la vulnerabilidad de un modelo energético basado en el consumo de combustibles “el poder que podemos llegar a tener de desvincularnos en un grado bastante alto de estas fluctuaciones con un recurso nacional. Y yo creo que no nos lo acabamos de creer”. 

Óscar Barrero indicaba, por su parte, que “si nos fijamos en los acuerdos de compra de renovables, los PPAs, aproximadamente la mitad de los PPAs que se firman en Europa son en España, que tiene los mejores precios de PPAs en energía solar y uno de los mejores precios de PPAs de energía eólica en Europa”.  

En ese mismo abaratamiento quiso incidir Raquel Paule, pero para resaltar la importancia de avanzar en el despliegue de un almacenamiento que permita aplanar la curva de demanda y estabilizar el precio diario que tiene cada una de las horas de la energía. Además, destacó la necesidad de electrificar la demanda. “Hemos vivido un proceso de descarbonización en el lado de la oferta, pero el incremento de la demanda apenas se ha movido un 3-4%. Urge empezar a electrificar, sobre todo la movilidad, que tiene una dependencia energética cercana al 100%”.

En el camino hacia esa soberanía, los gases también jugarán un rol fundamental. “Se producen localmente, por lo cual al fin y al cabo lo que hacen es reducir nuestras importaciones de estas moléculas que normalmente importamos de otros países”, explicaba Adrian Souchet. ¿Datos? En el caso de, por ejemplo, el biometano, habló de “un potencial de 163 TWh y para poner esto en el contexto del consumo de gas natural de España, eso es más o menos el 40-50% del gas natural que a día de hoy se importa de otros países”.

La investigación por el caso Forestalia sigue dando nuevos pasos. Los testimonios recabados por la Guardia Civil entre técnicos en el Ministerio de Transición Ecológica (Miteco) y del Inaga (Gobierno de Aragón) apuntan ahora a cargos en activo. En concreto, al menos cuatro personas del Miteco señalan a la directora general de Evaluación Ambiental, Marta Gómez Palenque, como una de las personas que estaba al tanto de las presuntas irregularidades y que actuó con connivencia. “Tuvo conocimiento pero no hizo nada”, llega a declarar una de las testigos.

La mayoría de los 19 trabajadores del Miteco y del Inaga que declararon ante los agentes de la Unidad Central Operativa de Medio Ambiente (UCOMA) de la Guardia Civil refirieron prácticas supuestamente irregulares en ambas administraciones, según la documentación que obra en poder de este periódico. En conjunto, dibujan una trama para favorecer los proyectos de renovables de Forestalia, con presiones para que las iniciativas de esta firma aragonesa fueran favorables o directamente apartando de su tramitación a los técnicos competentes de los departamentos.

Una de las personas mencionadas es Marta Gómez Palenque. Ingeniera de Caminos, Canales y Puertos y ex directora general en el Gobierno regional de Castilla-La Mancha, Gómez Palenque fue nombrada directora general en julio de 2022, con Teresa Ribera en el cargo. 'Convivió' en el Ministerio desde entonces con Eugenio Domínguez, subdirector de Calidad Medioambiental y figura clave en la presunta red delictiva: Domínguez se jubiló en el verano de 2023, pero continuó como asesor de la Secretaría de Estado de Medio Ambiente. Una labor que ejerció, según uno de los testigos, “realizando funciones similares a las que venía desarrollando en cuanto a proyectos renovables”, con el apoyo técnico de la empresa pública Tragsatec.

“La directora general Marta Gomez Palenque tuvo conocimiento de este funcionamiento totalmente irregular pero no hizo nada”, declaró una de las testigos, en alusión a lo que le trasladó a otro de los técnicos del Departamento: este habría documentado las presuntas irregularidades y se las habría mostrado en persona a la responsable del Miteco sin obtener resultado. “Él vivió directamente estas irregularidades”, manifiesta la misma testigo.

El técnico al que ella alude también menciona a Gómez Palenque. Lo hace en referencia a dos proyectos de parques eólicos. Inicialmente, la declaración de impacto ambiental fue desfavorable. Sin embargo, fue relevado de la tramitación y esta pasó a Eugenio Domínguez: fue tras el nombramiento de la nueva directora general en sustitución de Ismael Aznar –a petición propia, según trasladó entonces el Ministerio– cuando el borrador pasó a tener una declaración favorable.

