Las energías renovables generaron 6.940,68 gigavatios hora (GWh) en Catalunya en 2025, un 3,1% menos que el año anterior, según recoge un informe del Observatorio de las Energías Renovables en Catalunya presentado este martes. Según los datos recogidos por esta entidad, vinculada a la patronal eólica, Catalunya no solo no avanza sino que incluso puede retroceder en la transición energética, pese a que en los últimos años se había conseguido acelerar la implantación de instalaciones de renovables.

Con el bache del año 2025, la cobertura de la demanda energética por las renovables también se redujo hasta el 15,3%, frente al 16,2% que fue el año anterior. Estos niveles quedan lejos del objetivo del 50% de cobertura con renovables fijado para finales de esta década en el documento Prospectiva Energética de Catalunya 2050 (Proencat) del Govern. El menor vigor de las renovables se explica por la subida de la demanda eléctrica, la caída de la generación eólica y un incremento “limitado” de la nueva capacidad renovable.

En la producción eléctrica catalana, sin tener en cuenta la importación externa de electricidad, las renovables pasaron de representar el 19,1% en 2024 al 18,1% el pasado año.

La generación propia en territorio catalán cubrió el 84,6% de la demanda en 2025 y el diferencial restante se cubrió con el saldo de intercambio de electricidad.

La demanda de electricidad en Cataluña fue de 45.250,58 GWh en 2025, un 2,7% más que en el año anterior, mientras que la generación eléctrica total producida en Cataluña fue de 38.292,98 GWh, un 2,0% más.

El observatorio describe el aumento de las importaciones como una pérdida de “soberanía energética” para Catalunya.

La generación nuclear sigue siendo la primera fuente de producción eléctrica, con los tres reactores nucleares de Ascó I, Ascó II y Vandellòs II, que cubrieron el 50,4% de la demanda eléctrica, con 22.812,07 GWh producidos.

Entre las renovables, la primera fuente fue la energía hidráulica, después de generar 3.822,52 GWh y cubrir el 8,4% de la demanda. La eólica introdujo 2.360,62 GWh, un 16,8% menos, cubriendo el 5,2% de la demanda. La solar fotovoltaica, excluido el autoconsumo, generó 495,14 GWh, un 17,5% más, cubriendo el 1,1% de la demanda.

Con estos datos, el observatorio advierte que, ante el horizonte del cierre progresivo de la generación nuclear, Catalunya “tendrá que optar entre acelerar de manera significativa la implantación de generación renovable de alta capacidad”, especialmente la eólica y la fotovoltaica, o “incrementar la dependencia de las interconexiones con territorios vecinos para abastecerse de sus”.

Aumenta la capacidad instalada de renovables

En cuanto a la potencia instalada, las renovables crecieron en 78,51 MW en 2025 respecto al año anterior, sumando 12,2 MW eólicos y 73,34 MW solares fotovoltaicos sin incluir las instalaciones de autoconsumo, mientras que la capacidad hidroeléctrica disminuyó en 7,0. La nueva capacidad eólica corresponde a los dos aerogeneradores de la ampliación por el parque eólico Colladetes, en El Perelló.

En autoconsumo fotovoltaico, Catalunya registró 14.890 nuevas instalaciones en 2025 con una potencia total de 231 MW, por debajo de las 21.460 instalaciones y los 350 MW nuevas de 2024. El observatorio atribuye esta desaceleración al final de las subvenciones europeas de los fondos Next de la electricidad es bajo.

El peso del autoconsumo colectivo en Catalunya fue de 1,7 GW de potencia acumulada, el equivalente al 4,4% del total. Sin embargo, Catalunya se mantiene entre las comunidades autónomas líderes en el autoconsumo colectivo en el Estado español, acumulando el 16% de la potencia instalada total en autoconsumo.

La energía renovable sí se puede almacenar, aunque no siempre es fácil, barato o suficiente. También tengo que decirte que cuando hablamos de energía, la mayoría de las personas se refieren a la electricidad, aunque la energía también puede ser térmica: calor o frío. Pero vayamos por partes. Las dificultades de almacenamiento de la electricidad renovable son muchas porque las tecnologías que existen para ello en la actualidad son limitadas, caras y tienen pérdidas de energía.

El primer aspecto importante cuando hablamos de electricidad renovable es que las fuentes de producción no son constantes. Las más conocidas y las más utilizadas, al menos en España, son la solar y la eólica. Pero el Sol solo alumbra por el día y además puede haber nubes y no siempre sopla el viento ni lo hace con la misma intensidad. Estos hechos provocan que algunas veces se genere más energía de la necesaria, tanto, que hay ocasiones en las que sopla el viento y los aerogeneradores están apagados. Eso quiere decir que esa energía no hace falta y, si se produjera, no se podría almacenar.

El almacenamiento de electricidad renovable puede hacerse con baterías, pero las actuales tienen una capacidad limitada. Almacenar de esta forma a gran escala es caro y, además, con el tiempo, las baterías van perdiendo eficiencia, lo mismo que ocurre con las baterías de los móviles. Hay veces que sí se almacena, pero cuando se genera una gran producción, una vez que las baterías están llenas, ya no se almacena más. Y además hay otra cuestión a tener en cuenta, el almacenaje de electricidad conlleva una pérdida tanto en la carga como en la descarga, es decir, nunca se va a recuperar el 100% de la potencia almacenada.

Hay varias opciones tecnológicas. Una de ellas es las baterías de litio, como las de los móviles o los coches eléctricos. Otra opción son las centrales hidroeléctricas de bombeo. Estas centrales utilizan dos embalses de agua a diferentes alturas y funcionan como una batería gigante. En los momentos en los que hay baja demanda, la electricidad renovable se utiliza para bombear el agua al embalse superior. Cuando la demanda sube, el agua se deja caer para que genere nueva electricidad.

Hay otro procedimiento de almacenamiento de electricidad que, aunque tiene ya unos cuantos años, sigue siendo novedoso, se trata de la producción de hidrógeno verde. Consiste en convertir la electricidad renovable en hidrógeno aplicando al agua un proceso llamado electrólisis. Una vez separado del oxígeno del agua, el hidrógeno puede almacenarse por lagos periodos de tiempo en tanques a alta presión antes de utilizarlo como fuente de energía. Pero el proceso de producción de hidrógeno verde tiene todavía ineficiencias y su almacenaje también presenta problemas.

Todo lo que te he explicado hasta ahora se refería a la electricidad, pero como te decía al principio, la energía tiene otras formas: el calor y el frío. Sobre todo, el calor es mucho más fácil de guardar que la electricidad porque se puede almacenar de forma directa, no hace falta transformarlo, por lo que se evitan las pérdidas de energía que provoca esa transformación. Un ejemplo muy sencillo es el agua caliente, si tú la almacenas en un depósito, puede haber una ligera pérdida, pero es pequeña.

Cuando lo que se quiere es almacenar temperaturas muy altas, lo que se hace es calentar materiales que absorben muy bien el calor, como algunas sales que se funden y retienen esa temperatura durante horas e incluso días. Esto se usa en algunas centrales solares, a las que se llama termosolares, que durante el día almacenan parte de la producción calentando sales en tanques hasta unos 500–600 °C (por lo que pasan al estado líquido, se funden), lo que les permite producir electricidad también por la noche cuando no hay sol. Y el calor también puede almacenarse en materiales sólidos como la piedra o el hormigón. Eso es lo que se utiliza en industrias o en las centrales solares térmicas de concentración. También se almacena frío y esto se usa bastante en climatización, con procesos que utilizan hielo o agua fría.

En resumen, la respuesta a tu pregunta es que la electricidad renovable sí puede almacenarse, aunque es un proceso con dificultades todavía no resueltas y caro y que es más sencillo y barato almacenar el calor.

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María Herrando es doctora en ingeniería, coordinadora de proyectos en el Instituto Tecnológico de Aragón. Su campo de investigación es las energías renovables y la eficiencia energética.

Coordinación y redacción: Victoria Toro.

Pregunta enviada por Jesús Cabañas.

Investigadoras al rescate es un consultorio científico semanal, patrocinado por el programa L’Oréal-Unesco ‘For Women in Science’ y por Bristol Myers Squibb, que contesta a las dudas de lectores y lectoras sobre ciencia y tecnología. Son científicas y tecnólogas, socias de AMIT (Asociación de Mujeres Investigadoras y Tecnólogas), las que responden a esas dudas. Envía tus preguntas a nosotrasrespondemos@gmail.com o por Bluesky o Instagram como #investigadorasalrescate.

El alcalde de Talavera de la Reina, José Julián Gregorio, ha asegurado que “no va a hacer de Talavera un vertedero”, en respuesta a las preguntas de los medios de comunicación sobre los proyectos de plantas de biometano que se dieron a conocer a finales del mes de junio.

Fue entonces cuando la Dirección General de Calidad Ambiental de Castilla-La Manca afirmó que es “viable desde el punto de vista ambiental” el proyecto para construir una planta de biometano y fertilizantes en esta ciudad, y que se estaba tramitando una autorización ambiental integrada para que pueda comenzar a funcionar.

De esta forma, Gregorio (PP), que gobierna el consistorio en coaliación con Vox, ha respondido al Partido Socialista, que previamente había hablado de “silencio atronador” por parte del alcalde y del portavoz de Vox, David Moreno, sobre este proyecto. “El silencio atronador es por parte de los socialistas”, ya que “todos los informes y expedientes positivos han venido por parte de la Junta de Comunidades, que está en manos del PSOE”, ha replicado Gregorio.

Además, ha avanzado que “más adelante hablaremos de cuándo se inicia este expediente porque alguno tendrá que esconder la cabeza cuando digamos en qué momento comienza este primer expediente”.

“Que todo se ajuste a la legalidad”

Con respecto a la situación de los proyectos de plantas de biometano, Gregorio ha explicado que “hay tres peticiones que todavía tienen que pasar por 200 informes”. En ese sentido, ha garantizado que “este alcalde sí que va a pedir todos los informes habidos y por haber para que ningún ciudadano de Talavera tenga la menor duda de que se ajustan a la legalidad”, tanto “medioambiental, social y económica”.

Asimismo, ha incidido en que “no les quepa ninguna duda de que yo voy a estar ahí, en esa lucha, y voy a estar el primero para que todo se ajuste a la legalidad”.

También ha advertido de que lo que no va a consentir es que se apruebe por parte de otra administración y le digan que él es el “culpable”.

elDiario.es y Acciona reúnen a expertas para debatir sobre la urgencia de abandonar los combustibles fósiles y la de comunicar este desafío a la sociedad de forma clara y sin caer en la desinformación

Son muchos quienes se llevan las manos a la cabeza al consultar la actualidad, y no es para menos. Entre conflictos bélicos, catástrofes climáticas, riesgos de Salud Pública o cambios tecnológicos que irrumpen a zancadas en el día a día sin hacerse entender, la palabra de expertos en cuestiones como geopolítica, meteorología, sanidad o tecnología es un reclamo cada vez más apreciado y atendido en los medios de comunicación. Y es que el deseo de quienes les escuchan es algo tan simple y a la par tan complejo como entender el mundo que les —y nos— rodea.

Pero lo noticioso cada vez ocurre más rápido y, además, lo hace en un entorno que se vuelve día a día más ruidoso y menos intuitivo. Y un cóctel molotov como este lleva, lógicamente, a la confusión: ¿Qué es de fiar y qué no? ¿Hasta qué punto hay que preocuparse en determinados aspectos? ¿Cuáles, por el contrario, requieren más atención de la que reciben?

Titulares a priori tan dispares como guerras, inundaciones o epidemias tienen, sin embargo, dos denominadores comunes en la inmensa mayoría de los casos: el clima y la energía. Conocer la relación entre ambos conceptos es crucial para entender y analizar con criterio todas aquellas informaciones que, de primeras, son tan aterradoras como desconcertantes. Pero no siempre es sencillo informarse al respecto, especialmente sin caer en la trampa de los bulos o la saturación.

La importancia de la energía limpia

Es aquí donde entra en juego la transición energética, un término que se ha convertido en una imposición marcada por el propio planeta y su deterioro. Cada minuto cuenta para una cuenta atrás en la que el contador baja sin descanso. Se trata de un reto a gran escala que implica de manera especial a sectores como la administración, la tecnología o la comunicación. Esta última ha de velar, precisamente, para explicar de manera clara y fundamentada las causas y las consecuencias de la ineficiencia energética y el cambio climático al conjunto de la sociedad.

Con el fin de acercar estas cuestiones a la ciudadanía de la forma más acertada posible, elDiario.es organiza junto a Acciona el coloquio Descarbonizar el futuro: cómo comunicar la emergencia climática, en el que expertas en energía, comunicación y sostenibilidad debatirán sobre la necesidad imperiosa de abandonar los combustibles fósiles y las maneras más factibles para hacerlo, sin dejar de lado otras cuestiones sociales o económicas. Durante la conversación se abordarán cuestiones relativas a la movilidad, la geopolítica o el consumo, entre muchas otras.

Para ello, intervendrán Rubén del Campo Hernández, meteorólogo de la Agencia Estatal de Meteorología; Belén Hinójar y Carmen Huidobro, creadoras de contenido sobre sostenibilidad y cambio climático (Climabar), y Edith Guedella, responsable de Sostenibilidad del Negocio de Construcción de Acciona y divulgadora científica. El encuentro se emitirá en directo en las redes sociales de elDiario.es el próximo día 15 de julio a las 18:00 horas y estará moderado por David Noriega, jefe de la sección de Sociedad en elDiario.es.

Hola.

¿Cómo llevas la semana?

Quería escribir hoy sobre Alemania. Sobre cómo la monumental crisis que azota a Volkswagen –cuyo consejo de administración debate hoy el despido de 100.000 trabajadores en todo el mundo y el cierre de cuatro fábricas— es sintomática de los problemas estructurales que sufre la otrora locomotora europea y la UE en general. Pero el presidente del PP, Alberto Núñez Feijóó, me ha hecho cambiar de opinión.

Es una ventaja que la derecha diga en voz alta lo que quiere hacer. Varios ministros lo han resumido este miércoles: Feijóo dice lo que piensa, y lo que piensa es en recortes sociales, en sacar la motosierra.