“Alarmante”

La versión de que el técnico fue a ver a Gómez Palenque para que tuviera “conocimiento” de los proyectos de Forestalia asumidos por Eugenio Domínguez la sostiene una tercera testigo, entonces directora de programa. Esta persona constata que ya entonces le parecía “alarmante” las propuestas de resolución de proyectos de Forestalia que eran resueltos de manera favorable cuando con anterioridad la declaración de impacto ambiental era negativa.

Mientras, un cuarto testigo también menciona a la directora general. Encargado del análisis técnico de los expedientes, esta persona declara a los agentes de la UCOMA que, cuando Eugenio Domínguez se jubiló y fue nombrado asesor del secretario de Estado de Medio Ambiente, “cambió la estructura del procedimiento”: él mismo asumió “en gran parte” los proyectos de energías renovables, “obviando la participación de los técnicos del Ministerio” y cediéndola a “personal de Tragsa”. Así, las propuestas de resolución eran suscritas por la subdirectora, Eva Blanco, y por la propia directora Gómez Palenque.

Contactado por elDiario.es, fuentes del Ministerio de Transición Ecológica ponen de manifiesto el “desconocimiento” de estas declaraciones, dado que el Departamento no está personado en la causa, y recalcan que están “colaborando” con la Justicia en todo lo que requiere. A su vez, se remiten a las valoraciones de la ministra Sara Aagesen, que ha manifestado su postura de “tolerancia cero contra la corrupción y máxima transparencia”. Las mismas fuentes recuerdan por último que los expedientes sujetos a la investigación se encuentran recurridos y se encuentran en la actualidad “suspendidos por vía administrativa”.

En 2025, la energía eólica fue cosa de Aragón y Castilla y León. Al menos, en cuanto a nuevos megavatios instalados. Entre ambas comunidades coparon más del 80% de la potencia desplegada el año pasado por todo el territorio nacional: 1.178 de 1.421 MW. A su vez, aglutinaron 33 de los 44 parques eólicos inaugurados en ese periodo.

Estos son los datos que constan en la Asociación Empresarial Eólica (AEE). Sitúa a Aragón como la comunidad con más nueva potencia instalada, con 611,4 MW, seguida por Castilla y León con 566,38 MW. Muy lejos figuran el resto de autonomías: Galicia (70,6 MW), Navarra (66 MW), La Rioja (63,8 MW), Andalucía (37,2 MW) y Canarias (5,5 MW).

En conjunto, durante 2025 se pusieron en marcha en España un total 44 parques eólicos, que suman 1.411,40 MW de nueva potencia. Además, la repotenciación de siete parques eólicos incrementó en 9,48 MW la potencia instalada, lo que arroja un aumento neto de 1.420,88 MW. En total, España cuenta actualmente con 1.454 parques eólicos en operación.

De esas 44 instalaciones, 19 tuvieron como ubicación Aragón, todos ellos con menos de 50 megavatios. La mayoría de ellos se instalaron en la provincia de Zaragoza (12, la mayor parte en entre el Valdejalón/Campo de Cariñena y la zona baja del Ebro), por delante de los seis de Huesca (principalmente, en los Monegros). Solo hay uno nuevo en Teruel: Santos de la Piedra, en Albarracín.

Mientras, en Castilla y León se desplegaron 14 parques eólicos el año pasado, con especial concentración en la comarca del Cerrato palentino. Esta comunidad autónoma sigue liderando el ranking autonómico a nivel nacional, con 7.640 megavatios instalados, por delante de Aragón (6.106) MW) y Castilla-La Mancha (4.928 MW).

En un comunicado, la patronal eólica valoró que, en un contexto internacional marcado por la volatilidad de los mercados energéticos y las tensiones geopolíticas, esta tecnología “refuerza su papel como activo estratégico para la autonomía energética y la seguridad de suministro, reduciendo la dependencia de combustibles fósiles importados y contribuyendo a un sistema eléctrico más resiliente”.

Repotenciación

Por su parte, la repotenciación continúa consolidándose como una palanca clave y, en los siete parques repotenciados recientemente, se sustituyeron 109,12 MW y, además hay otros 116,25 MW que se desmantelaron y están pendientes de repotenciar en 2026 -correspondientes a otros tres parques que entrarán en operación tras su renovación-.

La patronal señaló que el avance de la repotenciación y la incorporación de nueva potencia eólica “evidencian un sector orientado a mejorar la eficiencia, optimizar el uso del recurso eólico y reforzar su papel como infraestructura crítica del sistema energético, clave para avanzar hacia una mayor autonomía estratégica y consolidar un verdadero 'escudo energético' frente a la incertidumbre internacional”.