El detonante ha sido el absentismo laboral. Ya te habrás enterado, pero, por si acaso, te lo resume: ante el Círculo de Empresarios Vascos, el líder del PP llamó “cáncer” a las bajas médicas y aseguró que hay un fraude masivo, aunque no aportó ni un dato que lo sostenga. Habló de un porcentaje de fraude por encima del 4% o el 5% sin ningún sustento y comparó las bajas de 2018 con las de 2026 en términos brutos (de 450.000 a 1,1 millones) ignorando que España ha pasado de 19 a casi 22,5 millones de ocupados, un truco de estadística de primero de carrera. Laura Olias explica en este artículo cómo funcionan las bajas laborales y por qué no existen las faltas “sin justificación” como dice Feijóo. Y también contamos los datos del aumento de bajas que desmienten el “fraude” masivo del “absentismo”.

No es la primera vez que el PP hace suya, casi al pie de la letra, una reivindicación empresarial: es el sello de la política económica del político gallego desde que llegó a Génova. El propio despido por absentismo que ahora vuelve a sobrevolar ya existió con Rajoy en 2012, igual que el recorte del sueldo a los funcionarios de baja. La motosierra, en el PP, tiene precedentes.

Y no se detiene ahí. En su último Congreso, el PP defendió elevar a 250 trabajadores el umbral a partir del cual una empresa está obligada a tener comité de empresa, lo que en la práctica vaciaría de representación sindical a la inmensa mayoría del tejido empresarial español, hecho de pymes. En pensiones, el partido dice defender el sistema público mientras vota sistemáticamente en contra de su revalorización con el IPC; aún recordamos los recortes de 2013 bajo el gobierno de Rajoy. Y en cuanto al ingreso mínimo vital, “se tiene que ayudar al que trabaja, no al que no quiere trabajar”, en palabras del vicesecretario de Hacienda, Juan Bravo. Aunque no ha dicho expresamente que vaya a recortarlo, Feijóo sí ha lanzado el bulo de que lo cobran incluso inmigrantes en situación irregular.

A todo esto, se suma la “prioridad nacional” pactada con Vox en cuatro comunidades, que condiciona el acceso a ayudas públicas a un “arraigo” con el territorio.

Nada de esto es gradualismo inocente, como recuerda Alberto Garzón. Es método: primero se asfixia la sanidad pública, después se dice que sobran bajas médicas. Que Feijóo lo diga tan claro, en realidad, nos hace un favor. Si algún día llega a la Moncloa, que nadie diga que no lo vio venir.

El dato

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Reactores nucleares son el equivalente a los activos de energías renovables que han vendido las grandes energéticas españolas en los últimos cinco años en todo el mundo. Hablamos de una potencia de más de 12 gigavatios (GW) en fotovoltaica, eólica e hidráulica. Estas operaciones, calculadas por el compañero Antonio M. Vélez a partir de datos de las propias compañías, ya superan los 15.000 millones de euros. Lejos de reflejar un repliegue de la transición energética, estas desinversiones responden a una estrategia financiera: reducir deuda, liberar capital y compartir riesgos en un momento en que la caída de los precios de la electricidad está lastrando la rentabilidad de muchas plantas. El sector reorienta además sus inversiones hacia las redes eléctricas y el almacenamiento, considerados los grandes cuellos de botella para la electrificación de la economía. Reflexión: la transición energética requiere no solo instalar más potencia limpia, sino adaptar el conjunto del sistema eléctrico para que esa inversión siga siendo viable.

El gráfico

Esta trabajadísima información de los compañeros del departamento de Datos Ainhoa Díez y Raúl Sánchez explica muy bien la gran transferencia que se produce en España entre los que pagan el alquiler y los que lo reciben. En 2025, casi 28.000 millones de euros pasaron de inquilinos a caseros en España. La cifra se ha duplicado en apenas una década y ya supone alrededor de un 1,6% del PIB. ¿Desde dónde se mueve el dinero y hacia dónde va? La mayor parte del dinero viene de los inquilinos más jóvenes: más de la mitad procede de menores de 45 años. Pero no es tanto una brecha generacional, sino de clase. Aunque todos los grupos de renta aportan una cifra similar --principalmente, porque los más ricos tienen alquileres más caros--, la desigualdad se muestra en el destino final de los pagos. El 10% más rico concentra casi la mitad de lo que se paga por alquiler en España.

Un estudio elaborado por el Ministerio de Derechos Sociales, Consumo y Agenda 2030 y el CSIC presentado esta semana sostiene también que la principal línea de desigualdad económica en España no pasa por la edad, sino por la posición que ocupa cada hogar en el mercado de la vivienda: si vive de alquiler, es propietario de su vivienda o, además, obtiene ingresos por alquilar inmuebles a terceros.

No todo nos parece mal

A veces conviene la mirada de alguien de fuera para ver con mayor claridad lo que ocurre dentro. La insoportable toxicidad que destila el clima político en España parece no afectar a la economía. El mayor inversor del planeta coloca a España como su gran apuesta mundial. BlackRock, destaca del país que presenta una fotografía muy sólida desde el punto de vista macroeconómico. “Es el gran protagonista de Europa en lo que a crecimiento económico se refiere; su superávit por cuenta corriente en torno al 2%; una inflación controlada; y donde el mercado laboral está mejor”. BlackRock tiene alrededor de 104.000 millones de euros en invertidos en España. La mayor parte de esa cantidad, el 50%, está en Bolsa española. Es el mayor inversor privado del Ibex 35 y es el mayor accionista de muchas de las grandes compañías que lo componen.

Tipos (y tipas) de interés

Sube Rafael Ruiz, presidente de Ebro Motors Group. Hace cinco años era un consultor técnico al frente de Btech, una firma poco conocida fuera del sector del automóvil. Hoy es el primer accionista de Ebro, tras liderar la operación que devolvió la actividad a la antigua fábrica de Nissan en la Zona Franca de Barcelona. El proyecto, que parecía casi quijotesco cuando arrancó, ha ido ganando tracción: la planta ya emplea a unos 2.000 trabajadores de forma directa (y hasta 4.000 si se cuenta el empleo indirecto) y produce alrededor de 250 vehículos diarios, con capacidad instalada para superar las 100.000 unidades anuales.

Ruiz reivindica además haber sido pionero en un modelo que otros fabricantes europeos empiezan ahora a imitar: aliarse con un socio chino, en su caso Chery, para reindustrializar plantas que el capital occidental había dado por perdidas. Prevé fabricar su primer modelo 100% eléctrico entre finales de este año y 2027.

El olfato inversor de Ruiz no se queda en Ebro. A través de su sociedad Focus On Next Frontier, acaba de meter cuatro millones de euros a título personal en Wallbox, el fabricante catalán de cargadores para vehículos eléctricos que atraviesa un delicado proceso de refinanciación de su deuda. La apuesta de Ruiz por la electrificación del automóvil no tiene fisuras.

Nos gusta la competencia

Estas informaciones de otros medios me han parecido interesantes:

Eso es todo por esta semana. Espero que este boletín te haya sido útil.

¡Hasta la próxima!

La doctora en Ingeniería Industrial y profesora de Ingeniería Eléctrica Raquel Martínez ha analizado la situación energética de Cantabria en el marco de un curso de verano monográfico de la Universidad de Cantabria sobre la capacidad de la comunidad para valerse de sus propios recursos mineros y energéticos. Martínez ha participado en 28 proyectos de investigaciones y actualmente forma parte del Grupo de Tecnologías Electro‑Energéticas Avanzadas (GTEA) de la UC, contando con una amplia trayectoria en la investigación de la integración de energías renovables y eficiencia energética. Además, es coordinadora del máster en Formación Permanente en Energías Renovables y Gestión Energética.

El título de su curso menciona el “abastecimiento sostenible de Cantabria”. ¿Es realista pensar que la región puede ser autosuficiente?

Es fundamental empezar aclarando que hablar de un autoabastecimiento total es, en la práctica, una utopía. Especialmente en el ámbito energético, no tiene sentido plantearse la autonomía absoluta de una sola región. Formamos parte de un mercado eléctrico integrado a nivel nacional e incluso europeo, lo que significa que la electricidad fluye según la eficiencia del sistema global. El objetivo real que debemos perseguir es una estrategia para reducir las dependencias externas y participar de forma activa en ese paradigma de generación. En este mercado único, técnicamente nos es indiferente si la energía se genera en Madrid, Andalucía o aquí, pero lo que sí es vital para Cantabria es “poner su granito de arena” aprovechando los recursos en los que somos competitivos para fortalecer el sistema conjunto.

Siendo así, ¿podría estimarse un porcentaje aproximado del potencial real de autonomía de la región sin caer en expectativas falsas?

Como ingenieros, podemos calcular cifras exactas sobre el potencial técnico basándonos en los recursos naturales disponibles, como el viento o el agua. Sabemos que Cantabria es rica en estos recursos, pero los proyectos no surgen de forma automática solo por existir el recurso. La viabilidad de una instalación depende de un equilibrio extremadamente complejo: financiación asegurada, cumplimiento estricto de normativas medioambientales y soluciones técnicas que se adapten a terrenos a veces muy difíciles. Por tanto, más que dar un porcentaje de autonomía, lo que analizamos es la capacidad de desarrollar proyectos que sean económica, técnica y ambientalmente viables.

El autoabastecimiento total de Cantabria es una utopía, la clave es la diversificación

En la formulación del curso se ha mencionado que uno de los principales obstáculos en Cantabria para las renovables es social. ¿Por qué ese rechazo es tan fuerte en nuestra comunidad?

Cantabria tiene una identidad muy vinculada a su entorno natural y actualmente su economía está muy enfocada hacia el turismo. Esto genera una sensibilidad especial ante cualquier instalación que pueda alterar el paisaje. El rechazo social suele estar motivado principalmente por el impacto visual o ambiental en nuestras montañas, incluso cuando hablamos de instalaciones cuya naturaleza es, irónicamente, sostenible, como los parques eólicos. Las barreras técnicas o administrativas son superables mediante ingeniería y localización adecuada, pero la barrera social es la más difícil de gestionar. A menudo, no basta con ofrecer compensaciones económicas; el ciudadano siente que pierde algo que el dinero no puede pagar, que es su entorno.

¿Qué se puede hacer para superar esa barrera social o alcanzar un equilibrio?

El cambio de mentalidad es notable. Actualmente, cualquier gran proyecto —ya sea energético o minero— incluye planes de restauración medioambiental extraordinariamente minuciosos. Durante el curso hemos visitado instalaciones como el parque eólico del Escudo y Dolomitas del Norte, y hemos comprobado que una parte muy sustancial del presupuesto total se destina ahora a la recuperación del entorno. Estas medidas, que hace unos años eran mínimas o inexistentes, hoy son centrales en los proyectos. Existe un esfuerzo técnico real por alcanzar una “paz social” con las comunidades locales y cumplir con una legislación de evaluación ambiental que en Cantabria se mira con lupa.

Si tuviera que marcar una hoja de ruta estratégica en clave energética para Cantabria en la próxima década, ¿por dónde empezaría?

La clave es la diversidad de fuentes. No podemos jugarlo todo a una sola carta tecnológica. Cantabria tiene un recurso eólico muy potente y cierto potencial hidráulico que debemos aprovechar. Sin embargo, debemos ser inteligentes: no tiene sentido promover aquí macroparques fotovoltaicos si sabemos que en otras regiones de España el sol rinde mucho más. Cada territorio debe aportar aquello en lo que es más eficiente para el mercado común. Además, hay un factor invisible pero crítico: la red eléctrica. No sirve de nada generar energía limpia si no desarrollamos y modernizamos la red para que esa electricidad se pueda integrar y transportar de forma efectiva.

La guerra de Ucrania dejó al descubierto nuestra vulnerabilidad energética. ¿Hemos aprendido alguna lección?

La crisis de Ucrania fue un duro recordatorio de que la geopolítica es básica en el tema energético. Nos enseñó que debemos reducir la dependencia del exterior, pero hay un matiz importante: la independencia que nos dan las renovables es relativa. Es cierto que el viento y el sol son “nuestros”, pero la tecnología necesaria para transformarlos en electricidad no siempre lo es. Gran parte de los componentes de los paneles solares o de la electrónica de control provienen de países como China. Si surge un conflicto internacional o tensiones arancelarias, pasamos de depender del combustible a depender de la tecnología y los componentes, como ya hemos visto en los sectores del automóvil o la telefonía. La independencia absoluta al 100% no existe; lo que buscamos es reducir la incertidumbre ante la volatilidad global.

Como experta, ¿cree que la actual regulación del mercado eléctrico, protege al consumidor de estos vaivenes?

La liberalización del mercado en España viene de una ley de 1997, así que no es algo nuevo, aunque ha costado hacerla efectiva. Un mercado libre permite que los precios bajen cuando hay mucha oferta, como ocurre ahora en las horas de sol gracias a la fotovoltaica, lo cual es muy beneficioso para el consumidor. Pero la otra cara de la moneda es que, ante una crisis geopolítica, los precios se disparan. Existe la tentación de intervenir el mercado para bajarlos artificialmente, pero debemos ser conscientes de que eso genera un “déficit de tarifa”. Al final, la energía no es gratis y lo que no se paga en la factura eléctrica se acaba pagando vía impuestos.

La energía no es gratis y lo que no se paga en la factura eléctrica se acaba pagando vía impuestos

El cambio climático ya es una realidad en el norte de España. ¿Cómo puede afectar esto al consumo energético en Cantabria?

Es una realidad absoluta que estamos notando todos. Hasta hace poco, el aire acondicionado era algo casi anecdótico en Cantabria, pero ahora ya se implementa en casi todos los edificios nuevos y oficinas de la administración. Esto, sumado a la necesaria electrificación de la economía —sustituir calderas de gas por aerotermia y bombas de calor—, va a disparar la demanda eléctrica en la región. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) ya contempla este aumento. Para absorberlo sin colapsar el sistema ni los precios, el autoconsumo será la pieza maestra.

Por tanto, ¿es el autoconsumo la solución definitiva para el ciudadano particular?

Es una parte fundamental de la solución porque fomenta la generación distribuida, restando peso a las grandes centrales. En 2019 hubo un “boom” gracias a una normativa mucho más favorecedora que eliminó las trabas que existían antes. Ahora, en la obra nueva, la integración de renovables es obligatoria por normativa. Aunque los precios del mercado bajen y las instalaciones parezcan menos rentables a corto plazo, el autoconsumo proporciona una estabilidad y una conciencia de participación en la transición energética que el ciudadano valora cada vez más. Al final, se trata de que cada uno aporte su parte para que el sistema sea más robusto frente a las crisis que puedan venir.

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha sometido a información pública la solicitud de autorización administrativa previa y de construcción de un sistema de almacenamiento energético mediante baterías asociado a la planta fotovoltaica 'Aurea', ubicada en el término municipal de La Roca de la Sierra (Badajoz).

Según recoge el anuncio publicado este lunes en el Boletín Oficial del Estado (BOE), el proyecto, promovido por la empresa Aurea Solar S.L.U., contempla la hibridación de un sistema de almacenamiento con la planta fotovoltaica existente, que cuenta con una potencia de 171 megavatios (MW).

La nueva instalación dispondrá de una potencia nominal de 117,6 megavatios (MVA) en inversores y una capacidad de almacenamiento de 432 megavatios hora (MWh), mediante 54 contenedores de baterías distribuidos en el interior del recinto de la planta solar, sobre una superficie aproximada de 1,6 hectáreas.

El sistema permitirá almacenar la energía producida en los momentos de mayor generación para verterla posteriormente a la red eléctrica durante los periodos de mayor demanda, “con el objetivo de mejorar la eficiencia de la instalación y aportar mayor flexibilidad y estabilidad al sistema eléctrico”.

La energía almacenada será gestionada mediante 28 estaciones de potencia equipadas con inversores y transformadores, y se evacuará a través de líneas subterráneas de media tensión hasta la subestación eléctrica Morantes 30/220 kV, que será ampliada con dos nuevas celdas para integrar el sistema de almacenamiento.

El presupuesto de ejecución material del proyecto asciende a 44,5 millones de euros.

La infraestructura de evacuación entre la subestación Morantes y la subestación Carmonita 400 kV, propiedad de Red Eléctrica, ya se encuentra en servicio y no forma parte del proyecto sometido a información pública.

Los interesados podrán presentar alegaciones durante un plazo de quince días hábiles contados a partir de este martes, 7 de julio.

En su libro La guerra por la energía. Poder, imperios y crisis ecológica (Ediciones Península, 2026), el economista y expolítico Alberto Garzón (Logroño, 40 años) pide no catalogar al presidente de Estados Unidos, Donald Trump, como un ser irracional o enloquecido, la caricatura que suele usarse para justificar sus atrocidades. Aclara que su plan imperialista —bombas y misiles, su guerra comercial contra el mundo— se construye sobre una narrativa de darwinismo social, en la que solo los países fuertes, tecnológicamente avanzados y militarmente protegidos, pueden garantizar la seguridad de sus poblaciones.

El argumento de que no hay suficientes recursos para todos, desmenuza Garzón, sirve a Trump para justificar una gran zona de exclusión, un planeta para pocos seres humanos. Su tesis es que los países desarrollados están ya en vías de construir una suerte de “país fortaleza”, con el objetivo de privatizar la adquisición y consumo de la mayor parte posible de los recursos escasos.

En este punto, señala, entra en juego la resistencia colectiva, la lucha de las mayorías sociales para frenar esta enorme exclusión. Sin esta rebeldía, el mundo de las próximas décadas estará “cuidadosamente gestionado por la barbarie”. Para él, la clave es construir un movimiento político en base a la vida cotidiana de la gente. Conectar la crisis ecosocial con la falta de tiempo, con la dificultad de acceder a una vivienda, con pasarse horas en un atasco. Y ofrecer un futuro de vida buena dentro de los límites planetarios. “Se puede lograr”, sentencia, ilusionado, en esta entrevista.

En un momento de retrocesos ambientales, con Trump y su guerra a gran escala, parece que nada de lo avanzado se va a mantener. ¿Qué medidas hay que tomar para resistir?

Es fácil caer en el derrotismo. El filósofo Antonio Gramsci decía que el análisis se basa en el pesimismo de la razón, pero tiene que concluir con el optimismo de la voluntad. Me aferro a esta frase. Aunque el mundo esté muy mal, que lo está, y que hoy todos los lineamientos tienden a ser problemáticos, hay motivos para la esperanza. El gran reto político pasa por construir mayorías. No tenemos un problema técnico. Es perfectamente viable imaginar un mundo con otra base energética, con otras jornadas de trabajo, con una vida buena. El problema es político. Cómo construir mayorías con una voluntad política para poner en marcha este programa.

¿Cómo damos este paso?

La clave está en una actualización de los idearios de las izquierdas. Necesitamos izquierdas más atractivas, pecamos de inercias antiguas. Una demostración: no hemos interpretado el desastre de la dana de Valencia en clave climática. Ha quedado como una desgracia cualquiera, pese a su fuerte conexión climática y ecológica. Construir esta mayoría tiene que hacerse en base a la vida cotidiana de la gente, visibilizar que la política climática es más transporte público, menos horas en los atascos; visibilizar que la política climática es salirse de la rueda de la producción infinita, trabajar menos horas. Cuando se hacen estas conexiones, la gente escucha con más atención. Hay que convertir los problemas cotidianos en un proyecto político atractivo para las mayorías sociales, este es el gran reto.

¿Hay algún ejemplo?

Lo que está haciendo y proponiendo el nuevo líder del Partido Verde de Inglaterra y Gales, Zack Polanski. Un partido verde con políticas sociales, todo integrado. La izquierda está en ese proceso de experimentación, en una etapa de ensayo y error, intentando ganar espacios mayoritarios. Esto cambia el enfoque. Cuando hablas con la gente, la recepción es buena. Cuando se entienden las conexiones entre las políticas climáticas y la problemática de la vivienda, aparece la esperanza de que esta nueva construcción política es posible. La resistencia pasa también por este punto: lograr que la gente conecte la crisis climática con sus problemas cotidianos.

La política climática es salirse de la rueda de la producción infinita, trabajar menos horas. Cuando se hacen estas conexiones la gente escucha con más atención

¿Por qué cuesta tanto hablar de la vida buena como alternativa a esta policrisis?

Porque el conflicto principal de la izquierda sigue siendo el capital y el trabajo. En lo personal, he tratado, con toda la humildad posible, de actualizar este esquema ideológico a los tiempos actuales, incluir las enseñanzas de la ecología y de la economía ecológica. Un ejemplo: en Asturias, la cuenca minera ha sido gobernada históricamente por la izquierda. Es una región que ha tenido muy poca sensibilidad a las cuestiones ecológicas. No solo por el papel de los combustibles fósiles, también por el papel de la pesca desaforada, de la ganadería, de la caza al lobo. Esta izquierda ha sido educada en unos códigos de espaldas a la naturaleza, del impacto ecológico de la actividad del ser humano. La disputa entre los puestos de trabajo y la conservación de los territorios sigue siendo muy fuerte. Cuando iba a las asambleas mineras me miraban con mucho recelo, como un urbanita cosmopolita que no entendía que el pan estaba en juego. Estos choques me han ayudado a entender que tener razón no es suficiente, es necesario bajar al barro para comprender las realidades y adaptar los discursos. No para renunciar a las convicciones, pero sí para transmitir las ideas de otra manera.

¿Cuál es el riesgo de una resistencia que no ate estos puntos que hoy parecen sueltos?

Quedarnos solo con la etiqueta de eruditos desconectados del mundo real. No nos damos cuenta de que el sistema nos oprime hasta tal punto como ciudadanos que, sobre todo, captura nuestro tiempo. Lo que más he aprendido de la política pública es que cuando intentas mover a la gente hacia otros hábitos de consumo, adviertes que la gente no tiene tiempo, está desbordada en su día a día. Con salarios bajos, sí, pero también con jornadas maratónicas. La gente está cansada, no hay tiempo para hacer esas reflexiones, para conectar puntos sueltos. El reto, repito, es conectar con los ciudadanos. A mí me pasó con el famoso tema del chuletón, cuando desde el Ministerio recomendamos reducir el consumo de carne por salud y sostenibilidad. Llevé al foro público el consenso del mundo científico. Parecía sencillo, pero se coló el poder, los intereses materiales, la ideología, el electoralismo. El foro público es otro terreno.

Parece que ahí afuera no hubiera público suficiente para sostener la transición ecológica que se necesita. ¿Hay una base electoral mínima interesada por las cuestiones ambientales para dar el giro?

El electorado ecologista tiene un componente social muy claro: clases medias ilustradas y urbanas. Pero enfocarlo así sería ver la política como un mercado electoral. El principal reto ecológico es llegar a las clases rurales, a los trabajadores y trabajadoras del mundo rural. Es el sector que nos da de comer. El metabolismo de las sociedades se basa, entre otras cosas, en que podamos satisfacer nuestras necesidades alimentarias. Esto lo hace el campo, profundamente dependiente de los combustibles fósiles, y primera víctima del cambio climático por el impacto en las cosechas.

No hemos logrado conectar con la ruralidad. Sí lo está haciendo la extrema derecha, que está canalizando la rabia, la frustración y la ansiedad social de muchísimos agricultores. Pero siento que hay muchos huecos. Cuando uno habla con los pequeños agricultores y ganaderos, te entienden. Y uno los entiende a ellos. Aparecen entonces los consensos. No hace falta que estén profundamente ideologizados para que haya una conexión. Pero faltan organizaciones políticas volcadas en esta estrategia de escucha y comprensión.

Lo que decías antes: que ese agricultor relacione sus problemas diarios con la crisis ecosocial.

Exacto. Muchos trabajadores rurales ya están haciendo estas conexiones. Nací en La Rioja y muchos familiares trabajan en el mundo de los viñedos. Están teniendo que desplazar las producciones cada año por el cambio climático, lo sienten. Seguramente no han llegado a la conclusión de que la solución es el ecosocialismo, pero tienen unas percepciones y unos conocimientos que la izquierda tiene que aprovechar. Esto supone superar muchos prejuicios, de ambos lados. El ecologismo liberal, como los Verdes de Alemania, no nos ha ayudado en absoluto. Si tú le dices al mundo del campo que hay que hacer esfuerzos individuales, que hay que cambiar hábitos de consumo, pero no eres capaz de ponerle límites a los aviones privados tienes una contradicción que es correcta. El capitalismo verde defiende que ambas cosas son compatibles. Y no lo son.

Sin transición energética el mundo va a ser mucho más feo. Los combustibles fósiles son una anomalía histórica que tarde o temprano va a dejar de existir. Prefiero que después venga con una base energética de renovables a depender de los bosques para tener calefacción

¿Le sorprende la fuerte resistencia dentro del ecologismo contra el despliegue masivo de renovables?

Es un debate envenenado. En el libro hago un análisis histórico. Las sociedades humanas siempre han intentado capturar energía del entorno. Hasta hace 250 años hemos dependido, básicamente, de la energía solar, de la capacidad de nuestros músculos de alimentarse, del suelo, de la fotosíntesis. Ese límite fue transgredido por el uso de los combustibles fósiles, lo que ha permitido una mejora en las condiciones de vida brutales en paralelo a unos impactos ambientales enormes. El reto está en cómo somos capaces de construir una sociedad postfósil manteniendo el bienestar. Hay una parte del ecologismo que considera que no hay que hacer la transición energética, que se opone al despliegue de las renovables. Este posicionamiento sugiere volver a los parámetros de las sociedades agrarias y es inviable para sostener a una población mundial de 8.000 millones de personas.

La transición hacia ese escenario es mucho más distópica que el escenario que proyecta la extrema derecha con sus proyectos. En definitiva, la transición energética es un requisito necesario, pero no suficiente. La fórmula es transición energética y decrecimiento. Ser capaces de construir otra base energética, que nos permite un metabolismo social distinto, pero dentro de los límites del planeta. Muchas actividades van a tener que decrecer. Volvemos al ejemplo del avión privado. Esta fórmula nos permite salir de ese debate tramposo de renovables sí o renovables no.

La vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen, ha afirmado este jueves que aún “hay margen” para lanzar este año la primera subasta de la eólica marina.

Después de presentar la nueva interconexión eléctrica de España y Portugal, ha sido cuestionada por los periodistas sobre si la puja piloto de eólica marina flotante será para Canarias o Galicia y ha dicho que “todavía” no tienen la “respuesta” porque deben “analizar toda la información recibida”.

Aagesen ha advertido con insistencia en que esa puja se hará “en los territorios” donde haya “mayor aceptación” de esa energía eólica marina, porque para ella es una cuestión “fundamental”.

“Es importantísimo que se cuente con el territorio, con la ciudadanía que apueste realmente por esa eólica marina para que los proyectos realmente lleguen finalmente al territorio”, ha abundado la ministra.

En Canarias, concretamente en Gran Canaria, el Cabildo, empresas y sindicatos de la isla solicitaron el pasado abril al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico la convocatoria “urgente” de esta primera subasta de energía eólica marina en España, y para ello, propusieron que ese primer paso se materialice en un proyecto comercial piloto en la isla.

La Corporación insular explicó entonces que la eólica marina flotante se perfila como “una herramienta clave para avanzar simultáneamente en la reducción de la dependencia energética, la diversificación económica y la generación de empleo cualificado”.

Según la ministra, “hay margen” para que esas subastas se lancen este año, que es el “objetivo” que tiene el Gobierno.

El pasado febrero, el Ministerio abrió la consulta pública previa para la orden que fijará las bases de esas primeras subastas de eólica marina en España.

Según ese texto, el futuro procedimiento de concurrencia competitiva otorgará régimen económico, reserva de capacidad de acceso a red y prioridad para la concesión de ocupación del dominio público marítimo-terrestre.

Las grandes energéticas españolas han vendido en el último lustro activos de energías renovables en todo el mundo (fotovoltaica, eólica e hidráulica) por más de 12 gigavatios (GW) de potencia, equivalente a una docena de reactores nucleares. Con ello han ingresado más de 15.000 millones de euros, aunque el importe de algunas operaciones no es público.

Esta estrategia de rotación de activos (en muchos casos, participaciones minoritarias) busca reducir riesgo, liberar capital, controlar la deuda y financiar nuevas inversiones, en un momento en el que las grandes eléctricas están frenando inversiones millonarias en renovables para lanzarse a invertir en redes y aprovechar la esperada electrificación de la economía.

La tendencia se ha acelerado en los últimos dos años, con la rentabilidad de muchas plantas bajo creciente presión y las energías limpias en el punto de mira de la ola reaccionaria en países como Estados Unidos.

En España, la demanda eléctrica no termina de remontar y a la espera de que despegue el almacenamiento, se están multiplicando los precios cero o negativos en el mercado mayorista, especialmente en los momentos de más sol. Los hogares españoles se han ahorrado en su factura eléctrica 10 euros al mes en la crisis energética por el cierre del estrecho de Ormuz gracias a las renovables, pero el sector se está viendo muy penalizado. En especial, plantas fotovoltaicas, sobre todo las más recientes, que muchas veces carecen de un suelo de precio aunque tengan su energía comprometida con contratos bilaterales (conocidos como PPAs).