El que prometía ser el mayor desarrollo de energía renovable proyectado en España se quedará reducido a casi una quinta parte de lo que prometía. Endesa ha comunicado este viernes que solo ejecutará instalaciones con una potencia conjunta de 406 megavatios en el Nudo Mudéjar de Andorra, en el punto de conexión a la red que quedó libre tras el cierre de la central térmica de carbón de Andorra hace casi seis años. La cifra supone apenas el 22% de los 1.844 MW que su filial renovable, Enel Green Power España, había planificado mediante la combinación de siete parques eólicos, otras tantas plantas fotovoltaicas y sistemas de baterías.

La compañía remitió el pasado 17 de marzo al Instituto para la Transición Justa, del Ministerio de Transición Ecológica, la nueva configuración, dentro del plazo fijado en las bases del concurso adjudicado en 2022. El plan contempla únicamente tres parques solares y uno eólico, frente a las catorce instalaciones del diseño original.

El drástico ajuste tiene su origen en la declaración de impacto ambiental (DIA) impuesto por la Dirección General de Calidad y Evaluación Ambiental, que la empresa conoció el 17 de febrero y que fue publicado en el BOE nueve días después. Aquel dictamen ya suprimía más de 1.000 MW al considerar que las infraestructuras previstas por Endesa causarían impactos significativos sobre especies protegidas —como el águila real, la perdicera, el alimoche o la alondra ricotí— y sobre espacios de la Red Natura 2000. Los informes que sustentaron esa decisión procedían del Inaga, la Dirección General de Medio Natural de la DGA y la Subdirección General de Biodiversidad del Miteco, tras quince meses de análisis.

Las primeras estimaciones tras la resolución ambiental situaban la potencia viable en torno a 830 MW, pero el análisis técnico de la propia Endesa ha dibujado un panorama más restrictivo. Más de un centenar de condicionantes fragmentan el proyecto hasta un punto en el que la compañía solo ve factible garantizar 406 MW.

265 megavatios efectivos

La reducción no solo afecta a la generación. Con 406 MW instalados, apenas se aprovecharían 265 MW efectivos de los 1.202 MW de capacidad de evacuación adjudicados, lo que deja más de 900 MW sin utilizar. La estrategia original combinaba eólica, solar y almacenamiento para compensar las curvas de generación y maximizar el uso de la conexión. Ese modelo pierde ahora su lógica técnica y económica, según trasladan desde el sector.

El impacto se extiende al paquete socioeconómico con el que Endesa ganó el concurso. La eléctrica había comprometido inversiones en una fábrica de seguidores solares, una planta de reciclaje de módulos en La Puebla de Híjar, infraestructuras de hidrógeno verde y una factoría de electrolizadores. Con el proyecto reducido a la mínima expresión, ese plan industrial se ajustará de forma proporcional.

Hasta la fecha, el grupo Enel solo ha materializado dos plantas solares dentro del perímetro de la antigua térmica —Sedéis V y Mudéjar, de 46,6 y 69,2 MW—, con una inversión superior a 86 millones de euros.

El nuevo escenario reabre la incertidumbre sobre Andorra y su entorno, un territorio sin alternativa clara hasta el momento al antiguo monocultivo del carbón. El macroproyecto se presentó como el punto de arranque para la reconversión productiva de la zona.

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’.

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

Como anécdota que ejemplifica la opacidad de las compañías energéticas en España, los expertos recalcan en el informe que la recopilación de la información fue fácil en Portugal, mientras que en nuestro país “la recopilación de datos de terceros resultó más complicada. Se intercambiaron más de 240 correos electrónicos y cartas” con las terceras partes implicadas entre el 28 de junio de 2025 y el 17 de febrero de 2026. Los expertos subrayan que “aún faltan algunos datos, en particular sobre las desconexiones de generación que ocurrieron antes del apagón”, lo que impidió “identificar la causa de dichas desconexiones debido a la ausencia de registros de fallos. Los propietarios de dichas instalaciones citaron la falta de datos de registro de fallos como la razón por la que no pudieron proporcionar esta información a la investigación”.