La más activa en la venta parcial o total de proyectos ha sido Iberdrola. La mayor eléctrica europea, pionera en renovables y uno de los líderes mundiales del sector, cerró 2025 con un aumento del 3,8% en su potencia verde instalada (el menor desde 2018), hasta 46,1 GW. Desde 2021 se ha desprendido de más de 5 GW en unas veinte transacciones.

Destaca la venta, en abril, de 1.232 megavatios (MW) eólicos y fotovoltaicos en México a Cox, de Enrique Riquelme, rival de Florentino Pérez en las recientes elecciones a la presidencia del Real Madrid. La transacción, de 4.000 millones de dólares (unos 3.400 millones de euros), incluyó 1.368 MW de ciclos combinados y cogeneración.

En los últimos años Iberdrola ha cerrado alianzas con grandes inversores institucionales para compartir la propiedad de estos activos. En España, tiene junto a la aseguradora Mapfre unos 450 MW fotovoltaicos y eólicos. En enero de 2023 se alió con el fondo soberano de Noruega (Norges Bank), el mayor del mundo, para invertir más de 2.000 millones en la Península, con una cartera de 2,5 GW.

La alianza más significativa es la que tiene con Masdar, fondo soberano de Abu Dhabi protagonista de varias operaciones, con el que anunció en diciembre de 2023 (en el marco de la COP28) un acuerdo para coinvertir 15.000 millones en el desarrollo de proyectos de eólica marina e hidrógeno verde en mercados clave como Alemania, Reino Unido y Estados Unidos, con el compromiso de triplicar la capacidad renovable a 2030.

Hasta ahora, los acuerdos con el fondo emiratí se han limitado a eólica marina. En junio de 2025, pactaron coinvertir 5.200 millones al 50% en el megaparque East Anglia 3 (1,4 GW), frente a la costa de Suffolk (Reino Unido), la mayor inversión de la década en esta tecnología. En julio de 2023 pactaron destinar 1.600 millones a Baltic Eagle (476 MW), en Alemania. Masdar se baraja como posible comprador del 49% de East Anglia 2 (960 MW), valorado en 5.000 millones, para el que Iberdrola busca socio. En la primera fase (East Anglia 1) se asoció en 2019 con el fondo Macquarie.

En el Báltico alemán, la multinacional vasca ha vendido en los últimos años el 49% de otros dos complejos eólicos marinos: en Wikinger, inaugurado en 2018 (350 MW), dio entrada en septiembre de 2022 a Energy Infraestructure Partners (EIP) por 700 millones; y en Windaker (315 MW), a la japonesa Kansai por 627 millones en diciembre de 2024. En EEUU, acaba de culminar junto al fondo Copenhagen Infrastructure Partners su primer complejo con esta tecnología allí, Vineyard Wind (806 MW), que Donald Trump ha intentado torpedear. Y ha vendido a Dominion Energy el arrendamiento del suelo del futuro parque eólico offshore Kitty Hawk North, que prevé 800 MW en su primera fase.

En febrero de este año, Iberdrola vendió sus activos terrestres en Francia (118 MW eólicos y una cartera renovable de 639) al grupo Technique Solaire; recientemente se ha desprendido de su negocio en Hungría (158 MW) y cerca de 700 MW hidroeléctricos en Brasil, Austria y España. Hacia 2023 vendió el 49% de dos fotovoltaicas de 100 MW en Extremadura a la gestora Aleph, de la familia Botín.

La caja resultante financiará la gran apuesta de los últimos años, las redes de transporte y distribución: en la última actualización del plan estratégico de Iberdrola (de septiembre pasado) concentran el 65% de los 58.000 millones que prevé invertir hasta 2028.

A la mitad

Por su parte, Repsol parte de una posición mucho más rezagada en renovables. Este año, la petrolera ha recortado a la mitad, hasta 10 GW (ahora tiene 6 GW) el objetivo de potencia para 2030 que fijó su Plan Estratégico 2021-2025. En 2022, tras vender a EIP y Crédit Agricole Assurances un 25% de Repsol Renovables (operación que valoró el 100% de ese negocio en 4.383 millones), pagó 560 millones por Asterion Energies, con una cartera de 7,7 GW en España, Italia y Francia. La energética, que entonces tenía solo 1,6 GW verdes instalados, estaba en posición compradora y en septiembre de 2023 pagó 715 millones por Connect Gen, con 20 GW en proyectos eólicos, solares y de almacenamiento en EEUU.

Ahora Repsol suma ya ocho rotaciones de activos renovables por 3.850 MW en España y EEUU. Acaba de vender a Masdar por unos 150 millones el 49,99% de una cartera en España con 705 MW eólicos y fotovoltaicos que entraron en funcionamiento en 2025 y el primer trimestre de 2026, más 500 MW de posibles proyectos de hibridación (eólica, solar y almacenamiento en baterías). La transacción recortará su deuda neta en 700 millones y no tendrá impacto “significativo” en resultados, según el grupo.

Se suma a la venta a Stonepeak, en abril de 2025, del 46,3% de una cartera de 777 MW solares y de almacenamiento en EEUU, incluyendo su mayor fotovoltaica hasta entonces, Frye, en Texas (632 MW); y tres operaciones con Pontegadea (de Amancio Ortega) entre 2021 y 2023: 635 millones por el 49% de 1.100 MW fotovoltaicos y eólicos en España.

Posible exclusión

En este goteo de operaciones destaca también Acciona, que analiza la posible venta parcial o total de la división de energía que sacó a cotizar hace cinco años. Ahora estudia excluirla de Bolsa, como hizo Iberdrola en 2011 con su filial de renovables tras sacarla a cotizar en 2007. La de Acciona vale actualmente unos 7.500 millones, frente a los más de 14.000 millones que llegó a alcanzar en 2022, con el gas en niveles estratosféricos tras la invasión de Ucrania.

El grupo de la familia Entrecanales cerró 2025 con 14,6 GW renovables instalados, un 4,9% menos. Desde 2024 se ha desprendido de casi 2,7 GW de capacidad renovable en España, Perú, Costa Rica, Sudáfrica, Estados Unidos y México, por casi 3.300 millones.

Destaca la venta, a finales del año pasado, a Mexico Infrastructure Partners (MIP), del 49% de su cartera fotovoltaica de 1,3 GW en EEUU y dos parques eólicos en México con 321 MW, por unos 855 millones; trece parques eólicos con 440 MW en España (con 351 MW potenciales de hibridación) que vendió hace un año a OPDE por 530 millones; y la venta en 2025 de su negocio hidráulico (626 MW) en España por 1.000 millones, con casi 500 millones de plusvalías.

La compradora de esa cartera fue Endesa, que tiene unos 11,3 GW renovables. La filial del grupo semipúblico italiano Enel, antaño socio de Acciona en la antigua eléctrica pública española, ha protagonizado dos grandes operaciones con Masdar. En julio de 2024 Endesa vendió al fondo emiratí el 49,99% de EGPE Solar, que agrupaba sus plantas fotovoltaicas en operación (unos 2 GW), por 817 millones. La transacción incluyó un PPA para vender toda la energía generada por un plazo de 15 años y “una posible hibridación futura” de almacenamiento por hasta 0,5 GW adicionales.

Masdar y Endesa firmaron entonces un acuerdo no vinculante para explorar una potencial alianza dirigida al desarrollo conjunto de proyectos de generación renovable en España. El año pasado el emirato compró a la eléctrica otro 49,99% de cuatro fotovoltaicas con 446 MW por 184 millones.

Por último, Naturgy formalizó en julio de 2025, por un importe que no desveló, la venta de una cartera de nueve proyectos fotovoltaicos y de baterías en Estados Unidos, según recogía el informe anual de 2025 de la energética. El documento advertía de incertidumbres regulatorias tras la llegada de Trump, con “un giro en la política energética nacional orientada a la protección de la generación convencional y la relajación en los compromisos del país en la lucha contra el cambio climático”.

El grupo ha reclasificado como “disponibles para la venta” sus activos renovables en Chile. Allí opera el parque eólico Cabo Leones II (206 MW) y la fotovoltaica San Pedro (106 MW), ambos en el desierto de Atacama. Naturgy anunció en julio de 2021 un ambicioso plan de crecimiento en renovables: pasar de 5 GW operativos en ese momento a “más de 14 GW” en diciembre de 2025. El plan no se ha cumplido: el pasado ejercicio tenía 8,1 GW verdes instalados (de ellos, 5,7 GW en España).

El megaproyecto Catalina, que aspira a producir 84.000 toneladas de hidrógeno verde desde una planta de nueva construcción en Andorra (Teruel), ha recibido un primer visto bueno del Instituto Aragonés de Gestión Ambiental (Inaga), aunque con reparos. La promotora, el fondo danés Copenhaguen Infrastructure Partners (CIP) –en consorcio con Enagás–, urge al Gobierno central a que adapte la normativa europea para poder continuar con la tramitación, para una inversión prevista que supera los 2.100 millones de euros. Más dudas genera la iniciativa a los ecologistas y a Teruel Existe, que alegaron contra el troceamiento del proyecto: se tramitan por canales separados la propia planta, los parques eólicos y solares que surtirán de electricidad al complejo y el ducto de 40 kilómetros para transportar el hidrógeno hasta la red troncal.

La instalación se ubica en el Parque Empresarial de Andorra, el entorno de la antigua central térmica y a unos cuatro kilómetros del núcleo urbano. Abarca una superficie de 77 hectáreas y aspira a crear 400 empleos en la fase de operación, que serían el triple (1.200) durante la construcción.

El punto ambientalmente más espinoso de la Declaración Ambiental Estratégica conjunta –aglutina la evaluación ambiental estratégica ordinaria del Plan de Interés General Autonómico (PIGA) y la del proyecto de urbanización– es el consumo de agua, cuyo elevado volumen protagonizó un informe de la Fundación Renovables, según el cual este llegaría requerir el 10% del abastecimiento total de Aragón. De hecho, la tramitación ha conllevado cambios: la promotora reduce la demanda de agua desde el embalse de Calanda, en el río Guadalope, para la fase 1 desde los casi 5,4 hectómetros cúbicos al año que planteaba en un inicio a 4,2 hm³, un 20% menos.

Aun así, este es uno de los aspectos principales de las alegaciones de la organización ecologista Ansar, Teruel Existe y Amigos de la Tierra. Las tres entidades coincidieron en destacar que, de desplegarse el proyecto completo, este pasaría de los 500 megavatios de la primera fase a un total de 2 gigavatios, y que esto requeriría 17 hm³ anuales. En población equivalente, supondría más que toda la provincia de Teruel junta.

Las tres organizaciones presentaron otra alegación relevante: el supuesto fraccionamiento de los expedientes, en vez de hacerlo de manera integrada, de manera que se diluye el impacto conjunto. Por un lado, la propia planta de hidrógeno, que ahora ha recibido el visto bueno. Por el otro, los siete parques eólicos y seis fotovoltaicos con los que se prevé producir los 500 MW necesarios para el electrolizador –el dispositivo que separa las moléculas de agua para producir el hidrógeno–. Y, en tercer lugar, el hidroducto de 40 kilómetros que deberá transportar todo el material generado hasta la Red Troncal Española de Hidrógeno, en Caspe.

Para el promotor, sin embargo, no hay fraccionamiento de proyectos porque cada uno de los tres activos se tramita ante la administración ambientalmente competente, y el Inaga evita entrar en esta cuestión.

Trasposición de la directiva europea

Consultada por este periódico, fuentes de CIP recuerdan que esta evaluación ambiental estratégica es “el primero de los permisos principales recibidos por el proyecto” y que aún faltan el resto, incluida “la concesión de agua tramitada” por la Confederación Hidrográfica del Ebro. Junto a esto, el fondo de inversión danés recuerda que el Gobierno central aún tiene pendiente adaptar a la normativa española la directiva europea de la RED III. “Sin esta transposición, los proyectos de hidrógeno no podrán avanzar, ya que es la directiva que marca los objetivos de descarbonización de los consumidores” y sin ellos no se podrán cerrar “los contratos de compraventa de hidrógeno”, advierte Copenhaguen Infrastructure Partners.

“CIP y Enagás Renovable siguen plenamente comprometidos con el proyecto Catalina”, aclaran en cualquier caso, y muestran su esperanza con los avances “aparecidos en la prensa” sobre la mencionada trasposición. “Si las últimas noticias se materializan y las administraciones y empresas involucradas cumplen sus compromisos, Catalina seguirá adelante y será una realidad pronto”, añaden las mismas fuentes.

Por su parte, fuentes del Ministerio de Transición Ecológica recuerdan que las directivas se trasponen normalmente en “varias normas”. En este caso, se encuentra ya “muy avanzado” el real decreto de combustibles renovables, que será aprobado en breve plazo de tiempo- De hecho, para ganar tiempo se han tramitado en paralelo dos órdenes ministeriales que emanan de él. Y, por otro lado, se está preparando una reforma de la Ley de Hidrocarburos con otra parte de la directiva europea, pero en este caso aún no hay borrador.

Ya dispone de autorización ambiental definitiva el proyecto para construir la planta de biometano que se ubicará en el término municipal de Gálvez, en la comarca de los Montes de Toledo. La instalación está diseñada para procesar anualmente casi 200.000 toneladas anuales de residuos orgánicos y subproductos animales.

Esta instalación fue declarada como “prioritaria” por el Gobierno de Castilla-La Mancha y obtuvo la declaración de impacto ambiental positiva hace más de un año, pero en los últimos meses se introdujeron una serie de cambios que requieron una autorización ambiental integrada (AAI) definitiva para poder operar. Esta es la luz verde de la que ya dispone.

La empresa promotora de esta planta es Nortiben Green Energy y su objetivo es convertir los residuos agroganaderos en biometano para su inyección en la red gasista, además de la producción de fertilizantes certificados a partir del material digerido, el denominado y polémico digestato. En esta misma comarca de los Montes de Toledo, se encuentra ya operando otra planta similar, en la localidad de Noez, cuya promotora es Biomethane Initiatives.

El 15 de mayo de 2025, hace más de un año, el Gobierno regional solicitó a promotora de la futura planta de Gálvez que subsanara algunos aspectos de informe de impacto ambiental para adaptarlo a los nuevos criterios adoptados en el Plan regional de Biometanización de la comunidad autónoma.

La resolución explica que, con ello, el proyecto requería dos procesos paralelos: la evaluación de impacto ambiental (EIA) y la AAI aprobada hoy. La primera, que es el visto bueno técnico sobre la viabilidad ambiental se publicó el 6 de mayo de 2025. Y una vez obtenido, ahora el Ejecutivo le otorga la autorización definitiva. 