El apagón fue provocado por un aumento rápido y descontrolado de la tensión del sistema y la consecuente pérdida del control de tensión. El factor clave del colapso fue la ineficacia del control de tensión en la red española. Al no poder contenerse el aumento de tensión inicial con los equipos disponibles, se produjo una reacción en cascada de desconexiones por sobretensión de numerosos generadores, especialmente eólicos y solares. Esta pérdida masiva de generación provocó que la frecuencia de la red cayera abruptamente. Finalmente, a las 12:33:19 horas, los sistemas eléctricos de España y Portugal perdieron el sincronismo con el resto del sistema europeo continental y colapsaron por completo, sin que los planes de defensa automáticos pudieran evitarlo debido a la magnitud y rapidez del fallo.

Los 49 expertos europeos, que han elaborado el informe, apuntan a una falta de respuesta de los generadores renovables y convencionales, ya que las plantas de energía renovable operaban con un factor de potencia fijo, por lo que solo absorbían energía reactiva proporcional a su potencia activa y no reaccionaban para estabilizar las fluctuaciones de tensión. Por otro lado, varios generadores convencionales síncronos no aportaron la energía reactiva requerida, situándose por debajo del 75% de su valor de referencia.

Además, recalcan fallos en la respuesta de la red, ya que la conexión y desconexión de componentes clave para el control de tensión (los reactores de derivación) se realizaba de forma manual, lo que introdujo demoras críticas debido al tiempo necesario para la toma de decisiones y procesamiento por parte de los operadores.

Entre los hechos que provocaron el apagón, estos expertos también destacan que el aumento de tensión activó las protecciones de los inversores de muchas pequeñas instalaciones fotovoltaicas (menores a 1 MW, como paneles en tejados), provocando su desconexión en cascada e incrementando drásticamente los flujos de energía y los desajustes en la red.

Sobre los episodios de oscilación previos al colapso, el informe señala que en la media hora anterior al apagón absoluto, el sistema sufrió dos episodios de oscilación grave (una oscilación local de 0,63 Hz impulsada por inversores y una oscilación interzonal de 0,2 Hz) que alteraron severamente la estabilidad y contribuyeron a empeorar las condiciones.

Además la red de transmisión española de 400 kV opera bajo normativas que le permiten un rango de tensión más amplio que al resto de los países europeos. Esto provocó que el margen entre el límite de tensión operativo permitido y el límite en el que los generadores se desconectan por seguridad fuera muy pequeño o inexistente, con lo que los márgenes de seguridad son insuficientes.

El informe también revela que hay deficiencias normativas en el sistema eléctrico español, ya que el marco regulatorio aplicable (Procedimiento de Operación 7.4) no exigía especificaciones de comportamiento dinámico a los generadores convencionales ni imponía consecuencias económicas si estos no cumplían con los requisitos de control de tensión.

Responsabilidad diluida en todo el sistema eléctrico

Los expertos europeos apuntan que la responsabilidad estuvo diluida en fallos de todo el sistema eléctrico. Por un lado, advierten de las deficiencias en las normativas, revelando que el marco regulatorio no exigía a las plantas renovables reaccionar ante cambios de tensión, sino que operaban con factor de potencia fijo, ni impone consecuencias económicas a los generadores convencionales cuando no cumplían con sus obligaciones de control de reactiva.

Por otro lado, no fue una sola planta la que falló. El informe señala que varios generadores convencionales no aportaron la energía reactiva esperada, y una cantidad masiva de pequeñas y grandes instalaciones renovables se desconectaron en cascada debido a que sus protecciones de sobretensión estaban configuradas por debajo de los requisitos o de forma desalineada con las necesidades del sistema.

También apuntan que a las limitaciones de red y a los operadores, ya que la red española de 400 kV opera con un rango de tensión más amplio que el resto de Europa, lo que de por sí deja muy poco margen de maniobra ante un pico de voltaje. A esto se sumó que la conexión de equipos vitales, los conocidos como reactores de derivación, se tenía que hacer manualmente, lo que requirió un tiempo de toma de decisiones que el sistema no disponía.

REE asegura que “no falló y cumplió con la normativa”

Inmediatamente después de la publicación del informe de ENTSO-E,  Red Eléctrica lanzó un comunicado en el que asegura que “no falló y cumplió con la normativa antes, durante y después del apagón”, pese a que el informe de los expertos europeos señala que el colapso del sistema fue un fallo sistémico impulsado por una combinación de problemas técnicos, operativos y regulatorios y se debió a un aumento rápido y descontrolado de la tensión del sistema y la consecuente pérdida del control de tensión. El factor clave del colapso fue la ineficacia del control de tensión en la red española.