Los condicionantes ambientales

Con ello, en principio culmina todo el proceso administrativo, tras haber adaptado el proyecto a las nuevas normativas regionales y haber “superado las fases de información pública y evaluación de impacto”. Esta nueva resolución es el documento legal que permite finalmente la construcción y explotación de la planta, aunque bajo condiciones ambientales estrictas.

Se da la circunstancia de que la luz verde que la Dirección General de Calidad Ambiental da a esta futura instalación en Gálvez se produce mientras el Gobierno regional prepara un nuevo decreto con restricciones para las nuevas instalaciones de este tipo, tras el fuerte rechazo social y de algunos ayuntamientos. En principio, se trata de una moratoria a la que tendrían que acogerse también los expedientes en curso, pero aún no hay fecha prevista para su aprobación.

Por el momento, en el caso de esta futura planta, la autorización ambiental, publicada en el Diario Oficial de Castilla-La Mancha (DOCM), establece protocolos de vigilancia ambiental, límites estrictos de emisiones a la atmósfera y medidas para la protección del suelo.

Entre ellos se encuentra el control de la contaminación atmosférica y de los olores, con límites de emisión para las calderas y para el proceso de proceso de upgrading (amoniaco y metano).

Asimismo, para evitar olores, una de las mayores críticas que reciben este tipo de instalaciones y que más rechazo social ha causado, la planta debe funcionar bajo un modelo de “instalación cerrada”. Esto incluye naves en depresión mecánica, filtros de carbón activo y el transporte de residuos en vehículos cerrados. También se deben realizar inspecciones periódicas por organismos de control acreditados

Para la protección del suelo y del agua, la planta no podrá realizar vertidos de aguas industriales o lixiviados al cauce público; y estas aguas deben ser recirculadas al proceso de digestión. Debe mantener igualmente redes independientes para aguas de proceso, pluviales limpias (tejados), pluviales de contacto (viales) y aguas sanitarias.

A este respecto, todas las superficies de almacenamiento y proceso deben estar hormigonadas o asfaltadas y contar con sistemas de recogida de lixiviados. A ello se suma la obligación de mantener una red de seis piezómetros para monitorizar constantemente la calidad de las aguas subterráneas y detectar posibles fugas.

En cuanto la gestión del digestato (el principal residuo saliente de estas plantas), la autorización publicada hoy obliga a registrarlo como producto fertilizante con certificado de la Unión Europea o estatal para dejar de ser considerado residuo.

Ruidos y protección de fauna

En lo referido a los ruidos y el mantenimiento, establece que no se pueden superar los 70 deciblios (dB) durante el día y la tarde, y los 60 dB durante la noche en los límites de la parcela. Obliga a la promotora a instalar una “pantalla vegetal”, una barrera de plantas autóctonas de al menos cinco metros de ancho alrededor del perímetro, para insonorización.

Finalmente, la resolución para la planta de biometano de Nortiben en Gálvez contempla diversas medidas de protección de la fauna. Menciona así el caso del águila imperial, presente en la zona y en peligro de extinción: se contempla la cancelación de los trabajos de obra civil durante su periodo de nidificación del águila imperial, que abarca los meses de febrero a mayo. También se soterrará la línea de alta tensión (de 20 kV) que contempla en su estudio, para evitar colisiones o electrocuciones de la avifauna del entorno.

Y en general, para evitar accidentes con la fauna silvestre o doméstica, la planta debe contar con vallado perimetral en sus balsas de digerido líquido, con sistemas de rescate en caso de caídas accidentales, y también la mencionada “pantalla vegetal” para favorecer la integración y reducir el impacto visual y acústico sobre el hábitat circundante.

La explosión de la Inteligencia Artificial (IA) está multiplicando la necesidad de procesamiento y almacenamiento de información, lo que acarrea un crecimiento exponencial de centros de procesos de datos (CPD). Estos centros consumen enormes cantidades de electricidad, tanto que el tamaño de los CPD se mide por los megavatios (MW) que necesita para operar y refrigerar los equipos, que operan 24/7 todos los días del año.

La Agencia Internacional de la Energía prevé que la IA generativa hará que los CPD dupliquen el gasto de energía entre 2024 y 2030, pasando de un consumo eléctrico mundial de 415 a 945 teravatios-hora (1 TWh equivale a 1 millón de MW/h), o del 1,5% al 3% del gasto global de luz. Cuando se expresa en porcentajes, no parece un problema, pero la cuestión es que ese consumo está concentrado en los países más avanzados tecnológicamente (Estados Unidos, China y Europa) y, dentro de estos, en algunas regiones; como Aragón, en el caso de España.

Irlanda es el país europeo paradigmático para analizar el crecimiento de los CPD y su impacto en el consumo de electricidad. Ya acaparan el 21% de la luz consumida en el país y se espera que en 2030 sumen un tercio de la electricidad. Por tanto, es un caso del que España puede extraer muchas lecciones, ya que aquí estamos ante un crecimiento exponencial de estas infraestructuras. No hay ningún sector que pueda presentar semejantes expectativas de crecimiento y cómo se gestione será vital para muchos otros sectores.

Según datos de Spain DC, el lobby español de las empresas de CPD, la potencia instalada de estas infraestructuras sumaba 439 MW a finales del año pasado en España, con un crecimiento del 24%. Parece escaso si se tiene en cuenta que los diferentes planes de inversión van a multiplicar esta red por seis en cinco años, hasta alcanzar 2.537 MW, según los datos elaborados por la consultora Pb7 Research, especializada en este sector. Este crecimiento implicará una inversión total de 66.900 millones de euros, de los que 25.000 millones es construcción y el resto es el equipamiento tecnológico y otros servicios que van asociados a dicho despliegue.

Esta inversión y la creación de empleo es la parte positiva de la expansión de los CPD, pero hay que gestionar su voracidad eléctrica para que no se produzcan problemas en un país que sabe qué es un apagón en el siglo XXI. Las estimaciones son que un CPD de 100 MW consume entre 880 y 1.050 GWh al año, de manera que una red de 2.537 MW en 2030 consumiría entre 22.200 y 26.600 GWh, que es alrededor del 10% del consumo anual de electricidad en España. Por tanto, está claro que es necesario invertir en materia de generación y, sobre todo, de transporte y distribución de esa electricidad.

España no tiene hoy un problema de producción de electricidad, en gran medida gracias a la renovable fotovoltaica y eólica, pero sí tiene deficiencias claras en los nudos de conexión y en el transporte, que es trascendente, dado que no hay correlación entre los lugares de producción y consumo. La Comunidad de Madrid es paradigmática: sólo produce el 3% de la energía que consume. De hecho, Red Eléctrica Española (REE) acaba de plantear al Gobierno la necesidad de revisar su plan de inversiones, con una inyección adicional de más de seiscientos millones, ante los problemas que está detectando en el sistema y que se hicieron presentes en el apagón del 28 de abril de 2025.

Un estudio de la Asociación Española de Empresas Eléctricas (AELEC), asegura que la red eléctrica española tenía un nivel de saturación del 83,4%, en septiembre del año pasado, lo que implica que casi nueve de cada diez subestaciones ya no pueden admitir más conexiones. Endesa, la mayor distribuidora de España junto con Iberdrola, asegura que el 96% de sus 1.840 nudos de red no pueden aceptar nuevas conexiones. Por tanto, el reto de enganchar a la red los nuevos CPD es enorme. Solamente en Aragón se ha planteado la construcción de 31 nuevos CPD, que han solicitado acceso a la red para 6GW, que es el equivalente a casi la mitad de la potencia eléctrica instalada en dicha región.

Irlanda lleva más de una década conviviendo con este problema, hasta el punto de que el operador de la red eléctrica irlandesa, EirGrid, no admitió nuevas conexiones de CPD en el área de Dublín entre 2021 y 2025 por falta de capacidad. El levantamiento de la prohibición lleva condiciones estrictas. Así, los promotores de CPD tienen que aportar generación eléctrica propia o capacidad de almacenamiento equivalente a su demanda, que al menos el 80% de su consumo anual proceda de nueva generación renovable que se haya desarrollado en Irlanda y, dependiendo de los casos, incluso devolver electricidad a la red general cuando haya momentos de máxima demanda.

Irlanda ha transitado un camino que implica pasar de la libertad total a la prohibición en determinadas zonas, para finalmente aportar un modelo que llaman “Bring you own power”, que supone que cada CPD debe casi autoabastecerse. Este cambio se ha producido en gran medida por la presión del mundo rural irlandés, que se vio amenazado y fue capaz de trasladar a los políticos su preocupación de que la demanda de recursos de esta industria restara atención al campo. Los CPD instalados en la región de Dublín por las grandes tecnológicas americanas (Google, Microsoft, Amazon Web Services y Meta Platforms) consumen más electricidad que todos los pueblos irlandeses. No es extraño que temieran que, en caso de problemas, les cortaran a ellos la luz para que el universo urbano siga viendo Netflix.

El Grupo Ingka, retailer de Ikea, ha adquirido sus dos primeros parques solares en España, lo que ha supuesto un “paso importante” en el refuerzo de su presencia en el sector de la energía renovable en la península ibérica. Uno de ellos está en Villasequilla, en la provincia de Toledo.

Así, el Grupo ha consolidado estos proyectos ibéricos como parte de la amplia cartera global de energía renovable, con 4.300 millones de euros ya invertidos.

“La península ibérica es un mercado prioritario para nosotros y estas inversiones están diseñadas para apoyar un sistema energético más fiable, asequible y sostenible a largo plazo”, ha afirmado el responsable de Energías Renovables de Ingka, Frederik de Jong.

En este contexto, el brazo inversor de Ikea ha adquirido un primer parque solar en Villasequilla (Toledo), el cual ya está operativo y genera unos 51 gigavatios/hora (GWh) anuales y, el segundo, ubicado en Los Alcázares (Murcia), que sumará otros 55 GWh al año.

La producción local es cada vez “más importante”

De esta forma, los dos parques juntos producirán 106 GWh de energía renovable al año, lo que respaldará la creciente capacidad de esta energía en España en un momento en el que la producción local es cada vez “más importante”.

Además de los nuevos parques solares en España, Ingka ha instalado también paneles solares en su parque eólico en Portugal, lo que ha aumentado la producción, mejora la estabilidad de la red y maximiza la infraestructura existente.

Por su parte, el director de Sostenibilidad de la compañía, Karen Pflug, ha considerado que, como comercio minorista global, es importante ayudar a desarrollar la “resiliencia energética y la seguridad” en las regiones donde operan.

En conjunto, la expansión del Grupo Ingka en España y Portugal ha puesto de manifiesto un “cambio práctico” en la forma en la que las compañías han ayudado a asegurar y diversificar las fuentes de energía renovable.

Ha sido un proceso “duro y largo”. Pero lo han conseguido. Más de la mitad de las personas particulares, empresas y otros espacios que integran la Comunidad Energética del Casco Histórico de Toledo ya dispone de energía fotovoltaica. En total, más de una treintena de socios y socias.

Se ha convertido, de esta forma, en la primera Ciudad Patrimonio de la Humanidad en conseguir que placas solares instaladas en espacios municipales “extramuros” viertan energía eléctrica dentro del conjunto monumental.

La cuestión es muy relevante. Toledo no solo es una las ciudades más calurosas y con más días de sol en el país, sino que también alberga uno de los conjuntos monumentales más grandes de Europa. Fusionar la protección de ese patrimonio con la energía fotovoltaica y sus vistosas placas solares ha sido muy complejo.

No es de extrañar que la Comunidad Energética del Casco Histórico haya tardado casi dos años y medio en conseguir que este proyecto sea una realidad. Porque fue en 2023 cuando todo comenzó: el Ayuntamiento de Toledo solicitó una ayuda pública para la apertura de una Oficina de Transformación Comunitaria (OTC), a través de fondos europeos destinados al asesoramiento para el uso de energías limpias.

La solicitud de la subvención se hizo en enero de 2023, es decir, fue una iniciativa del anterior equipo de Gobierno a través del Instituto para la Diversificación y el Ahorro Energético (IDAE) dependiente del Ministerio para la Transición Ecológica (MITECO).

Esa solicitud salió adelante y fue la Empresa Municipal de Suelo y Vivienda (EMSV) la encargada de gestionar la OTC. Desde allí se impulsó la creación de la actual Comunidad Energética del Casco Histórico. El reto, desde el primer momento, “parecía imposible”, cuenta a este periódico el presidente de este colectivo, Enrique García.

La prohibición de placas solares “intramuros”

Porque el primer obstáculo a sortear era la prohibición de instalar placas solares en las cubiertas del Casco Histórico, que recoge el Plan Especial de este distrito (PECHT) por motivos de estética y por el “resplandor” que podría generarse en las vistas panorámicas de la ciudad.

Por eso el proyecto solo tenía una salida: buscar cubiertas de edificios con titularidad municipal ubicados “extramuros” y donde pudieran instalarse paneles fotovoltaicos. Pero, al mismo tiempo, no podían estar a más de dos kilómetros de los futuros receptores de la energía generada, según la normativa española para compartir esta renovable en comunidades energéticas.

Ahora, la normativa de autoconsumo ha ampliado ese radio a cinco kilómetros, pero cuando arrancó la iniciativa, el “perímetro inicial” se realizó bajo el parámetro de esa primera distancia.

Así arrancó hace unas semanas la primera conexión de energía solar en el Casco Histórico de Toledo. La instalación: la cubierta de la pista de patinaje de la Escuela Municipal de Gimnasia de la ciudad. Placas solares, instaladas por la empresa Kaylo, con capacidad para generar un total de 100 kilovatios (el máximo permitido) que ahora suministran energía a una treintena de los integrantes de la Comunidad Energética.

Entre los beneficiarios, los conventos que elaboran repostería

Un dato curioso: entre estos primeros beneficiarios se encuentran todos los conventos de Toledo, con facturas altísimas de luz debido a elaboración artesanal de repostería. Ahora, algunos de ellos ya están ahorrando hasta 200 euros mensuales en la factura eléctrica.

Enrique García precisa que cuando el proyecto se impulsó a través de la OTC de Toledo, lo hicieron al mismo tiempo otros similares en Castilla-La Mancha. “Pero somos los únicos que hemos salido adelante. Hemos tenido la suerte de encontrarnos con muchas facilidades para el asesoramiento, pese a las horas y horas de dedicación. Sin la colaboración del Ayuntamiento, el apoyo y las ganas de todos, con la cantidad de trámites burocráticos que esto supone, cualquiera se hubiera echado atrás”, destaca.

En la Comunidad Energética del Casco Histórico actualmente hay 71 integrantes. Desde su origen, se concibió, no solo para los vecinos y vecinas, sino para que también participaran empresas, comercios, empresas de restauración y cualquier interesado. “Aquí no solo estamos los que vivimos, sino también los que trabajan y hacen posible la vida social”.   

Aunque ahora son 34 los socios y socias que ya disponen de energía solar desde la mencionada instalación, la previsión es que próximamente haya una segunda conexión que permita “conectar” al resto de los integrantes de la Comunidad. El espacio será la cubierta de la piscina del Salto del Caballo. “Ya está realizado todo el montaje de placas y la conexión a la red, pero quedan las autorizaciones del Ministerio de Industria y de la empresa, en este caso, Iberdrola”, avanza. También en este caso es de 100 kilovatios.

Lista de espera y “democratización” del proyecto

Y ahí no terminará el proyecto. La Comunidad Energética tiene “lista de espera” y a lo largo de este verano iniciará los trámites para una tercera instalación, en la cubierta de la tribuna del campo de fútbol, también en el Salto del Caballo.

Este miércoles, día 17 de junio, el colectivo celebra una asamblea general a la que están invitadas todas las personas y empresas interesadas, sobre todo las de esa “lista de espera”. Allí se les informará de la primera conexión a la red y de las previsiones y cuentas. “Ante todo, queremos transparencia y claridad y que, desde luego, nunca nadie se quede con ganas de conocer cualquier mínimo aspecto de lo que estamos haciendo”.

Para “democratizar” el proyecto y dar cobertura al mayor número posible de personas, Enrique García precisa que han establecido que los particulares puedan pedir un máximo de 5 kilovatios y las empresas o comercios hasta 7,5 kilovatios. “Lo que no vamos a hacer es estar todos dedicando tanto tiempo a esta iniciativa para que luego algún hotel o cualquier empresa privada absorba toda la energía de la instalación. No tendría ningún sentido”, avisa.

Y tras varias semanas en marcha, en la factura eléctrica de los primeros “enganchados” a la red ya hay cambios notables. Cuenta el presidente de la Comunidad Energética que él mismo, en el mes de mayo, se ha ahorrado 45 euros, y que uno de los restaurantes socios ha tenido un ahorro de más de 200 euros.

Teniendo en cuenta que el proyecto se ha llevado a cabo sin ningún tipo de subvenciones públicas, y que los integrantes han pagado “a escote” las instalaciones en función de la energía demandada, comenzar a notar cómo la factura se reduce es “todo un alivio”. Destaca su presidente que en cinco o seis años estará amortizada la inversión en esa primera instalación, cuyo plazo de vida útil es de 30 años.

Pero ante todo, más allá del ahorro, destaca que el objetivo inicial es aportar su “grano de arena” a minimizar los efectos del cambio climático reduciendo las emisiones de CO2. “Es un objetivo múltiple y posible, y lo estamos consiguiendo”, celebra. El cálculo es que con las previsiones de las instalaciones actuales, se dejen de emitir unas 170 toneladas de CO2 anuales.

Por eso ahora son “muy optimistas”. El boca a boca está funcionando entre los habitantes, empresas y comercios del Casco Histórico y ya hay grandes empresas de hostelería y restauración interesados en cambiarse a las energías limpias.

“Vamos a seguir instalando siempre que tengamos autorización y cesión de cubiertas de propiedad municipal. Según vayamos teniendo inscripciones, iremos montando instalaciones. Y que nadie que viva en el Casco Histórico y que tenga interés en acceder a la energía solar se quede sin ella”.

Sin el futuro tenemos subvenciones, las utilizaremos para obras o actividades de ámbito social

La Comunidad Energética cuenta con la posibilidad de que en el futuro sí puedan acceder a subvenciones. Pero incluso en ese caso “no se van a repartir entre los socios”, sino que “las utilizaremos para obras o actividades de ámbito social” como plantaciones de árboles o puntos de recarga de coches eléctricos para los socios.

El alcalde de la ciudad, Carlos Velázquez, ha celebrado el arranque de esta conexión. “Esto sí que es un salto cualitativo, un elemento diferenciador tremendo el que tiene ahora mismo el Casco Histórico ”, manifestó. De hecho, avanzó la intención de impulsar esta iniciativa en el Polígono industrial, aunque hasta el momento no se han ofrecido más detalles sobre la misma.

Tras agotar la subvención recibida para la creación de la OTC -136.000 de los 180.000 euros que se invirtieron-, el Ayuntamiento ha asumido la gestión renombrándola como Oficina Municipal de la Energía de Toledo (OMET), aunque por el momento no dispone de una página web actualizada. Sí sigue habilitada la de la OTC, con contactos e información sobre su actividad.

Según la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) el autoconsumo fotovoltaico en España continúa avanzando y alcanza ya los 9,3 gigavatios de potencia instalada, consolidándose como “una de las principales palancas de la transición energética, la competitividad empresarial y el ahorro energético de los consumidores”.

El despliegue de las energías renovables realizado en España desde 2021 ha permitido a los hogares españoles ahorrarse una media de 10 euros al mes en su factura de la electricidad durante la crisis energética propiciada por la guerra en Irán y el cierre del estrecho de Ormuz, según un estudio del ‘think tank’ británico Ember publicado este martes.

Este ahorro, equivalente a un recorte del 19% en la factura mensual, según el informe, ha sido posible porque el crecimiento de las renovables ha reducido de forma significativa la influencia del gas en la formación de los precios en el mercado mayorista de electricidad.

La cotización del gas se disparó cerca de un 75% tras el inicio de los ataques de Estados Unidos e Israel contra Irán, pero, como constata el informe, su contagio a las facturas de los hogares españoles ha sido muy inferior al que tuvo entre 2021 y 2022, en la anterior crisis energética por la invasión de Ucrania. Este lunes el gas llegó a desplomarse cerca de un 10% en el mercado holandés, la referencia más utilizada en Europa, tras anunciarse el acuerdo de paz entre Washington y Teherán. Pero sigue un 46% más caro que antes de estallar el conflicto que ha provocado el cierre de Ormuz, el enclave por el que transitaba 20% del petróleo y el gas natural licuado (GNL) que consume el planeta.

El gas suele ser la fuente de generación más cara y, cuando entra en el mercado para producir electricidad, contribuye a elevar los precios para todos los consumidores. Como señala el informe de Ember, “los precios de la electricidad en España están mucho menos influenciados por el gas que en la anterior crisis” de 2021.

Entonces, en vísperas de la invasión rusa de Ucrania, el encarecimiento de esta materia prima golpeó especialmente a Europa, en una espiral que llevó a precios disparatados en 2022 y a la intervención del mercado mediante la denominada solución ibérica, el mecanismo (calificado de “timo” por el PP) que puso un tope temporal a los precios del gas para generación de electricidad en España y Portugal, con un ahorro estimado en unos 5.000 millones de euros para los consumidores. 

Ahora, “este desacoplamiento, gracias a la expansión de la energía renovable, está protegiendo a los consumidores españoles del actual shock energético”, dice el informe de Ember, de forma que la influencia del gas en la fijación de precios de la electricidad en España ha caído hasta representar solo el 9% de las horas desde el comienzo de 2026 (entre enero y mayo), gracias al crecimiento de la generación eólica y solar desde 2021. Cabe recordar que en la primera mitad de ese año los precios del denominado pool eléctrico en el mercado ibérico se dispararon un 50% y el gas fue la tecnología que marcó el precio (al ser la última en casar oferta y demanda) el 52% de las horas.

Entre julio de 2021 y enero de 2022, a medida que el gas seguía disparándose y a pesar de las medidas que entonces empezó a adoptar el Gobierno (la solución ibérica llegaría ya después de la invasión de Ucrania), la factura de un hogar tipo en España pasó de 57 a 80 euros. “A través de una combinación de legislación que comenzó en 2018, y de sus planes nacionales de energía y clima de 2019 y 2024, España fijó una clara hoja de ruta hacia la energía renovable, que ahora está proporcionando dividendos”, dice el informe de Ember, y ahora “el crecimiento de las energías eólica y solar está actuando como un escudo frente al impacto de la inestabilidad global sobre los precios”, afirma Chris Rosslowe, autor del estudio.

La situación es diferente en aquellos países que siguen dependiendo en gran medida del gas para generar electricidad, con los precios mayoristas del gas en la UE un 60% por encima de los niveles previos al inicio de la guerra entre Estados Unidos, Israel e Irán.

Italia es un ejemplo claro. Su mayor dependencia del gas se tradujo en un precio medio de la electricidad de 143 euros por megavatio hora (€/MWh) en marzo, más del triple que en España (42 €/MWh), que desde marzo se ha mantenido de forma constante entre los países con los precios mayoristas de la electricidad más bajos de Europa.

Coste del refuerzo antiapagón

El informe recoge que en marzo de este año el componente de la tarifa regulada vinculado a los mercados diarios de electricidad en España se situó en una media de 50 €/MWh cuando “en un escenario similar al de 2021, con una mayor influencia del gas, habría alcanzado una media estimada de 122 €/MWh”. También recuerda que los precios en los mercados a más largo plazo también afectan a las facturas de electricidad españolas, “y los costes también habrían sido más elevados en unas condiciones de mercado más parecidas a las de 2021”.

Así, “entre marzo y abril, estimamos que el coste mayorista evitado en la factura típica ascendió a una media de 15 €”. Sin embargo, parte de ese ahorro se lo ha comido el aumento (estimado en unos 6 euros mensuales) de los denominados servicios auxiliares, que incluyen el sobrecoste de la operación reforzada (con más uso del gas) que aplica Red Eléctrica de España REE) desde el histórico apagón del 28 de abril de 2025 para evitar problemas de sobretensión, y que ha añadido 3 euros mensuales a la factura típica, recoge Ember.

La firma destaca que tras el cero peninsular “España mantuvo el ritmo del despliegue de las energías renovables”, al incorporar entre mayo de 2025 y febrero de 2026 una media de 1,3 gigavatios (GW) mensuales de nueva capacidad eólica y solar, por encima de los 1,2 GW de media registrados en los doce meses anteriores. Un despliegue que está por ver si se mantiene en los próximos años: las caídas de precios en el mercado mayorista (con cada vez más horas a precios cero e incluso negativos, en momentos de baja demanda y alta radiación solar) ponen en riesgo la rentabilidad de los proyectos renovables y están propiciando que las grandes eléctricas españolas estén recortando inversiones millonarias en energías limpias.

El ‘think tank’ destaca el impulso a normativas en España para permitir que las plantas de renovables aporten servicios de control de tensión que en el momento del apagón tenían vetados, y un marco más favorable para la incorporación de sistemas de almacenamiento con baterías, cuya capacidad está previsto que se cuadruplique en 2026. En mayo, había ya 6 GW de renovables proporcionando servicios de control de tensión, destaca Ember.

El estudio señala que las rebajas fiscales temporales aplicadas por el Gobierno entre marzo y mayo, que recortaron en 8 euros la factura eléctrica mensual de un hogar medio, han actuado “como un incentivo para impulsar la electrificación, clave para reducir la dependencia de España respecto de los combustibles fósiles importados”.

Para Ismael Morales, responsable de Políticas Climáticas de Fundación Renovables, el estudio “revela que el escudo de energías renovables es realmente eficaz para los pequeños consumidores domésticos” y que si no hubiéramos tenido el 'modo reforzado' que aplica REE esos ahorros mensuales de 10 euros “serían aún mayores, por lo que es necesario eliminarlo cuanto antes”. “Esto es solo el comienzo y, como estamos viendo, debemos seguir mejorando la gestión y flexibilidad del sistema eléctrico para aprovechar al máximo los beneficios de las renovables. Solo entonces el escudo se convertirá en una coraza fuerte”.

Las tres grandes eléctricas españolas están frenando inversiones millonarias en renovables ante la drástica caída de precios mayoristas de la luz y la incierta rentabilidad de los nuevos proyectos, sobre todo solares. Iberdrola, Endesa y Naturgy están poniendo el foco en las redes, con retornos más previsibles y convertidas en un cuello de botella para impulsar la electrificación y atender nuevas demandas, como los centros de datos.

La mayor prudencia con las renovables es una tendencia en un sector que en los últimos años ha atraído a numerosos fondos de inversión. En las grandes utilities españolas está plasmada en sus últimos planes estratégicos y ya cala en sus cifras de inversión. 

Iberdrola, la mayor eléctrica europea, planteó en la última actualización de su plan estratégico (en septiembre pasado) que las redes de transporte y distribución concentren el 65% de los 58.000 millones de euros que prevé invertir en el periodo 2026-28, frente al 60% del plan presentado en noviembre de 2023, que cubría el periodo 2024-2026. Las redes, actividad regulada con rentabilidades garantizadas por los gobiernos, deben aportar el 55% del beneficio bruto operativo (Ebitda) de Iberdrola en 2028, frente al 42% de 2024. El año pasado, su Ebitda ajustado del negocio de Redes se disparó un 20,5%, hasta casi 7.800 millones. El de Generación Renovable y Clientes bajó un 10,3%, hasta 7.872 millones.

La inversión de la eléctrica vasca en redes ya superó en 2024 a las renovables, hasta entonces protagonistas. El grupo, pionero en la apuesta por las energías limpias hace más de 20 años, acaba de anunciar casi 4.500 millones en inversiones hasta 2030 para reforzar las redes del estado de Bahía (Brasil). Su pico de inversión bruta orgánica en renovables fue en 2023, con más de 5.400 millones. De ahí pasó a 4.701 millones en 2024 y 4.616 millones en 2025. Hasta marzo, se mantuvo estable en 1.070 millones y 1.460 millones fueron a redes.

El vigente plan de Iberdrola prevé que Reino Unido y Estados Unidos reciban dos tercios de esa inversión total de 58.000 millones para el periodo 2024-2028. Pese a la mayor prudencia, la inversión en renovables del grupo que pilota Ignacio Sánchez Galán no va a ser testimonial. El 35% de lo previsto hasta 2028, un total de 21.000 millones, irá a proyectos de energía limpia. Pero se centrará en finalizar proyectos en construcción (75% del total) con un “enfoque selectivo en nuevas inversiones” o “conservador”, como lo definió en septiembre su consejero delegado, Pedro Azagra. 

El foco está en proyectos de eólica marina (apenas desarrollada en España) en tres mercados: EEUU (pese a las muchas trabas del Gobierno de Donald Trump a esta tecnología), Alemania y Reino Unido (8.000 millones); y, en menor medida, eólica terrestre (5.000 millones) y almacenamiento y solar (2.000 millones en ambos casos). Se trata, subrayan fuentes del grupo, de inversiones “con un alto grado de visibilidad, ya que el 75% de los proyectos están ya en construcción”.