El PSOE de Zaragoza ha exigido este jueves al presidente en funciones del Gobierno de Aragón, Jorge Azcón, “transparencia, rigor y respeto a los municipios” en la tramitación del denominado Proyecto Búfalo, promovido por la empresa Forestalia. Lo ha hecho después de que los Ayuntamientos de Ejea de los Caballeros, Gallur y Calatorao hayan presentado alegaciones por la falta de información y concreción en la documentación remitida por el Ejecutivo autonómico.

El proyecto, presentado por el Gobierno de Aragón como una gran inversión vinculada a la implantación de centros de datos en la provincia de Zaragoza y a parques eólicos y placas solares asociadas a los mismos, fue anunciado públicamente por el presidente Jorge Azcón como una de las grandes apuestas industriales de la Comunidad.

En el caso de Ejea de los Caballeros, el Ayuntamiento ha advertido formalmente de que la documentación remitida es insuficiente para que los técnicos municipales puedan determinar si las infraestructuras proyectadas respetan el planeamiento urbanístico. Además, el consistorio ha subrayado que este tipo de infraestructuras energéticas deben garantizar que su consumo de agua no comprometerá el desarrollo agroalimentario de Aragón ni los recursos hídricos del territorio.

No obstante, Ejea ya ganó una primera batalla legal, condenando en costas a Forestalia y reforzando su capacidad para regular las actividades que se implantan en su territorio.

Para el Consistorio ejeano esta manera de hacer las cosas, carente de rigor y objetividad, que avala el Gobierno, supone abrir la puerta de atrás para saltarse los procedimientos, convirtiendo esta posibilidad extraordinaria en algo rutinario.

Por su parte, el Ayuntamiento de Gallur ha denunciado que el plazo concedido para analizar el proyecto resulta insuficiente y que la documentación presentada no concreta aspectos fundamentales como las afecciones territoriales, la titularidad final de los centros de datos o los puestos de trabajo que realmente se generarán una vez finalizada la fase de construcción.

Impacto energético y de recursos

El Consistorio gallurano también alerta del elevado impacto energético y de recursos que pueden suponer estas infraestructuras, cuyo consumo eléctrico podría alcanzar cifras equivalentes a una parte muy significativa de la demanda energética de Aragón, lo que exige una planificación rigurosa y transparente.

Asimismo, las alegaciones del Ayuntamiento de Calatorao ponen el acento en los perjuicios económicos que va a suponer para el consistorio una posible declaración de interés general del megaproyecto, ya que se consideran innecesarias las licencias, liquidaciones de tasas e impuestos, por lo que comprometerá la sostenibilidad de la hacienda local, a la vez que se imponen obligaciones al ayuntamiento, tales como la cesión de terrenos. Es, aseguran, una manera de cercenar la autonomía local.

Desde el PSOE de Zaragoza han considerado “incomprensible” que el Gobierno de Aragón continúe tramitando este macroproyecto “sin ofrecer a los municipios afectados información suficiente sobre su impacto territorial, energético y sobre los recursos hídricos”.

La secretaria general del PSOE de Zaragoza y alcaldesa de Ejea de los Caballeros, Teresa Ladrero, ha señalado que “los Ayuntamientos no pueden pronunciarse con rigor si el propio Gobierno de Aragón les remite una documentación incompleta que ni siquiera permite ubicar con precisión las infraestructuras previstas y sus afecciones”.

“Lo que estamos viendo es una forma de tramitar los grandes proyectos que ignora a los municipios. Se pretende declarar de interés autonómico una inversión de miles de millones sin explicar claramente el consumo de agua, el impacto energético o los efectos sobre el territorio”, ha criticado Ladrero.

Para la dirigente socialista, “el problema no es que Aragón reciba inversiones, el problema es cómo se están tramitando”. “El Gobierno de Azcón está actuando como un mero facilitador de grandes proyectos privados sin garantizar la información y la seguridad jurídica que necesitan los municipios y los ciudadanos”, ha afirmado.

Situación “especialmente preocupante”

Ladrero ha advertido además de que la situación resulta “especialmente preocupante” ante las informaciones conocidas en las últimas semanas en torno a proyectos energéticos vinculados a este tipo de iniciativas. “En un contexto así, lo mínimo exigible es máxima transparencia. No se puede pedir confianza a los municipios mientras se les niega la información básica sobre proyectos que pueden transformar su territorio durante décadas”, ha manifestado.

Por todo ello, el PSOE de Zaragoza ha reclamado al Gobierno de Aragón que facilite toda la información técnica necesaria a los ayuntamientos afectados contestando a las alegaciones sin resolver desde octubre de 2025 y que no continúe con la tramitación del Proyecto Búfalo hasta que se aclaren todas las dudas sobre su impacto ambiental, energético, hídrico y territorial.

“Los municipios merecen respeto. Y Aragón merece proyectos bien planificados, transparentes y compatibles con el futuro de nuestro territorio”, ha concluido Ladrero.

Aragón produce más del doble de la electricidad que consume, pero esa ventaja energética no garantiza por sí sola la llegada de nuevas inversiones industriales o tecnológicas. El principal problema, según advierte un informe presentado este martes por la Fundación Basilio Paraíso –impulsada por la Cámara de Comercio de Zaragoza–, es que la red eléctrica no siempre tiene capacidad para llevar esa energía hasta los lugares donde quieren instalarse los proyectos.

El estudio, titulado 'El punto de inflexión energético para Aragón' y elaborado por la consultora PwC, analiza la situación energética de la comunidad y los retos que afronta para atraer nuevas inversiones. “Con este estudio pretendemos contestar a tres cuestiones; producimos el doble, pero cómo se puede beneficiar la comunidad autónoma; cómo podemos favorecer a nuestras PYMES, y cómo se crea este ecosistema para que seamos más competitivos”, ha explicado el secretario de la entidad, José Miguel Sánchez.

Mucha producción y poco consumo

Los datos reflejan el peso energético de Aragón. En 2025 la comunidad produjo 22.365 gigavatios hora (GWh) de electricidad, mientras que su consumo interno fue de 10.659 GWh. Es decir, genera más del doble de la energía que utiliza y exporta alrededor de 11.700 GWh al año a otros territorios.

Este superávit se explica por un parque energético amplio y mayoritariamente renovable. Aragón cuenta con 13.793 megavatios de potencia instalada y el 82,5 % corresponde a energías renovables, sobre todo eólica y fotovoltaica. Sin embargo, el reto ya no es producir más energía, “sino poder entregarla allí donde se sitúan las nuevas inversiones industriales y energéticas”, recoge el estudio.

El socio de PwC y autor del informe, Óscar Barrero, ha insistido en esa idea durante la presentación: “La energía es una ventaja competitiva para Aragón, pero la energía sola no vale, necesitamos infraestructura para conectarla con la demanda. Sino somos capaces de hacer las cosas de forma eficaz, la oportunidad no será tan grande o se marchará”.

Una red con capacidad limitada y los centros de datos

El informe identifica limitaciones en la infraestructura de transporte como un condicionante principal. Según los mapas del operador del sistema, existen 54 nudos sin capacidad disponible para nuevas conexiones de demanda. El estudio detecta además una “brecha relevante” entre la potencia autorizada y la que está en servicio : de los 30 nudos con capacidad otorgada, solo 10 tienen demanda en operación. Esto implica que solo el 12,7% de la capacidad concedida está actualmente en funcionamiento. Según el documento, esta falta de materialización de los proyectos puede generar “bloqueos en el acceso y conexión” para nuevas inversiones industriales.

El informe también apunta al aumento de la demanda eléctrica ligado a la electrificación de la industria y al crecimiento de la economía digital, especialmente los centros de datos. Actualmente Aragón cuenta con 108 megavatios de potencia IT instalada en este tipo de instalaciones, lo que equivale aproximadamente a 162 megavatios de potencia eléctrica real. Estas infraestructuras ya representan cerca del 14 % del consumo eléctrico final de la comunidad.

Las previsiones del Plan Energético de Aragón 2024-2030 apuntan a un crecimiento aún mayor, con hasta 3,7 gigavatios asociados a centros de datos y otros 1,7 gigavatios vinculados a grandes consumidores electrointensivos.

Para las empresas que quieren instalarse, uno de los factores decisivos es el llamado “time-to-power”, es decir, el tiempo que pasa desde que se obtiene el permiso de acceso a la red hasta que el suministro eléctrico está disponible. “Cuanto menor sea ese plazo, mayor será la capacidad de un territorio para atraer proyectos industriales y tecnológicos”, señala el informe.

Aunque la planificación de la red hasta 2030 podría habilitar alrededor de 15,2 gigavatios de nuevos puntos de conexión –una cifra superior a la demanda potencial prevista–, el estudio advierte de que el principal reto será ejecutar las infraestructuras necesarias y acelerar la puesta en marcha de los proyectos.