Esta apuesta, subrayan desde el grupo vasco, “no es un cambio de rumbo, sino la ejecución de una estrategia ya anunciada: mayor peso de las redes como motor de valor y crecimiento, combinado con un desarrollo disciplinado y selectivo en renovables”.

En España, prevé unos 3.000 millones en generación renovable en el periodo 2025-2028, e instalar unos 500 megavatios (MW), hasta 32.300 MW.

En el caso de Endesa, la actualización de su plan estratégico 2026-2028 presentada en febrero también prevé disparar la inversión en redes (un 40%, hasta 5.500 millones), que concentrarán el 52% del total (10.600 millones, un 10% más). La filial de la italiana Enel, centrada en España y Portugal, contempla “inversiones selectivas en proyectos renovables y almacenamiento que aporten valor añadido”, con la incorporación de 1.900 MW de nueva capacidad renovable, el 80% en eólica y almacenamiento. Esta última pata y la repotenciación hidroeléctrica concentrarán en buena medida sus esfuerzos.

El nuevo plan prevé invertir 3.000 millones en renovables, un 20% por debajo de los 3.700 millones del anterior (2025-2027), presentado en noviembre de 2024. En él las renovables suponían el 39% del total. Ahora son el 28%. Endesa atribuye el descenso “fundamentalmente” a la compra, el año pasado, de 34 centrales hidroeléctricas a Acciona (626 MW) por unos 1.000 millones. 

Según fuentes del grupo, con el nuevo plan “la previsión es ir aumentando la cifra de inversión entre 2026 y 2028 para que se concentre de manera relevante en los dos últimos años”. La prioridad es invertir “para permitir el crecimiento de demanda, sobre todo mediante el fortalecimiento de la red, tras muchos años de fuerte apuesta por la inversión en renovables”, especialmente tras el cierre de sus centrales de carbón en la Península.

“En una futura coyuntura en la que la generación y la demanda estén más equilibradas, tendrá sentido volver a apostar aún más fuerte por la generación renovable”, añaden esas fuentes. La receta ahora es aplicar “un criterio más selectivo de inversión hasta que la nueva demanda sea una realidad, lo que previsiblemente provocará mayor estabilidad de precios en el sistema y, por tanto, mejoras de la rentabilidad de esta tecnología”, indican desde el grupo que desde abril pilota el italiano Gianni Armani.

El anterior plan de Endesa contemplaba alcanzar 13.100 MW de generación renovable en 2027. En el actual se alcanzarían 13.200 MW ya en 2028, frente a los 11.309 MW que tenía en marzo de este año. La visión 2021-2030 de Endesa contemplaba destinar más de 12.000 millones a nueva potencia solar y eólica para alcanzar 24 gigavatios (GW) renovables en 2030, lo que supondría sumar 16 GW respecto a 2020.

En el primer trimestre de 2026 la inversión del grupo en generación renovable se desplomó un 52,7%, hasta 44 millones, prácticamente un tercio respecto a los 110 millones de los primeros tres meses de 2024. Su potencia renovable se mantuvo estable tras la operación de Acciona.

En el caso de Naturgy, tercera eléctrica y primera gasista española, entre enero y marzo sus “inversiones de crecimiento” en energías limpias fueron de 72 millones, un 28,8% menos que un año antes. En 2025, las redes recibieron por primera vez en varios ejercicios más inversión (998 millones) que las renovables (771 millones), que alcanzaron su pico en 2023, con 1.730 millones, tras comprar al fondo de infraestructuras Ardian una cartera de 12 proyectos en España con 857 MW por 536 millones. 

El último plan estratégico de Naturgy, presentado en febrero de 2025, prevé invertir 6.400 millones hasta 2027 “sin incluir potenciales oportunidades de crecimiento inorgánico”. El 30% (1.920 millones) irá a renovables (a unos 640 millones anuales), con el foco puesto en España, que recibirá el 75% de la inversión, frente al 55% del plan anterior (2021-2025).

Dicho plan preveía 14.000 millones de inversión hasta 2025, de los que “aproximadamente dos tercios [unos 9.300 millones: a unos 1860 millones anuales repartidos en cinco ejercicios] se dedicarán al impulso de la generación renovable”, según anunció en julio de 2021. Suponía pasar de 5 GW renovables operativos en ese momento a “más de 14 GW” en diciembre de 2025. El grupo cerró 2025 con 8,1 GW renovables instalados (de ellos, 5,7 GW en España).

Estas cifras, subrayan fuentes cercanas al grupo que pilota Francisco Reynés, se enmarcan en un contexto energético mundial y europeo que está virando de la transición energética como objetivo primordial a otro en el que la seguridad de suministro cobra mucha importancia.

Hundimiento

En España, con las eléctricas reclamando incumplir el calendario de cierre nuclear progresivo (a partir de 2027) que pactaron con el Gobierno en 2019, la solar ha dejado de ser atractiva por el hundimiento de precios y el encarecimiento de la financiación de los proyectos. Y los ambiciosos objetivos de instalación de renovables que contempla el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) para 2030 se antojan así prácticamente inviables.

Las renovables se han convertido en un factor de competitividad para la economía española y un escudo frente a la sacudida energética de la guerra en Irán. Entre enero y mayo, pese la crisis por el cierre del estrecho de Ormuz, el precio mayorista de la electricidad en España fue de unos 45 euros/MW hora, con un descenso del 23% respecto a 2025 y a años luz de los 87 euros de 2023 y los disparatados 213 euros/MWh de 2022, tras la invasión rusa de Ucrania. 

A la espera de que el Ministerio para la Transición Ecológica apruebe un real decreto para elevar los topes de inversión en las redes que podría agilizar la conexión de nueva demanda, uno de los grandes desafíos está en las numerosas horas a precios cero, o negativos, concentradas en las horas de más sol, especialmente en festivos o fines de semana, cuando hay menos consumo, que comprometen la rentabilidad de los proyectos, sobre todo solares.

En lo que va de 2026 se ha superado ya holgadamente el medio millar de horas negativas en el mercado español, fenómeno que empezó a aflorar en España en 2024. Hasta marzo fueron 397 horas en negativo, según datos de la consultora Montel. Desde abril se acumulan otras 170, según información disponible en el Operador del Mercado Ibérico de Electricidad. 

Otro reto son los denominados vertidos, renovable que se desperdicia porque no hay suficiente demanda ni capacidad para almacenarla, y en los que también influye la denominada operación reforzada (con más uso del gas), que Red Eléctrica aplica desde el histórico apagón peninsular del 28 de abril de 2025 para tener un colchón extra de seguridad, y que las eléctricas cobran aparte del denominado pool mediante el mercado conocido como de restricciones técnicas.

En 2025, según cálculos de la Fundación Renovables, el 3,11% de la electricidad de origen limpio tuvo que ser vertida al no poder integrarse en la red. En julio el porcentaje de los denominados curtailments se elevó por encima del 10%. El año pasado se desperdiciaron 5.414 GWh de electricidad generada con renovables, una cantidad de electricidad superior a la demanda anual de comunidades autónomas como Extremadura (4.982 GWh), Navarra (4.873 GWh), Cantabria (3.896 GWh) o La Rioja (1.571 GWh). 

Mientras el sector solar ve con preocupación cómo el gurú económico del PP, Alberto Nadal, amenaza con reimplantar el denominado ‘impuesto al sol’ al autoconsumo fotovoltaico, esta incierta coyuntura ha llevado a muchos grupos españoles a vender activos o carteras de renovables o sellar alianzas para compartir el riesgo. La última la anunció el jueves Repsol. Ha vendido al fondo soberano de Abu Dabi (Masdar), que también ha cerrado operaciones similares con Iberdrola y Endesa, el 49,99% de una cartera operativa de 705 MW valorada en 849 millones.

El despliegue del autoconsumo fotovoltaico no termina de remontar tras el boom de instalaciones de 2022; los últimos datos de Red Eléctrica de España (REE) no invitan al optimismo y el sector está en alerta tras amenazar el gurú económico del PP, Alberto Nadal, con recuperar su impuesto al sol.

La amenaza la planteó hace unos días el vicesecretario de Economía y Desarrollo Sostenible del PP en una charla sobre su “visión alternativa” de la energía en la Universidad Rey Juan Carlos en Móstoles (Madrid).

“¿Qué es el impuesto al sol?”, se preguntó Nadal cuando le plantearon si pensaba recuperarlo. “Exactamente lo que acabo de describir: era que la instalación fotovoltaica de autoconsumo pagara también los costes de red”. “Lo que habría que hacer es reajustar el peaje”: “Reconstruir el peaje entero para que sea el consumo de red lo que determine el pago de los costes de red, y no el consumo de energía”, para que “los que fuerzan sobreinversión en la red porque tienen fluctuaciones de demanda paguen la diferencia”.

Su tesis es que “la mayor parte” de los peajes, “el 90%” de estos costes regulados del recibo que sufragan las redes (transporte y distribución) y fija la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), se pagan “en función de la energía consumida”, lo que “beneficia” a las segundas residencias, muy especialmente a las que tienen autoconsumo, en lo que calificó de “subvención”.

Según expuso, para ser rentable al autoconsumo se le tiene que “subvencionar” con la “variabilidad del peaje” porque los costes fijos del sistema los paga “fundamentalmente el consumo” y “el señor que pone unas placas paga menos por la red de lo que le corresponde, porque retira energía del sistema”. El que no autoconsume “le está regalando el coste de la red”. “Esa es la subvención”.

“Lo único que deberíamos cambiar es el peaje. Porque lo que no puede seguir ocurriendo es que el peaje se fije en función del consumo de energía y no en función del consumo de red”. Eso sí, “el que ha recibido las subvenciones se queda con sus subvenciones”.

Según Nadal, los bloques de apartamentos “no pueden hacer autoconsumo” en sus azoteas y solo pueden hacerlo “viviendas unifamiliares en las zonas ricas de las ciudades”, “drenando subvenciones” en “la política más regresiva que se ha inventado”.

El responsable de Economía del PP dijo en varias ocasiones no tener nada contra el autoconsumo, que “ni muchísimo menos” es “el problema más grave” de la política energética española. “Lo que me parece mal es subvencionarlo a costa del que no tiene capacidad de poner autoconsumo”. Con el sistema actual, aseguró, “el consumidor que entra a un Ikea lleno de placas fotovoltaicas y que no puede autoconsumir le está pagando al Ikea su electricidad. Siento ser tan burro”.

Hizo una analogía con el coste del Metro, que aseguró en “la mayoría de los países del mundo” es más caro “en la punta” de demanda.

Sí reconoció que esta solución energética reduce la necesidad de invertir en unas redes que, aseguró, no requieren “una inversión fuerte”; pero deslizó que “genera problemas de control” y “se ha vendido como la democratización, como el abaratamiento”, pero “no es más barato, de hecho es más caro”, porque es “evidente” que “llenar” los tejados de paneles solares “es mucho más caro” que poner una planta fotovoltaica de 400 MW en el campo, “en un sitio planito y de manera industrial”.

Mientras, PP y Vox acaban de pactar en Castilla y León poner coto a las grandes fotovoltaicas y eólicas, como ya acordaron en Extremadura y Aragón. Y prometen “fomentar el autoconsumo industrial delimitando una banda alrededor de los polígonos industriales en la que se autoricen instalaciones destinadas mayoritariamente al autoconsumo industrial”, dice el documento que acaban de firmar el partido de Nadal y la ultraderecha.

Alarma en el sector 

La propuesta del gurú económico de Alberto Núñez Feijóo ha propiciado el rechazo de expertos como el economista Manuel Hidalgo, que en un artículo en Cinco Días recuerda que el autoconsumo “no es un capricho de unos pocos privilegiados, ya que hunde los precios mayoristas y despliega un paraguas protector sobre toda la población”.

Hidalgo subraya que España ya soporta el término fijo de potencia más alto de la UE, “herencia de las subidas de 2012 a 2015”, y “quien autoconsume no esquiva ese coste, porque la potencia se paga por estar conectado, se consuma o no de la red”. E imponer “cargos disuasorios para proteger el modelo de negocio de las viejas redes sería un error de diagnóstico monumental, que condenaría a la sociedad a un futuro eléctrico más caro y desigual”.

Repescado hace menos de un año por Feijóo, Nadal fue secretario de Estado de Energía con José Manuel Soria como ministro de Industria, de diciembre de 2012 a noviembre de 2016, y responsable del impuesto al sol y el recorte retroactivo a las renovables que llevó a una catarata de condenas contra España que aún colea.

El impuesto al sol, cuya génesis se atribuyó en el sector a Iberdrola, lo defendió en 2015 la FAES de José María Aznar (entonces asesor de Endesa) en un estudio coescrito por un directivo de la eléctrica vasca, que en 2017 admitió que esta solución energética era un riesgo para su negocio. El denominado “cargo por autoconsumo” frenó durante años su despegue y provocó la mofa de la revista Forbes sobre cómo España iba a poner un “impuesto al sol”, con un conato de revuelta incluso en comunidades gobernadas por el PP.

Ahora el sector ve con preocupación la amenaza del gurú económico del PP, mientras admite cierto parón en la instalación de nueva potencia de autoconsumo. No obstante, el sector pone en cuestión los datos que publica desde diciembre REE, que apuntan a una fuerte caída en los últimos meses. 

A finales de 2025, el operador del sistema empezó a publicar información sobre la potencia instalada de autoconsumo, tras años en los que la única fuente de estos datos eran las estimaciones de las patronales del sector. Según sus datos provisionales, de diciembre a junio se habrían conectado menos de 500 megavatios (MW). Supondrían menos de 1.000 MW en un año, un mínimo desde 2020, cuando no se llegó a 600, y ahondaría las caídas de los últimos ejercicios.

En los dos últimos años se han instalado unos 1,1 gigavatios (GW) anuales, tras el fin de las ayudas del Plan de Recuperación y de las deducciones en el IRPF, y ya son tres ejercicios seguidos de retrocesos en el ritmo de instalación tras el histórico 2022. Ese año, los disparatados precios de la luz que provocó la invasión de Ucrania propiciaron que se instalaran 2,5 GW, según la Unión Española Fotovoltaica (UNEF).

Los datos de REE se basan en la información disponible en el Sistema de Medidas Eléctricas (SIMEL) remitidos por las distribuidoras y en estimaciones del operador del sistema con “la mejor información disponible en cada momento”. Como advierte el Ministerio para la Transición Ecológica, estos datos pueden tener “un decalaje importante” aunque el mercado haya aflojado en los últimos meses.

“Vemos una tendencia bastante plana”, de “caída en el sector residencial pero incremento en el industrial”, indica Héctor de Lama, director técnico de UNEF, que apunta los problemas para conectar a la red nueva demanda como asidero del sector.

Javier Lázaro, director Técnico y de Regulación de la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA), invita a leer con cautela los datos de REE, dado que tiene “muchas dificultades para tener toda la información fidedigna”, sobre todo de las instalaciones sin excedentes, que no vierten energía a la red.

El responsable de APPA admite que el arranque de 2026 ha sido el peor en años: “Lo que nos comentan las empresas del sector es que es verdad que ha sido un primer trimestre muy malo”, en el que “ha sido imposible trabajar por todas las lluvias y borrascas”. “Puede que el ritmo de las propias instalaciones sea inferior al de otros años, pero no hemos notado un feedback de que haya descendido muchísimo”, dice Lázaro.

REE, que actualiza diariamente sus datos, recoge que a junio habría instalados 9.194 MW de autoconsumo. UNEF estimaba en enero 9,3 GW al cierre de 2025. Y APPA estima que el año pasado se cerró con casi 9,6 GW, tras instalarse 368 MW en el segmento residencial y 846 MW del ámbito comercial e industrial, según sus datos.

Lo normal es que el Real Decreto-Ley 7/2026 (el de la guerra en Irán) impulse el autoconsumo, tras ampliarse hasta 5 kilómetros el radio para compartirlo en plantas de suelo (y no solo en cubiertas). Además, Transición Ecológica tramita desde hace meses un Real Decreto para impulsar el autoconsumo colectivo. No obstante, la CNMC ha expresado dudas sobre la propuesta ante “los riesgos asociados a potenciales desequilibrios de tensión en las redes”, un aviso a navegantes tras el apagón del 28 de abril de 2025, los problemas de observabilidad de estas plantas para REE y la desconexión de muchas instalaciones en ese histórico colapso energético.

Con todo, la situación actual del autoconsumo es radicalmente distinta al erial que vivió con Mariano Rajoy. El departamento de Sara Aagesen calcula que más de 600.000 hogares y empresas han apostado por él tras “un crecimiento exponencial del 1.600% desde 2018”. Recuerda que su hoja de ruta (de 2021) contemplaba un escenario base de 9 GW ya superado y de 14 GW en un escenario de alta penetración. Esta solución energética ya cubre el 4% del consumo eléctrico en España.

La última revisión del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), de 2023, contemplaba 19 GW para 2030. Un PNIEC que el último ministro de Energía de Rajoy, Álvaro Nadal, fue incapaz de aprobar pese a exigirlo la Comisión Europea. Su hermano gemelo (partidario de mantener las nucleares al menos 20 años) lo tacha de “literatura de ficción”.

La sociedad pública Sodena aportará “hasta 50 millones” de euros al capital de la empresa conjunta con el fabricante chino Hithium para la instalación en Navarra de una factoría para la producción de baterías de almacenamiento eléctrico que estará en funcionamiento a partir del 2027. Así lo ha anunciado el consejero de Industria y de Transición Ecológica y Digital Empresarial, Mikel Irujo, después de que se cerrase hace unas semanas el acuerdo con la empresa china para la construcción de la planta, que contará con una inversión total de más de 400 millones y que generará 700 empleos directos.

Irujo ha avanzado que, si bien Hithium iba a realizar una aportación incial de capital de 61 millones, “en las últimas negociaciones” han previsto “elevar esa suma a los 100 millones”. Así, ha afirmado que “el motivo de la entrada de capital público se justifica desde el punto de vista del arraigo empresarial para asegurar el futuro de la planta en Navarra, asegurar la configuración de una cadena de valor industrial en el territorio, así como la contratación de personal laboral local”.

El consejero ha subrayado asimismo que “siempre que se cuente con las autorizaciones necesarias (tanto internas como de las autoridades administrativas competentes) y de conformidad con la legislación vigente, además del límite de inversión total de 50 millones, Sodena hará todo lo posible por estudiar la posibilidad de proporcionar garantías o contragarantías adicionales, en forma de avales”. Irujo ha detallado que “el objetivo es que las baterías de Hithium tengan el sello de Made in Navarra”. “Y todo ello, asegurando empleo de calidad para esos 700 puestos de trabajo previstos”, ha afirmado.

Irujo ha explicado que la primera visita de Hithium a Navarra se produjo en octubre del 2023, y que “la empresa y el Gobierno de Navarra han estado colaborando estrechamente con el objetivo de evaluar la viabilidad de la ejecución del proyecto en Navarra desde todas las perspectivas pertinentes (incluidas las cuestiones normativas, administrativas, operativas, financieras y relacionadas con el empleo), habiendo concluido ambas partes que Navarra reúne las condiciones necesarias y óptimas para el desarrollo del proyecto de inversión”.

Ha recordado que, tras la visita de Hithium, con su fundador a la cabeza, el 14 de diciembre de 2025, la empresa invitó al Ejecutivo a visitar y ultimar negociaciones en su planta de Chongqing los días 13 a 15 de enero. Y una semana más tarde, el 23 de enero de 2026, el Grupo Hithium constituyó en Navarra una sociedad denominada Hithium Spain Innovation, S.A., “destinada a servir de vehículo corporativo a través del cual se ejecutará y desarrollará el proyecto de inversión”.

Ha explicado que, como promotor principal y socio industrial del proyecto, Hithium ha iniciado el proceso de 'due diligence' industrial del proyecto en Navarra, incluida la evaluación técnica, industrial y jurídica de las posibles instalaciones donde irá la fábrica de producción. Además, ha continuado, el asesor financiero de la empresa ha realizado un sondeo de mercado informal con los principales bancos comerciales en abril e inició las negociaciones oficiales con los prestamistas en mayo.

Irujo ha precisado que Hithium estima que el desarrollo del proyecto supondrá un gasto de capital de aproximadamente 405 millones de euros y que tiene la intención de recurrir a las siguientes fuentes de financiación: aportaciones de capital por un importe total de 150.000.000 euros; financiación bancaria y de instrumentos como el FAIIP (Fondo de Apoyo a la Inversión Industrial Productiva) por un importe total de 174.000.000 euros; y subvenciones públicas por un importe total de 81.000.000 euros. “Estas cifras son aproximativas, podrían variar ligeramente en el transcurso de las negociaciones”, ha afirmado.

Según el consejero, el pasado 6 de mayo el Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (Idae), adscrito al Ministerio de Transición Ecológica y Reto Demográfico, emitió una propuesta para la concesión de una subvención a favor de Hithium por un importe de 81.000.000 euros para el desarrollo del proyecto en Navarra. “No está del todo confirmado, a falta del resultado de la evaluación técnica, si bien es un hito fundamental para el proyecto”, ha dicho.

Frenar el derribo de la central hidroeléctrica, La Retorna, y recuperar su uso permitiría abaster de energía limpia a hasta cuatro mil hogares. Con este objetivo, Anguiano, Ventrosa de la Sierra y Brieba de Cameros han puesto en marcha la campaña 'Salvemos La Retorna'. Quieren que se paralice definitivamente el procedimiento de demolición abierto por la Confederación Hidrográfica del Ebro de este histórico aprovechamiento hidroeléctrico del Alto Najerilla y se abra una nueva etapa para su continuidad. Defienden la conservación de la presa y de la central como patrimonio industrial, pero también como infraestructura útil para seguir generando energía renovable en el territorio.

Los tres municipios, en los que se ubica el conjunto hidroeléctrico, reclaman su protección definitiva como Bien de Interés Cultural y la licitación de una nueva concesión, durante 30 años más, que permita mantener en servicio una instalación con capacidad para suministrar energía limpia a entre 1.500 y 4.000 hogares, en función de la climatología y el caudal del río. Eso supone que podría generar luz para abastecer a todos los municipios de las 7 Villas y Anguiano, incluso en verano.

Además, plantean que esa continuidad suponga un retorno para la zona, mediante compensaciones económicas directas a los municipios afectados, como un canon, o a través de reducciones en la factura eléctrica de los habitantes, en una zona de duros inviernos en los que la luz es la única opción para generar calor. Medidas que, sin duda, favorecerían la actividad económica y la llegada de nuevos negocios y supondrían una apuesta real contra la despoblación. Los alcaldes y alcaldesa de los municipios, Gemma López (Anguiano), Daniel Carrillo (Brieva de Cameros) Domingo Blanco (Ventrosa de la Sierra) y el geólogo, experto en gestión hídrica y vecino del municipio de Anguiano, Rubén Esteban han detallado la campaña.

La Retorna es parte del patrimonio y de la memoria del Alto Najerilla y una infraestructura singular en la ingeniería del siglo XX. Su construcción a mediados de la década de los cuarenta mediante el sistema de arco-gravedad fue innovadora en su tiempo y sirvió de prototipo de otras importantes presas de mayor tamaño en España. Su autor, el ingeniero riojano Carlos Fernández Casado, está considerado como uno de los proyectistas más importantes del pasado siglo. Pionero en diversas técnicas de construcción de puentes, sus libros han formado a generaciones de ingenieros.

Movilización contra la decisión de la CHE

La movilización social se produce después de que la Confederación Hidrográfica del Ebro resolviera, en junio de 2022, el fin de la concesión de La Retorna, tras agotarse el plazo de 75 años otorgado en su día. Requirió además a la última concesionaria, Minicentrales Hidroeléctricas de La Rioja -actualmente RPI, Renewable Power International-, la demolición de todo el conjunto para recuperar la continuidad fluvial en una zona incluida en Red Natura 2000.

Tanto la empresa, como los tres municipios en los que se ubica el salto, así como distintas organizaciones sociales y del mundo de la ingeniería presentaron, sin éxito, alegaciones ante la decisión de la CHE. La antigua concesionaria aportó, además, un amplio plan de viabilidad técnica, económica y medioambiental. Recoge, incluso, el compromiso de realizar un estudio para analizar las especies presentes en el cauce y las medidas de protección a implementar para salvaguardar el ecosistema.

Minicentrales Hidroeléctricas de La Rioja llevó el caso a los tribunales. El Tribunal Superior de Justicia de Aragón -jurisdicción a la que pertenece la CHE- desestimó el recurso presentado y confirmó la demolición (7 de enero de 2025). Sin embargo, la compañía acudió al Tribunal Supremo, que en enero de este año admitió el recurso. En estos momentos estudia el caso y ha paralizado la demolición a la espera de analizar si es legal que se ejecute mientras hay un expediente abierto para declararlo Bien de Interés Cultural.

Ese procedimiento de protección BIC fue iniciado por el Gobierno de La Rioja en 2023. El expediente fue reclamado por el Ministerio de Cultura al tratarse de una infraestructura ubicada en dominio público hidráulico, pero ahora el Gobierno central ha decidido inhibirse en el procedimiento y lo ha trasladado de nuevo al Ejecutivo riojano. Los tres municipios implicados piden la máxima celeridad en su tramitación, ya que esta declaración sería decisiva para evitar, de forma definitiva, la demolición de La Retorna. Para los ayuntamientos, demoler La Retorna supondría una pérdida irreversible desde el punto de vista patrimonial, paisajístico y territorial. Alertan además de los daños que provocarían en el ecosistema los trabajos necesarios para eliminar la presa y la central en un lugar de difícil acceso. Frente a esa opción, defienden una solución que combine conservación, aprovechamiento energético y protección ambiental.

Firmas para salvar a La Retorna

Los tres municipios del Alto Najerilla recogen sus reivindicaciones en un manifiesto y piden el apoyo, con su firma, de la ciudadanía, los colectivos sociales y las organizaciones profesionales, a través de la página www.salvemoslaretorna.org. Han lanzado además una iniciativa en Change.org (https://www.change.org/salvemoslaretorna) para recoger firmas y lograr que esta histórica central siga en pie y generando energía limpia, tal y como proyectó en su día Carlos Fernández Casado.

Entre las entidades que han mostrado su apoyo a la continuidad de La Retorna figuran: la Asociación Nacional de Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos y de la Ingeniería Civil; el Instituto de la Ingeniería de España; el Foro Agua, Alimentos y Sostenibilidad; el Colegio Oficial de Geólogos de España; la Asociación de Empresas de Energías Renovables, el Colegio de Ingenieros Agrónomos de La Rioja y la asociación de defensa del patrimonio riojano Rioxa Nostra.

Cronología de La Retorna

Años 40-50: nacimiento y consolidación del Salto.

• Década de 1940.- Electra de Recajo impulsa en la década el proyecto del Salto de La Retorna y obtiene la concesión para construir la presa en los caudales de los ríos Najerilla y Brieva.

• 1944.- Se levanta la presa con el sistema de arco-gravedad y, un año después, en 1945 se tramita la instalación de la central con dos grupos de 1.400 kVA.

• 1947.- Entra en funcionamiento la central.

• 1956.- Se legaliza un segundo grupo con turbina Francis y alternador de 1.400 kVA.

2021-2022: fin de la concesión y amenaza de demolición.

• 20 de diciembre de 2021.- Finaliza la concesión de explotación de Minicentrales Hidroeléctricas de La Rioja.

• 14 de junio de 2022.- La Confederación Hidrográfica del Ebro hace pública la extinción del derecho concesional tras 75 años y requiere la demolición de elementos en dominio público hidráulico para recuperar la continuidad fluvial. La empresa presenta alegaciones, al igual que los municipios implicados, y solicita la prórroga con un plan de mejoras y viabilidad.

2023-2026: protección patrimonial, vía judicial y movilización social.

• 21 de noviembre de 2023.- El Gobierno de La Rioja incoa el expediente para declarar La Retorna Bien de Interés Cultural, publicado en el BOE el 1 de marzo de 2024.

• Diciembre de 2024.- El Colegio de Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos presenta alegaciones contra la demolición.

• 7 de enero de 2025.- El Tribunal Superior de Justicia de Aragón confirma el derribo.

• 13 de marzo de 2025.- El Parlamento de La Rioja insta al Gobierno de España a declarar de forma urgente el BIC.

• 14 de enero de 2026.- El Tribunal Supremo admite a trámite el recurso de casación de la concesionaria y deja en suspenso la demolición mientras analiza el alcance del expediente patrimonial.

• Abril de 2026.- El Ministerio de Cultura se desinhibe del expediente BIC, que vuelve al Gobierno de La Rioja.

• Junio de 2026.- Se presenta la campaña ‘Salvemos La Retorna’ para evitar la demolición de esta infraestructura y lograr que vuelva a generar energía limpia.